致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实.doc
张子麟
中图分类号：TE357.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）27-0012-01
1.致密储层复杂裂缝扩展规律及可压性评价
1）复合缝网裂缝起裂-扩展规律研究
采用大尺寸真三轴模拟系统开展三向应力下水力裂缝破裂-扩展物模实验，完成后对岩心进行人工裂缝CT扫描及三维重构分析，认识裂缝平面扩展规律，为压裂设计优化提供依据。
通过开展了致密油储层起裂-扩展物模实验，认识了不同应力差、液体粘度条件下裂缝扩展的形态和破裂压力大小，压裂液粘度越低，应力比值越小（<1.2），裂缝复杂程度越高。
2）致密油复合体积压裂可压性研究
可压裂性是致密油水力压裂首要考虑的性质，其影响因素较多，为综合各个因素对可压裂性的影响，需建立可压指数的模型进行定量评价。可压指数计算的步骤是：首先将不同单位、不同量纲的参数值采用极差变换或经验赋值标准化，然后采用层次分析法确定不同因素对可压裂性影响的权重，最后将标准化值与权重系数加权即为致密油的可压裂系数。其数学计算公式为：
2-1
式中，为可压指数，量纲一；
为致密油储层参数的标准化值，量纲一；
为储层参数的权重系数，量纲一；
C为修正系数，根据不同致密油储层特点取经验值；n为参数的个数。
2.致密复合体积压裂改造工艺技术
1）致密油体积压裂工艺技术
（1）多级交替压裂工艺技术
胜利油田致密油储层受区域构造影响，水平主应力差异较大（5-15MPa），难于形成复杂裂缝网络，制约了体积压裂技术应用，对于水平应力差小于10MPa，采用大排量、低粘度多级交替压裂工艺技术。
（2）裂缝内暂堵技术研究
对于水平应力差大于10MPa，难于形成复杂裂缝网络，提出裂缝内人工多次暂堵建立多缝技术，有效提高缝内净压力，实现裂缝转向。
缝内人工多次暂堵建立多缝技术核心是水溶性多裂缝暂堵剂的研发，通过一次或多次投送水溶性多裂缝暂堵剂，形成滤饼临时封堵裂缝，提高缝内压力，迫使层内高应力区开启一条或多条新裂缝，从而提高改造体积。
2）致密油主裂缝高导流通道压裂技术
与常规工艺相似，新技术的泵注程序包括：前置液阶段，然后是携砂液阶段，最后是顶替液阶段。通道压裂和常规压裂的泵注程序最大的不同在于高导流裂缝的支撑剂是分段加入的，每加入一段支撑剂后就再注入一段没有支撑剂的压裂液，如此反复。
高导流通道压裂技术的核心技术之一是纤维材料，纤维材料在压裂过程中起到支撑剂成团作用，通过纤维分散性、携砂性、固砂稳砂性、配伍性等实验，筛选了适合通道压裂的纤维体系。
3.致密砂岩复合体积压裂改造现场应用
1）花古XX块现场应用情况
花古XX块压裂层位二叠系奎山段，目前共完成2口井的压裂设计及现场施工。
通过对花古XX块杨氏模量、泊松比、水平应力、脆性指数等力学参数计算，设计采用体积压裂+高导流通道压裂组合压裂工艺技术，压裂液设计采用线性胶+交联压裂液体系，一方面提高改造体积，另一方面提高主裂缝导流能力。
2016年9月27日在花古XX井实施了组合裂缝压裂工艺，利用线性胶和交联液分别造分支缝和主裂缝复合缝网压裂工艺技术，施工顺利完成，该井压前测试无工业油流，压后截止目前已自喷67d，累液1233.6t，累油1030t，目前自喷日液17.4t，日油15.8t，油压2.1MPa。
2）垦XX井现场应用情况
垦XX井位于济阳坳陷沾化凹陷垦西斜坡带，主要目的层为沙三中。目的层段邻近断层、岩性为闪长玢岩天然裂缝发育导致压裂液滤失大压裂改造风险高，储层跨度大均衡改造难度大。
通过地应力计算，预测地层破裂压力为58Mpa，杨氏模量为29Gpa，高导流通道适应性指数介于500-770，地应力差介于8-12Mpa，最终确定了组合缝网压裂工艺；依据压、温系统，优化了速溶型低濃度胍胶压裂液体系和低密度支撑剂。
该井于12月8日顺利完成压裂施工，施工排量9m3/min，共泵注线性胶+交联液1200m3，支撑剂67.4m3。 压后截止目前已自喷累液1439t，累油1199t，目前自喷日油83.65t，油压13.5MPa。
