致密砂巖氣藏復雜縫網壓裂工藝現場應用

陳 挺，李青一，熊廷松, 遲 焱，周 勛

(1中石油渤海鉆探工程技術研究院 2中石油青海油田鉆采工藝研究院 3中石油渤海鉆探油氣合作分公司)

鄂爾多斯盆地蘇里格地區主要產層為二疊系盒8和山1段，屬于低壓低滲透低孔隙度的致密砂巖氣藏。開發過程中，層內非均質性強、氣層薄且砂泥巖交互的儲層[1]所占比例增大。對于這部分儲層，常規封隔器分層的方式無法優化射孔位置、精細分層。為了提高該類儲層的改造效果，借鑒致密氣藏水平井體積壓裂工藝思路[2]，在直(斜)井采用復雜縫網壓裂工藝技術，利用大排量低黏度前置液造主縫、大排量交聯凍膠攜帶陶粒支撐主裂縫并在其基礎上生成次生裂縫，連通砂巖、泥巖，充分改造目的層所在砂體，增大儲層改造體積以獲得良好產能。

一、儲層物性分析及選井依據

1.實現復雜縫網壓裂條件

蘇里格氣田砂巖孔隙度一般 4%～10%、常壓滲透率為0.001～1.000 mD,含氣飽和度 55%～65%，埋藏深度3 300～3 500 m，異常低壓，平均壓力系數 0.87，必須通過壓裂改造獲得工業氣流[3]。

天然裂縫發育降低分支縫形成所需凈壓力。蘇里格氣田主要發育高角度裂縫、垂直裂縫，廣泛分布的低角度斜層理在一定程度上也有利于網狀縫的形成[4-5]。從成像測井資料和顯微鏡觀察結果可知，蘇里格氣田致密砂巖儲層天然裂縫部分發育[2]。

巖石脆性指數是根據北美頁巖氣開發成果總結出來的判斷儲層可壓性的無因次參數，與儲層的彈性模量、泊松比有關。其值超過40后，易形成復雜裂縫，認為巖石脆性指數越高，形成的縫網越復雜。蘇里格氣田致密砂巖脆性指數平均 40～65，通過體積壓裂打碎儲層，與天然裂縫形成縫網系統[6]。

試驗表明[4-5]，水平兩向應力非均質性系數(水平兩向應力差值與最小水平地應力之比)小于0.2時，有利于產生多方向的水力裂縫，進一步形成復雜縫網。巖心地應力測試結果表明，蘇里格氣田砂巖兩向應力非均質性系數為0.14～0.17，有利于在儲層內產生分支縫形成一定程度的縫網。

2.試驗井數據

選取4口直(斜)井做對比試驗，其中S25X和S27X位于同一平臺，S18X和S19X位于同一平臺，如表1所示。S25X井需改造的兩層之間有厚度較大的干層，其間還分布若干薄差氣層。S18X井為單層，目的層上部與下部有若干薄差氣層，且氣層與差氣層間有厚度為0.5～1.5 m不等的泥巖隔層。為充分改造砂體，這2口井采取復雜縫網壓裂，另外2口井采取常規分層壓裂。

表1 試驗井基礎數據

二、施工參數優化

1.壓裂工藝

復雜縫網壓裂井采用?60.32 mm油管環空注入，排量8.0 m3/min。為達到充分改造儲層、增加裂縫復雜程度的目的，采用變黏度壓裂液體系，前置液階段采用滑溜水造復雜裂縫，攜砂液階段采用交聯凍膠攜砂對主裂縫進行延伸和支撐[7-8]。

常規分層壓裂井采用?73.02 mm油管注入、K344-114單封隔器兩層分壓工藝。目的層的上下部隔層較好，采用3.0 m3/min排量施工。

兩種壓裂方式的前置液階段采用支撐劑段塞工藝(0.5%砂比)來磨蝕裂縫，減小彎曲摩阻，降低施工泵壓。采取全程伴注液氮方式，排量為180 L/min，達到快速排液的目的。

2.壓裂液體系與支撐劑

常規分層壓裂井的基液配方為:0.45%羥丙基胍爾膠+0.3%防膨劑+0.5%助排劑+0.5%發泡劑+1.0%氯化鉀+0.2%碳酸鈉。復雜縫網壓裂井的基液配方中羥丙基胍膠濃度為0.3%，其余組分不變。室內實驗測得濃度為0.45%和0.3%的羥丙基胍爾膠凍膠在100℃、170 s-1條件下剪切90 min后黏度分別為132 mPa·s和85 mPa·s，能夠滿足現場施工需求。

