D油田致密储层直井缝网压裂试验

金 明

（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院 吉林松原 138000）

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D油田致密储层直井缝网压裂试验

金 明

（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院 吉林松原 138000）

随着油田开发的不断深入。剩余储量资源品质变差多为致密储层，表现为低孔、低渗、排驱压力大、渗流能力差、单井产量低，常规方式达不到效益开发要求。通过对压贡资料研究明确了致密储层孔喉结构特点，并开展了缝网压裂试验，探索有效动用方式，结合开发效果分析，认为本井或邻井有效储层发育是缝网压裂取得成功的前提。

致密储层；孔喉结构；直井；缝网压裂；开发试验

1 地质概况

吉林D油田位于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷中部，从深层泉四段到浅层姚一段宏观构造具有继承性，总体格局为北北东走向的长轴向斜，向斜东西两翼不对称，西翼较陡，东翼较缓。中、新生代以来，该区长期发育在盆地沉积、沉降轴线上，地层发育较齐全，局部发生过岩浆侵入和火山喷发。

钻井资料揭示，钻遇的地层自下而上为白垩系下统的泉头组四段、青山口组一段、青山口组二段、青山口组三段、姚家组一段、姚家组二加三段、嫩江组一段、嫩江组二段、嫩江组三段、嫩江组四段、嫩江组五段；白垩系上统的四方台组、明水组；第三系的大安组、泰康组和第四系。其中泉四段～嫩江组为连续沉积。晚白垩世末，受燕山运动Ⅳ～Ⅴ幕及其以后构造运动的影响，嫩五段和明二段地层不同程度缺失。

青山口组青一、二段泥岩是一套优质烃源岩，在松辽盆地南部分布广泛，大都进入成熟阶段，青山口组泥岩生成的油气除自生自储在高台子油层中外，还可以通过断裂向下运移（倒灌）进入扶杨油层，向上运移进入葡萄花油层。嫩江组一、二段也是一套优质烃源岩，由于其埋深相对较浅，该套烃源岩成熟范围比青山口组烃源岩小，生成的油气自生自储在黑帝庙油层中。

该油田纵向上发育四套含油层系，包括泉四段扶余油层，青一、青二、青三段高台子油层，姚一段葡萄花油层和嫩四段黑帝庙油层，主力含油层系为青一、二段高台子油层。

青山口组沉积环境为三角洲前缘，青一段储层主要沉积微相为水下分支河道、河口坝；青二段储层主要沉积微相为水下分支河道、河口坝、远砂坝；沉积以西南保康水系和西部通榆水系控制为主，东南部怀德水系控制作用减弱，砂体由西南向东北减薄。近物源沉积区主力层砂体连片发育，砂岩厚度大、储层物性好，非主力层砂体连续性差、砂岩厚度小，储层物性差；沉积前缘主力层砂体连续性差、砂岩厚度小、储层物性差，前缘主力层及近源非主力层为致密储层。

2 储层物性特征

研究区青一、二段储层岩心及物性原油数据统计分析表明，区内孔隙度渗透率分布范围较大，孔隙度分布在6%～18%之间波动，渗透率频率分布在0.01mD～100mD之间。近物源区青一段孔隙度分布在9～18%之间，青一段平均为13.5%，青二段平均为12.3%。沉积前缘区青一段孔隙度分布在6～16%之间，青一段平均为8.8%，青二段平均为8.9%（图1）。

图1 青一二段不同沉积位置孔隙度分布直方图

近物源区青一段渗透率分布在0.5～100mD之间，青一段平均为7.6mD，青二段平均为5.6mD。沉积前缘区渗透率分布在0.01～5.0mD之间，青一段平均为0.96mD，青二段平均为0.68mD（图2）。

图2 青一二段不同沉积位置渗透率分布直方图

3 储层结构分类

孔隙结构指的是岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系，孔喉结构直接影响储层的渗流能力，了解储层孔喉的结构对一个油田开发方式和井网方式的选择有很好的指导意义。

一般而言，研究孔隙结构的实验方法可归纳为两大类：一类为直接观测法，包括岩心观测、铸体薄片法、扫描电镜法和图像分析法；另一类为间接测定法，包括毛细管压力法、孔渗分析、X-光衍射分析等。通过压汞取得的毛管压力资料是孔隙结构分布定量参数的重要来源，通过压汞曲线可以得到孔隙度、渗透率、孔喉半径、排驱压力、中值压力等许多储层参数，这些参数从不同方面反映了储层储集性能的好坏。

