二次加砂工藝2種模式在蘇里格氣田的應用效果對比分析

洪亮

(長江大學石油工程學院，湖北武漢430100 中石油渤海鉆探工程有限公司油氣合作開發分公司，天津30028)

張華，徐梓晟，劉瀚宇　(中石油渤海鉆探工程有限公司油氣合作開發分公司,天津 300280)

盧偉，劉智恪　(中石油渤海鉆探工程有限公司工程技術研究院,天津 300280)

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二次加砂工藝2種模式在蘇里格氣田的應用效果對比分析

洪亮

(長江大學石油工程學院，湖北武漢430100 中石油渤海鉆探工程有限公司油氣合作開發分公司，天津30028)

張華，徐梓晟，劉瀚宇(中石油渤海鉆探工程有限公司油氣合作開發分公司,天津 300280)

盧偉，劉智恪(中石油渤海鉆探工程有限公司工程技術研究院,天津 300280)

[摘要]蘇里格氣田儲層具有層位多、層薄、跨度大、隔層條件差、水層多等特點，常規的壓裂工藝已無法滿足生產發展的要求，嚴重制約了該氣田的增產增效。通過多年不斷研究與實踐，在蘇里格氣田逐步探索出“加砂-停泵-加砂”和“加砂-暫堵-加砂”兩種二次加砂壓裂工藝模式。選取了蘇里格氣田S區塊的3口直井，這3口井目的層均為盒8段且砂體厚度及含氣性相當，3口井的壓裂工藝模式分別是常規模式、加砂-停泵-加砂模式、加砂-暫堵-加砂模式，在相同的施工參數及壓裂液體系下，從最終的試氣效果對比可以看出二次加砂壓裂工藝明顯優于常規壓裂工藝，產量大幅度提高，為后續的儲層改造探索出一條新思路。

[關鍵詞]蘇里格氣田；二次加砂；裂縫轉向；鋪砂濃度；應用對比

目前，蘇里格氣田直井的多層開發主要采用的是封隔器分層壓裂工藝，該工藝已經非常成熟，對于層間相距較遠，隔層條件較好的儲層來說具有非常不錯的改造效果，但是對于層多、層薄，且儲層隔層條件較差的儲層，如采用合壓工藝，裂縫肯定優先起裂于那些地應力低、泥質含量低的儲層，而對于地應力以及泥質含量相對較高的儲層來說改造效果較差，甚至得不到有效改造；如采用封隔器分壓的工藝，往往又容易出現封隔器管內能分隔開，而地層封隔不開的現象,導致壓裂上下竄層，最終影響儲層的改造效果。二次加砂壓裂工藝是近幾年應用較廣泛的一項技術，對類似儲層有顯著效果，能提高縫內鋪砂濃度和裂縫導流能力，有效控制裂縫垂向延伸，從而有效提高單井產量，延長單井生產周期。筆者通過實際的應用及效果對比來說明二次加砂工藝的適用性。

1二次加砂壓裂工藝模式及改造機理

通過從蘇里格地區地質狀況、區塊儲層特點和壓裂施工等多個環節上的不斷研究，逐步探索出2種有效提高單井產量的直井壓裂改造模式。一是“加砂-停泵-加砂”模式，有效控制縫長、縫高，增加縫寬，達到提高支撐裂縫導流能力的目的[1]，克服常規加砂壓裂小層改造不均且縫長不能有效控制的弊端；二是“加砂-暫堵-加砂”模式，有效實現裂縫轉向、多裂縫，通過增大油氣泄流面積來提高單井產量，延長單井生產周期。

1.1“加砂-停泵-加砂”模式

該模式是將支撐劑分2次加入，第1次加砂完成后，停泵等支撐劑下沉及裂縫閉合，然后進行第2次加砂。由于第1次加砂地層已經形成人工裂縫，第2次加砂時液體仍然會沿著原先開啟的老縫流動。支撐劑在老縫中的沉降一方面會在裂縫壁面上形成濾餅，使得再次加砂時的液體濾失率大幅度降低，大大提高了液體造縫效率。另一方面會改變井筒周圍的應力分布狀態，限制裂縫在垂向上的過度延伸，達到造長縫、寬縫的目的，從而提高裂縫導流能力[2]。

