高溫深井復雜巖性氣藏壓裂技術

劉彝， 顏菲， 吳均， 羅成， 徐建華

（中石油冀東油田公司鉆采工藝研究院，河北唐山063002）

南堡五號構造儲層埋深為4781.6～5200 m，地溫梯度為3.5 ℃/100 m，儲層巖性以玄武巖、火山巖、致密砂巖為主，含氣井段中，玄武巖、火山碎屑巖含量較高，儲層厚度大，單井平均鉆遇火山巖厚度為146.3 m，儲層平均孔隙度為7.1%，平均空氣滲透率0.04 mD，裂縫是主要的儲集空間和涌流通道，無自然產能，只有進行大規模的增產改造才能獲得產能[1-5]。前期針對火山巖儲層，采用套管壓裂，φ139.7 mmP110的套管，排量為2 m3/min時，施工壓力為70 MPa，超過套管承壓極限，導致施工失敗。通過儲層巖心資料綜合實驗評價，認為儲層溫度高、楊氏模量高、施工壓力高、排量受限、濾失大、裂縫起裂延伸困難、多裂縫溝通難度大是影響施工和改造體積的主要因素。

1 南堡五號構造巖心壓前儲層評價

1.1 巖心全巖及黏土分析

對該區塊所有取心井進行實驗，具體數據見表1～表 3。

表1 全巖分析統計

表2 黏土礦物相對含量統計

表3 95 ℃酸溶蝕實驗結果

實驗表明，玄武巖和凝灰巖中方解石含量較高，多裂縫中充填物多為酸溶礦物，鹽酸與土酸的溶蝕率較高，黏土礦物含量高，黏土中綠泥石含量較高，存在酸敏特征，需要優化酸液鐵離子穩定性能。

1.2 儲層物性及潤濕性

儲層基質物性很差，具有特低滲透特征。屬于親水性儲層，該構造火山巖分3套層系，與測井曲線、全巖數據相結合（見表4）可知，隨著火山巖泥質含量的增加，潤濕角逐漸減小，親水性增強。

表4 儲層物性及潤濕角數據

1.3 天然裂縫描述[6]

所鉆取的巖心中，通過肉眼觀察到了天然微裂縫，并通過FMI測井所知火山巖天然裂縫發育：南堡5-b井壓裂層段為4760～4801.6 m，火山巖，發育15條高導縫；南堡5-c井壓裂層段高角度天然裂縫發育，儲集空間以孔隙裂縫型為主，共有42條高導縫；南堡5-d井4779～4815.8 m。發育有22條高導裂縫、33條微裂縫，裂縫角度 10°～90°，裂縫走向135°～150°；南堡5-e井壓裂層段高角度天然裂縫發育，共有33條高導縫，儲集空間以裂縫孔隙型為主。

1.4 巖石力學性質[6]

南堡5號構造深層火山巖氣藏巖心的楊氏模量較高，抗壓強度偏高。火山巖大多數巖石抗壓強度較一般的巖石高很多，說明會形成典型的張型裂縫。實驗數據見表5～表6。采用凱塞爾效應實驗可知，中基性火山巖的地應力高于酸性火山巖，近似地得到地層閉合應力梯度。

表5 南堡5號構造深層火山巖氣藏巖心的三軸巖石力學數據

表6 南堡5號構造深層火山巖氣藏地應力實驗

2 壓裂施工主要難點及技術思路

2.1 壓裂施工難點

①對壓裂液性能要求高。儲層溫度達170 ℃，該區塊處于勘探階段，巖性為火山巖，需要施工成功率高、規模大，單層加砂量多。需要攜砂能力強、耐高溫（170 ℃）、現場操作性強、延遲交聯、低殘渣和易破膠的壓裂液體系。②裂縫性儲層，基質滲透率低（0.04～0.4 mD）、天然裂縫發育。需要保證加砂的成功率，又能充分利用天然裂縫滲流通道。③埋藏深（4781.6～5200 m）、巖性復雜、楊氏模量高、地層最小主應力梯度高，導致施工壓力高、排量受限，且探區可借鑒的資料少，給壓裂增產提出了更高要求。

2.2 壓裂改造技術思路

以造長縫增加溝通天然裂縫的機率和擴大滲濾面積為原則，以大砂量、中高砂比和大排量擠注工藝，盡量增加主裂縫寬度和溝通遠端的天然裂縫。由于裂縫充填物中酸溶礦物較多，溶蝕率較高，采用前置酸+大規模壓裂改造的思路。

①前期注入高溫稠化酸，可延遲溶蝕天然裂縫里的酸溶礦物和黏土、增加酸液的穿透距離，盡量降低施工壓力、提高排量和增加天然裂縫的滲流通道；②壓裂過程中，前置液攜帶自降解暫堵劑與陶粒暫堵多裂縫，降低濾失、增加主裂縫寬度、盡可能多地溝通天然裂縫與遠端的縫洞；③通過優化射孔、提高地面設備承壓能力降低施工壓力。