復雜縫網壓裂的前置液階段滑溜水配方為：0.1%降阻劑+0.3%防膨劑+0.5%助排劑。降阻劑的減阻率為76.5%。

該地區閉合壓力為50 MPa左右，支撐劑選用中密度高強度陶粒，粒徑0.425～0.85 mm，體積密度1.75 g/cm3。

3.裂縫監測手段

本次現場試驗采用兩種方法監測裂縫的生成與延伸。S18X井和S19X井采用聲傳導定位裂縫監測技術，該方法原理是檢波器接收到液體在地層孔隙中流動時產生的微低頻信號，發送到中央信號處理系統。通過求解計算，將接收到的信號繪制在以注入井為原點的直角坐標圖中，可準確得出水驅入徑的方位角度、水驅前緣距離和水驅面積；S25X井和S27X井采用被動地震發射地震層析成像技術，該方法是用數值模擬方法將監測地質體空間劃分為多個網格單元，根據地層速度模型計算出每個網格交點到地面各站點的理論走時，利用3D射線追蹤，得到每個網格單元的向量波動記錄，基于被改造發展的適合地表低信噪比的Semblance疊加公式反演計算，得出每個網格交點的屬性數值，運用層析成像技術對破裂點進行定位。

三、現場試驗

1.施工情況

S25X井加砂120.0 m3，入井液量1 015.5 m3，排量8.0 m3/min，平均砂比18.3%，最高砂比31.2%。施工中，前置液階段套管壓力保持平穩，說明裂縫正常起裂并延伸；攜砂液階段套管壓力緩慢上升又下降，說明高黏度壓裂液攜帶支撐劑進一步增加縫寬并支撐主裂縫[4]，見圖1。對比井S27X采用常規分層壓裂，兩層加砂50.5 m3，入井液量483.1 m3，排量3.0 m3/min，平均砂比16.3%，最高砂比24.6%，施工壓力40.5～63.5 MPa。

圖1 S25X井施工曲線

S18X井加砂120.0 m3，入井液量962.6 m3，排量8.0 m3/min，平均砂比17.7%，最高砂比29.0%。施工中，前置液階段套管壓力保持平穩，高黏度攜砂液階段套管壓力緩慢上升，完成設計加砂量，見圖2。對比井S19X兩層加砂51.0 m3，入井液量440.1 m3，排量3.5 m3/min，平均砂比18.9%，最高砂比30.0%，施工壓力32.8～51.5 MPa。

圖2 S18X井施工曲線

2.裂縫監測結果

聲傳導定位裂縫監測結果如圖3所示。由左至右分別為S18X井、S19X井第一層和S19X井第二層，其中S18X井監測到四條裂縫：北東60°裂縫長約460 m左右、130°裂縫長約400 m左右，東西裂縫長約350 m左右、南北裂縫長約600 m左右。總造縫1 810 m左右。壓裂液延裂縫向外波及寬度約30～100 m。壓裂液波及面積約90 000 m2。

圖3 聲傳導定位裂縫監測結果

S19X井第一層壓開四條裂縫：近東西裂縫，長約300 m,北東35°裂縫長約120 m,近南北裂縫長約80 m,北東130°裂縫長約50 m,該段共造縫總長約680 m。第二層壓開四條裂縫：東西裂縫長約250 m，北東46°裂縫長約100 m,南北縫長約200 m,北東131°裂縫長約80 m,該段造縫總長約630 m。

對比可知，采用體積壓裂工藝的縫長大于常規分層壓裂的縫長，且大排量、大液量的大規模施工方式在主裂縫的基礎上延伸更多的次生裂縫，更為充分地改造儲層，建立了滲透率更高、波及體積更大的人工裂縫網絡。

微破裂能量掃描四維影像壓裂裂縫監測結果如表2所示。S25X井的裂縫表體積遠大于對比井的裂縫表體積，進一步驗證了聲傳導定位裂縫監測結果。

表2 微破裂能量掃描裂縫監測成果

3.生產情況

試驗井與對比井的生產情況如表3所示。以S18X井和S19X井為例，前者的氣層厚度與砂體厚度均小于后者，經過體積壓裂改造后，絕對無阻流量是后者的1.57倍，說明經過體積壓裂的儲層，形成的復雜縫網泄流體積更大，為甲烷從儲層基質流向井筒提供了更為通暢的高滲透率通道。在試驗井成功的基礎上，后續進行了5口直井的體積壓裂現場試驗，無阻流量達到(12.8～23.4)×104m3/d，增產比例達到57.6%～130.2%，工藝適應性良好。

表3 生產情況對比

四、結論

(1)蘇里格地區儲層部分發育天然裂縫，巖石脆性指數較高，水平兩向應力非均質性系數較小，可以借鑒體積壓裂思路，采用復雜縫網壓裂工藝改造層內非均質性強、氣層薄且砂泥巖交互的儲層，并取得良好的改造效果。

(2)采用前置液滑溜水造縫+低濃度交聯凍膠攜砂壓裂液體系，大排量、大砂量、大液量的施工方式，能夠形成較為復雜的裂縫網絡，建立高滲透率的人工裂縫體系。采用?60.32 mm油管環空注入，有利于大排量施工，且小直徑油管攜液性能更好。

(3)7口井的現場應用效果良好，復雜裂縫壓裂技術在蘇里格致密砂巖氣藏具有較好的適應性。