1.2“加砂-暫堵-加砂”模式

該模式的依據是橋堵原理，即施工過程中將轉向劑實時地加入壓裂液中，由于轉向劑是黏彈性的固體小顆粒，懸浮于壓裂液中并隨流體流向阻力最小的方向，當流過進入井筒的炮眼后，部分轉向劑顆粒進入地層中的裂縫或高滲透層，在炮眼端部和高滲透區域形成濾餅橋堵，這些橋堵阻擋了后續液體向原裂縫、高滲透帶或較低地應力區的流動，形成高于裂縫破裂壓力的壓差值，迫使壓裂液進入其他區域，從而產生新的裂縫[3]。施工結束后形成橋堵的轉向劑溶解在壓裂液或地層水中，因此不會對地層造成污染。

2基本情況

S-1井、S-2井、S-3井為3口直叢井，其構造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，目的層為盒8段。經過地質對比(圖1～3)，3口井目的層為一套砂體，巖性為灰白色中砂巖，砂體厚度20～25m，氣層中部垂深3175～3185m。其中S-1井砂體巖性較純，含氣層厚度7.9m；S-2井氣層集中在砂體底部，含氣層厚度9.7m；S-3井砂體泥巖條帶發育，非均質性較強，含氣層厚度10.5m。

圖1　S-1井目的層測井曲線

圖2　S-2井目的層測井曲線

圖3　S-3井目的層測井曲線

為對比二次加砂工藝的幾種模式的效果，3口井分別采用不同的工藝模式，S-1井為常規模式，S-2井為加砂-停泵-加砂模式，S-3井為加砂-暫堵-加砂模式。

3施工參數設計及壓裂材料優化

3.1施工參數設計

根據測井解釋結果及砂體分布特點，同時參考區塊鄰井施工經驗，設計壓裂施工參數，按照該區塊大厚砂體2～3m3/m的加砂強度，設計加砂規模45～55m3，壓裂方式采用?73.02mm油管注入，排量2.8～3.5m3/min，前置液比例35%～37%(質量比)，最高砂比30%。根據S區塊前期壓裂井的裂縫閉合時間，確定S-2井中途停泵時間為60min。

3.2壓裂材料優化

該地區地層溫度梯度3.06℃/100m，折算地層溫度98℃，壓裂液選用中溫羥丙基瓜膠壓裂液體系。優選的壓裂液體系基液黏度為70mPa·s，pH值為10，加入質量分數為0.3%的有機硼交聯劑反應2～3min后，在剪切速率為170s-1、溫度100℃的條件下，初始黏度為1000mPa·s，剪切90min后，黏度為120mPa·s，能夠滿足施工要求。該區塊在3200m地層閉合壓力約為48MPa，支撐劑選用粒徑20～40目中密度高強度陶粒，其在52MPa下，破碎率小于7%。

4壓裂效果

2014年11月對3口井分別進行了壓裂施工，現場施工過程順利，按設計完成加砂，其中S-1井第1次加砂結束后中途停泵60min等待裂縫閉合，S-3井第1次加砂結束后混砂車投入35kg高強度的水溶性暫堵劑。為了更好地對比效果，3口井采取了相似的加砂規模、前置液比例。具體的施工參數見表1，壓裂施工曲線見圖4～6。

表1　3口井施工參數表

圖4　S-1井壓裂施工曲線

圖5　S-2井壓裂施工曲線

圖6 S-3井壓裂施工曲線

S-1井求產期間，油壓16.6MPa，套壓17.2MPa，平均日產氣量18086m3。根據實測流壓計算地層流壓為23.71MPa/3162.8m，流溫為95.91℃/3162.8m；根據實測靜壓計算地層靜壓為27.01MPa/3162.8m，靜溫為94.90℃/3162.8m，計算無阻流量為6.6305×104m3/d。

S-2井求產期間，油壓17MPa，套壓17.5MPa，平均日產氣量20352m3。根據實測流壓計算地層流壓為24.11MPa/3188.6m，流溫為99.74℃/3188.6m；根據實測靜壓計算地層靜壓為28.42MPa/3188.6m，靜溫為98.45℃/3188.6m，計算無阻流量為10.4901×104m3/d。

S-3井求產期間，油壓17.8MPa，套壓18.2MPa，平均日產氣量36413m3。根據實測流壓計算地層流壓為25.24MPa/3186.1m，流溫為98.99℃/3186.1m；根據實測靜壓計算地層靜壓為27.45MPa/3186.1m，靜溫為97.59℃/3186.1m，計算無阻流量為16.0663×104m3/d。