3 高溫火成巖氣藏配套壓裂技術

3.1 高黏度膠凝酸體系

在酸化施工過程中，降低酸巖反應速度、以增加酸液穿透深度是必須要考慮的問題。根據南堡5號構造儲層特征，采用膠凝酸降低酸巖反應速度。

根據各種添加劑的單項性能評價結果，通過篩選組合成若干套配方，對配方酸液進行性能評價，形成了不同溫度下的酸液配方：20%鹽酸（質量分數31%）+（0.5%～0.8%）稠化劑+（2%～4.5%）高溫緩蝕劑+1%高溫助排劑+1.5%鐵離子穩定劑+0.5%防膨劑+（0.5%～1%）緩蝕增效劑+1%防乳破乳劑。該配方在90 ℃下腐蝕速度小于6 g/（m2·h），160 ℃，15 MPa 下腐蝕速度小于 76.73 g/（m2·h），90 ℃下鐵離子穩定性為300 g·mL-1，采用在160 ℃高溫老化并冷卻后測定表面張力為31.8 mN·m-1，降阻率大于61%以上。圖1表明，該配方在170 ℃，2 h后，黏度能保持在22～28 mPa·s以上，可以滿足南堡5號構造深部酸化要求。

圖1 170 ℃膠凝酸體系的流變性

3.2 耐170 ℃高溫有機硼低殘渣瓜膠壓裂液

3.2.1 交聯劑的優選評價[7]

篩選了3種硼酸鹽交聯劑：FAL-120（長鏈螯合有機硼交聯劑）、BCL-81和ZCY-10（常規有機硼交聯劑）進行160、170 ℃壓裂液配方優選。FAL-120是一種通過長鏈螯合交聯技術，實現動態下增加交聯劑的用量，增加動態下再交聯的機率，形成的低濃度瓜膠壓裂液體系基液配方：0.55%HPG（一級）+（0.15%～0.2%）碳酸鈉+1%防膨劑+0.1%S-100+（0.6%～0.7%）硫代硫酸鈉+（0.5%～0.6%）調節劑+0.5%助排劑，交聯比為100∶（0.4～0.6），分別采用 FAL-120、BCL-81和ZCY-10 硼酸鹽交聯劑進行壓裂液配方耐溫耐剪切性能測定，結果見圖2～圖5。

圖2 FAL-120低濃度瓜膠壓裂液160 ℃的耐溫耐剪切

圖3 FAL-120低濃度瓜膠壓裂液170 ℃的耐溫耐剪切

圖4 BCL-81壓裂液160 ℃耐溫耐剪切

圖5 ZCY-10壓裂液160 ℃耐溫耐剪切

由圖2和圖3可知，該低濃度瓜膠壓裂液配方可耐溫至170 ℃。160 ℃配方壓裂液在該溫度下，2 h后表觀黏度為96 mPa·s；170 ℃配方壓裂液在該溫度下，90 min后表觀黏度為86 mPa·s，2 h后表觀黏度為61 mPa·s。由圖4和圖5可知，BCL-81和ZCY-10常規有機硼交聯瓜膠壓裂液在160 ℃，170 s-1下連續剪切不足1 h后，黏度降至50 mPa·s以下，所以選取FAL-120（長鏈螯合有機硼交聯劑）作為該壓裂液體系的交聯劑。

3.2.2 稠化劑的優化評價

優選了一種JK101超級瓜膠，水不溶物含量小于2.5%，與一級HPG相比，水不溶物含量減少50%，并對超級瓜膠與長鏈螯合有機硼交聯劑配方進行優化及性能評價，實驗結果見圖6和圖7。

圖6 不同濃度下基液表觀黏度

圖7 不同調理劑、交聯劑下的流變曲線

由圖6可知，相同稠化劑濃度下，超級瓜膠壓裂液的表觀黏度比HPG高，在相同溫度下，可以適當降低稠化劑用量。將160 ℃壓裂液由0.55%HPG調整為0.5%GHPG，170 ℃壓裂液由0.55%HPG調整為0.52%GHPG。由圖7可知：隨著調理劑、交聯劑用量的增加，液體在高溫下的耐溫耐剪切性能越強。最終形成耐160～170 ℃高溫超級瓜膠壓裂液配方：（0.50%～0.52%）GHPG+0.2%碳酸鈉+1%防膨劑+0.1%S-100+（0.5%～0.6%）硫代硫酸鈉+0.5%助排劑+（0.8%～0.9%）調理劑+（0.8%～0.9%）交聯劑。

