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中东x区块致密砂岩压裂过程中的储层保护措施

1、概述

中东X区块是中国石化在海外的重点勘探区块，其中，MR构造带上的U组地层是其重要的勘探目的层。2009年开发该层的第一口井完钻，目的层段UB(U层段的一个小层)埋深超过4500m，地层压力系数达到1.48，地层温度达150℃，属超深、高温、高压地层。该层段的测井平均渗透率为10.76×10-3μm3，岩心扫描平均渗透率为43.2×10-3μm3；室内岩心测量平均渗透率为4.6×10-3μm3，而加围压至34.5MPa时渗透率平均下降64％。尽管如此，UB层段是该区块开展勘探工作几年以来找到的储层物性条件最好的储层。

该井的完井测试结果与录井结果差异较大，为此，ST项目部决定对该井实施压裂作业以提高单井产能、佐证勘探成果。但该井实施水力压裂难度是相当大的，不仅要保证地层压得开，使水力裂缝穿透到远井地带并保持合适的几何形状，更要维持水力裂缝的高导流能力，减少压裂液对地层的二次伤害从而确保改造效果。

鉴于敏感性试验结果显示该目的层仅存在弱水敏和潜在酸敏，而2.0％的KCl盐水即可有效抑制黏土膨胀，可以使用水基压裂液；对潜在酸敏问题，则需在压前酸洗处理时彻底返排以降低伤害即可。因而，在对该目的层实施改造时，基于降低伤害、保证储层改造效果的目的，储层改造的重点放在材料检测及优选、储层改造设计及工艺技术优化方面。

2、支撑剂体系的评价及优选

水力压裂要提高并保持改造效果，重要的一点是保证支撑裂缝的导流能力。影响加砂压裂水力裂缝导流能力的因素主要有三个：

(1)支撑剂是否可能嵌入、压碎?

(2)作业过程中是否有节流裂缝产生?

(3)施工结束后支撑裂缝内压裂液的返排是否彻底?是否有残渣驻留?

对支撑剂本身来讲，在高应力条件下的低破碎率与相对高导流能力是进行支撑剂检测及优选时重点考虑的因素。按照这一思路，对不同产地的几种支撑剂进行了检测。表5为通过试验测定的几种支撑剂的基本物性参数。

表5选用的国内外支撑剂的基本物性参数

从表5可以看出，Schlumberger公司提供的和新疆、四川广汉生产的均是高密度高强度陶粒，其中Schlumberger公司提供的陶粒其视密度和体积密度都是最高的，但其破碎率是最低的。此外，Schlumberger公司提供样品的浊度超过了我国石油行业推荐标准SY／T51O8-2O06的要求。但现场供货和中东现场的条件不得不考虑：一方面取样环境可能会影响到其浊度，另一方面要综合考虑筛析和导流能力结果。因此，只有综合考虑了各种情况以后，才能最终确定选用哪种支撑剂。

表6为根据行业推荐标准SY／T63O2《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》进行的短期导流能力试验结果，图7为按照线性回归的支撑剂导流能力的比较结果。由表6和图7可知，在闭合压力为90MPa时，四川广汉产的支撑剂其导流能力为22.85μm2·cm，Schlumberger公司生产的SINBAUX为24.52μm2·cm，而新疆产的陶粒仅为11.52μm2·cm。当然，这种外推的结果误差较大，不过也可作为优选支撑剂的一种参考。

表6不同支撑剂的短期倒流能力

图7支撑剂导流能力比较

结合支撑剂高应力下的破碎率及导流能力结果，考虑目的层段地应力较高(87MPa)的实际，最终确定选用Schlumberger公司的高密度高强度支撑剂(SINBAUX)作为该储层改造的支撑剂。

3、压裂液体系的优选评价试验

压裂液体系的优选是进行有效压裂的重要保障之一。在目前三类主要的水力压裂工作液中，滑流水压裂作业一般需要较大的排量(＞8m3／min)，而中东X区块致密砂岩气藏由于其埋藏深、地应力高且井身结构复杂，难以实施大排量作业；其次考虑到清洁压裂液的高成本及中东RM石油公司及俄罗斯公司已在盆地内部周边区块应用瓜胶压裂液成功实施了压裂作业的事实，在MR构造U组储层的改造作业中，将瓜胶原粉为稠化剂的WF100压裂液体系作为检测、优选的重点。

选择瓜胶原粉作为压裂液稠化剂，不仅是因为引进硼交联体系扩大了其适用温度范围(可适用于150℃高温)，更重要的是从残渣含量体积比来看要小于羟丙基瓜胶(HPG)及羧甲基羟丙基瓜胶(CMHPG)。

优选压裂液体系时，综合考虑了众多学者对植物胶在加砂压裂改造过程中伤害地层及对产能的影响特征的研究成果，从降低缝内及缝面伤害角度开展了大量室内评价工作：

(1)应用Chann35流变仪检测了特定瓜胶浓度下的基液黏度；

(2)测定了特定瓜胶浓度及不同交联剂配比下的交联时间以确定合适的交联剂浓度；

(3)应用M5600GraceHP／HT流变仪进行了全程破胶条件下的抗剪切试验，以确定合适的破胶剂组合；

(4)测定了不同稠化剂浓度下压裂液基液的黏度，并根据可能的施工排量及施工时间确定了交联