3口井施工過程順利均按設計完成加砂，S-2井停泵后第2次加砂時施工壓力較第1次低，停泵壓力較第1次高，反映第2次加砂過程中裂縫在老縫的基礎上得到了進一步的延伸，同時增加了縫寬，減低了施工壓力；S-3井加入暫堵劑后油套壓均明顯升高，反映了地層新縫的開啟。從試氣效果上看二次加砂工藝模式明顯優于常規模式，產量大幅度提高。

5結論與認識

1)從S-2井2次加砂后停泵壓力上看，第2次加砂施工的停泵壓力(19.5MPa)高于第1次施工停泵壓力(18.6MPa)，說明裂縫在原來的基礎上得到了進一步的延伸。

2)S-3井加入暫堵劑后，施工油套壓較前一次均有明顯的提高，說明暫堵劑較好地封堵了之前開啟的裂縫，地層有新的裂縫開啟。

3)2014年S區塊平均試氣產量1.7×104m3/d，平均無阻流量8.73×104m3/d。從試氣效果上看二次加砂工藝2種模式明顯優于常規模式，且高于S區塊平均水平，說明二次加砂工藝針對類似儲層具有明顯的改造效果，可進一步推廣應用。

[參考文獻]

[1]李勇明，李蓮明，郭建春，等.二次加砂壓裂理論模型及應用[J].新疆石油地質，2010,31(2)：190～193.

[2]盧修峰，王杏尊，吉鴻波，等.二次加砂壓裂工藝研究與應用[J].石油鉆采工藝，2004,26(4)：57～61.

[3]王忍峰，付振銀，任雁鵬，等.多裂縫壓裂工藝在超低滲儲層中的應用[J].鉆采工藝，2010,33(增)：41～44.

[4]劉力銘，郭建春.二次加砂壓裂技術在樊131區塊樊134-1井的應用[J].油氣地質與采收率，2014,21(1)：107～110.

[5]王宇賓，劉建偉.二次加砂壓裂技術研究與實踐[J]. 石油鉆采工藝，2005,27(5)：81～84.

[編輯]帥群

65 The Comparison of Application Effects of Two Types of Secondary Sand Fracturing Technologies

Hong Liang，Zhang Hua, Xu Zisheng，Liu Hanyu，Lu Wei, Liu Zhike

(FirstAuthor’sAddress：SchoolofPetroleumEngineering,YangtzeUniversity,Wuhan430100,Hubei,China;OilandGasCooperationandDevelopment,BHDC,CNPC，Tianjin300280,China)

Abstract:The reservoir in Sulige Gas Field had the characteristics of multiple horizons, thin layer, large span,poor interlayer condition and many water layers, the traditional fracturing techniques could not satisfy its needs for production and development, which seriously limited the production increase and its efficiency.After continuous research and practice for many years, 2 kinds of secondary sand-filling fracturing techniques, namely “sand filling-pump stopping-sand filling” and “sand filling-temporary plugging-sand filling”, have been explored gradually in Sulige Gas Field.In this paper，3 straight wells in S Block of Sulige Gas Field are selected, in which the target zoned are in the 8th member of Shihezi Formation with proper sand body thickness and gas containing property.In the design,the operation parameters and fracturing fluid systems are the same,but the fracturing modes in the 3 wells are traditional one，“sand filling-pump stopping- sand filling” and “sand filling-temporary plugging-sand filling”.From the final gas production test result, it can been seen that the secondary sand-filling fracturing technique is obviously better than the traditional one, the production yields greatly increases, and a novel idea is provided for subsequent reservoir transformations.

Key words:Sulige Gas Field；secondary sand filling；turning in fracturing；paved sand content；application and contrast

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)11-0065-06

[中圖分類號]TE358.1

[作者簡介]洪亮(1984-)，男，工程師，碩士生，現主要從事油氣田開發方面的研究與學習，hongliang01@cnpc.com.cn。

[基金項目]中國石油集團渤海鉆探工程有限公司重大研發項目(2010JX36K)。

[收稿日期]2016-01-09

[引著格式]洪亮，張華，徐梓晟，等.二次加砂工藝2種模式在蘇里格氣田的應用效果對比分析[J].長江大學學報(自科版),2016,13(11):65～70.