與一級羥丙基瓜膠壓裂液相比，GHPG壓裂液中調理劑及交聯劑用量增加較多，這是由于超級瓜膠粉中的糖苷鍵數量比HPG少，需要提高堿與交聯劑用量；溫度穩定劑用量有所降低。表7數據表明，與HPG體系相比，GHPG體系破膠劑用量更低，一方面是由于瓜膠用量降低，另一方面是由于溫度穩定劑的降低提高了壓裂液的破膠性能。當稠化劑濃度為0.5%時，HPG壓裂液配方的殘渣含量為365 mg/L，GHPG壓裂液配方的殘渣含量為240 mg/L，相同濃度稠化劑用量下，殘渣含量可降低近30%。

表7 不同體系的破膠性能評價

3.2.3 降低施工壓力

為提高地面設備承壓能力，采用140井口及140的地面管線（抗壓140 MPa），增加2500型的車組至12臺。在油管、技術套管環空補平衡壓，提升井筒的抗壓能力。采用前置稠化酸處理段塞，降低破裂壓力。并考慮應力集中對破裂壓力的影響，采用射孔相位180°（水平兩向），優選大孔徑、深穿透的槍彈組合，102槍裝大孔徑射孔彈（BH38HNS25-1，孔徑為15 mm，穿深為476 mm)，先鋒射孔彈（SDP39HNS25-4，孔徑為9.4 mm，穿深956 mm），按大孔徑與小孔徑2∶1進行組合。

3.2.4 暫堵多裂縫技術

南堡5號構造火成巖儲層天然裂縫發育，縫內充填物多為酸溶礦物，酸液溶蝕率較高，采用早期注入稠化酸，盡量多地溶蝕疏通天然裂縫，促進裂縫向更遠端擴展，充分利用天然裂縫，再注入溫控自降解暫堵劑，粒徑為50～150 μm，在水中易分散，2～6倍吸水膨脹，承壓為12 MPa，120 ℃下7 h后最終降解率達到96.8%，壓裂前期降低液體濾失，控制多裂縫，增加液體造縫能力，提高綜合砂液比，以形成較寬的主裂縫，壓后隨著降濾失劑的高溫自降解，釋放出天然裂縫[8-9]。

4 現場應用

該技術在該區塊現場應用3井次，具體施工參數見表8。巖性均為玄武巖和火山碎屑巖，儲層埋深為4768～4936 m，溫度為160～170 ℃，成功率100%，單井最大加砂量為125 m3，套管注入，最高施工壓力為85 MPa，平均砂比為25.7%，壓后返排率平均為82.3%，施工成功率100%。由圖8可知，當稠化酸注入地層，施工壓力從73 MPa下降至61 MPa，說明酸液與巖石的酸溶礦物發生了反應，使施工壓力下降。NP5-i井壓裂施工曲線見圖9。

圖8 NP5-h井壓裂施工曲線

圖9 NP5-i井壓裂施工曲線

表8 現場應用井施工情況

由圖9可知，3次注入滑溜水，排量均為3.5 m3/min時，油壓由72 MPa下降至63 MPa和50 MPa。說明中間注入酸液具有較好的溶蝕天然裂縫作用，使施工壓力得到擴散，后期排量能順利提高。3口井壓后取得了良好的效果，均獲得了工業油氣流，NP5-A井壓后φ6.35 mm油嘴放噴，日產氣量為10.7×104m3，為南堡5號構造裂縫性火山巖儲層規模增儲提供了強有力的技術支撐。

5 結論

1.南堡5號構造火山巖天然裂縫發育、基質滲透率很低、裂縫才是主要的儲集空間和滲流通道，天然裂縫中酸溶礦物較多，酸液溶蝕率高，采用前置酸壓+大規模壓裂改造工藝，以大砂量、中高砂比和大排量為原則，盡量提高主裂縫寬度和溝通天然裂縫。

2.針對南堡5號構造深層火山巖溫度高、埋藏深、濾失大、楊氏模量高、排量受限、施工壓力高導致施工失敗的問題，形成了1套以耐170 ℃高溫有機硼低殘渣瓜膠壓裂液、稠化酸、優化射孔方式，提高地面設備承壓和自降解降濾失劑封堵天然裂縫等綜合處理措施為主的配套壓裂技術，基本解決了前期高溫深井火山巖壓裂施工難度大、成功率低的難題。

3.該技術在該區塊火成巖壓裂3井次，成功率為100%，單井最大加砂量為125 m3，套管注入，最高施工壓力為85 MPa，平均砂比25.7%，壓后返排率平均為82.3%，NP5-A壓后φ6.35 mm油嘴放噴，日產氣量為10.7×104m3，為南堡5號構造裂縫性火山巖儲層規模增儲提供了強有力的技術支撐。