砂砾岩储层压裂过程中的支撑剂铺置设计

李猛 宋博 蔡福宝 王根柱 郭加旗(．大庆油田井下作业公司， 黑龙江 大庆 600；．渤海钻探第一钻井分公司， 天津 0080；．北京国电思达科技， 北京 00000）

砂砾岩储层压裂过程中的支撑剂铺置设计

李猛1宋博1蔡福宝1王根柱2郭加旗3(1．大庆油田井下作业公司， 黑龙江 大庆 16300；2．渤海钻探第一钻井分公司， 天津 300280；3．北京国电思达科技， 北京 100000）

砂砾岩储层属低孔隙、低渗透储层，本身物性较差，在开发过程中多采用压裂增产，砂砾岩储层复杂的地质结构，压裂施工效果不好，因此需对支撑剂铺置合理地设计，才能达到有效增产的目的。砂砾岩压裂过程需要合理地选择支撑剂，设计施工泵注排量及砂浓度，以获得的良好导流效果。而通过有效的支撑剂组合，既能增加裂缝的导流能力，也能降低支撑剂嵌入伤害，是砂砾岩储层改造的重要技术。

砂砾岩储层；支撑剂铺置设计；组合加砂设计

1 砂砾岩储层组合加砂设计

在压裂施工后，人工裂缝在地应力作用下会闭合，支撑剂容易嵌入压裂改造后的裂缝壁面，造成支撑剂对于裂缝壁面的压实，伤害有效人工裂缝的导流能力。往往需要适当地提高砂浓度，采用多粒径的支撑剂组合，并通过尾追大粒径支撑剂的方式，获得良好的长期导流能力[1]。陶粒支撑剂的破碎率较低，选择密度较低的人造陶粒支撑剂，既能保证形成的有效支撑裂缝具有较高的导流能力，又能保证增加形成的有效裂缝的长度。

图2 注入支撑剂最高砂比与W/D关系曲线

上图所示发现小粒径的支撑剂能够更加容易的随压裂液注入人工裂缝，由于粒径较大的支撑剂具有更高的导流能力，并且降低支撑剂嵌入对导流能力的影响[2]，小粒径支撑剂能够更有效地充填裂缝，砂砾岩储层压裂出的裂缝宽度较小。根据以往对砂砾岩储层的施工经验，支撑剂的粒径多采用20/40目与40/70目不同比重的组合陶粒。

通过泵入不同粒径以及不同密度的支撑剂可以充分利用压裂液能量，携带更多支撑剂进入人工裂缝。综合考虑以上因素，采用40/70目、20/40目、20/40以及20/40目的组合陶粒(配比为6%：27% ：27%：40%)，通过支撑剂导流能力实验以及支撑剂可视平板实验优选的支撑剂组合为，对于不同支撑剂组合导流能力(表1）所示：

表1 单一支撑剂与组和支撑剂导流能力测试对比

根据单一支撑剂与组合支撑剂的导流能力测试，发现在较高的闭合压力下，组和支撑剂与单一支撑剂的导流能力相近，而组合支撑剂的铺砂效果明显好于单一支撑剂。

2 砂砾岩压裂加砂设计

砂砾岩储层由于天然裂缝发育，在前置液加砂过程中，压裂液会大量滤失，容易发生脱砂现象而造成砂堵，在前置液中通常泵注40/70目、砂比为5%左右的支撑剂，确保无因砂堵造成憋压过高。针对于这种特殊情况，在裂缝延伸初期采用高排量注入携砂压裂液，以起到打磨裂缝的目的。施工过程中通常加入砂比为10%的40/70目的支撑剂，泵入排量在施工压力允许的情况下可以升至7～8m3/min。对于单一的水力裂缝，根据极限加砂理论，确定优化后的加砂的最高砂比为40%，平均砂比在25%左右，实际施工作业中，需根据实际情况增加砂浓度以获得更高的导流能力，可以适量提高砂比，例如在尾注支撑剂阶段注入40%～50%砂比的大粒径支撑剂。根据以往的施工经验，砂砾岩储层的压裂排量一般采用5-7m3/min。

3 生产实例

NC12井是江苏油田的砂砾岩生产井，完钻井深3870．0m。储层岩性为泥质砂砾岩，改造井段在3731．5～3820．5m。2012年8月4日按照设计进行压裂施工，初期以小排量注入35m3前置液后，提高排量值6．4m3/min，注入6%的40/70目的支撑剂段塞，提高排量至6．9m3/min，压力上升至86MPa，且上升速度较快。注入10%的40/70目的支撑剂打磨裂缝，施工压力额下降至79MPa，开始泵入携砂液。施工排量保持在5．0～7．1m3/min，最高砂比47%，平均砂比29．5%，施工压力额保持在50 ～75MPa。初期产油29．8t/d，产气1．3×104m3/d。

[1]岳艳如.砂砾岩储层压裂控缝高技术研究[D].中国石油大学,2011.

[2]曾凡辉,郭建春,陈敏.大厚段砂砾岩储层压裂工艺技术研究及应用[J].石油天然气学报,2011,33(5):123-126.