D油田青一、二段135块岩心样品的压汞实验数据统计显示：排驱压力在0.1MPa～41.31MPa，平均为4.85MPa；孔喉半径在0.01μm～5.33μm，平均为0.98μm；最大孔隙半径在0.02μm～20.78μm，平均为3.65μm；均质系数在0.017～90.854，平均为为1.0；分选系数0.35～70.25，平均为6.98；退汞效率在1.04%～57.83%之间，平均为33.52%。总体来说该油田物性较差，歪度偏细，分选较差，孔隙喉道结构特征变化也较大。

毛管压力曲线表明，喉道半径大小和分布是影响渗透率的主要因素，喉道半径越大，排驱压力越小，最大进汞饱和度越大，而孔隙半径对其影响较小。当喉道半径小于0.4μm时排驱压力和汞饱和度的变化十分明显，随着喉道半径的增大，排驱压力急剧变小，汞饱和度则急剧增大，反之亦然。

根据岩心样品压汞实验数据，对区内储层砂岩孔隙结构进行了分类（表1），Ⅰ类和Ⅱa类储层应用直井面积注采井网开发动用，并且取得了良好的开发效果，Ⅱb类和Ⅲ类储层局部应用常规开发方式动用，但经济效益差。

表1 储层微观分类参数表

4 缝网压裂技术

缝网压裂技术是利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系，当裂缝延伸净压力大于储层天然裂缝或胶结弱面张开所需要的临界压力时，产生分支缝或净压力达到某一数值能直接在岩石本体形成分支缝，形成初步的 “缝网”系统；以主裂缝为“缝网”系统的主干，分支缝可能在距离主缝延伸一定长度后又回复到原来的裂缝方位，或者张开一些与主缝成一定角度的分支缝，最终形成以主裂缝为主干的纵横交错的“网状缝”系统［8-9］（图3）。

通过优化压裂施工参数，缝网压裂技术一方面能使储层形成复杂缝网，另一方面具有蓄能作用。

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5 开发试验效果分析

2015年针对致密储层开展了7口直井缝网压裂提产实验，探索效益开发途径，从试验效果上看这7口试验井可分为三类：

第一类为本井储层物性较好，通过缝网压裂可实现大幅度提液增产目的，代表井为QD20-06。

QD20-06井位于H46区块西部，2001年1月采用常规压裂投产动用青一段13号小层及青三段Ⅻ砂组，压裂排量为3.8m3/m，加砂量25m3，缝网压裂前标定日产液11.9t，日产油0.7t，含水94.1%，累产液3184t，累产油220t。

2015年5月1日对该井进行缝网压裂，压裂层段为青一段7、8、12、13号小层，单层动用砂岩厚度2.6～7.2m，储层声波时差220～255μs/m，缝网压裂排量为7.3～7.8m3/m，压裂液3465m3，加砂量23m3，压裂后产液量大幅度提高，日产液52.0t，产油2.9t，含水94.4%，累产液13997t，累产油795t。

第二类为本井储层物性差，但平面上邻井发育优质储层（图4），通过缝网压裂沟通优质储层，提高油层动用率，大幅度提高单井产能水平，代表井为QX114-36。

图4 过QX114-36井油藏剖面图

QX114-36井位于H60区块北部，2009年8月采用常规压裂投产方式动用青一段7、12、14、15号小层，压裂排量为4m3/ m，加砂量26m3，缝网压裂前标定日产液1.2t，日产油0.8t，含水33.3%，累产液6490t，累产油3524t。

2015年4月4日对该井进行缝网压裂，动用青二段23号小层、青一段1、3号小层，动用单层砂岩厚度0.8～2.4m，储层声波时差205～220μs/m，压裂排量为3.8～8.2m3/m，压裂液2658m3，加砂量33.6m3，压裂后日产液量12.8t，日产油3.1t，含水75.8%，累产液3653t，累产油987t。

第三类为本井储层物性差及周边储层不发育，试验效果较差，代表井为QX106-42。

QX106-42井位于H60区块北部，2009年12月采用常规压裂投产动用青一段3、12、14号小层，压裂排量为3.8m3/m，加砂量24m3，缝网压裂前标定日产液3.2t，日产油0.7t，含水78.1%，累产液8719t，累产油1984t。

2015年5月8日对该井进行缝网压裂，动用青二段20、21、22号小层，青一段3、5、7号小层，动用砂岩厚度14.8m，储层声波时差200～225μs/m，压裂排量为7～11m3/m，压裂液2191m3，加砂量34.2m3，压裂后日产液35.0t，产油0.3t，含水99.1%，累产液6397t，累产油31t。

6 结论

⑴D油田致密储层孔喉结构主要为Ⅱb类和Ⅲ类，属于中小孔细喉，储层渗流能力差。

⑵本井或邻井有效储层发育，具有一定的物质基础，是缝网压裂取得较好开发效果的前提。

⑶缝网压裂后油井初期产液量和产油量高于相似储层常规投产方式，起到大液量蓄能作用。

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