大牛地氣田薄儲層控縫高壓裂工藝技術

劉威

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地東北部，含氣層位多，巖心滲透率多在1×10-3μm2以下，孔隙度為7%～10%，屬于典型的致密砂巖難動用儲層。隨著開發的不斷深入，剩余可采儲層逐漸變薄，由于壓裂液及施工參數優化不合理，致使縫高難控、支撐劑難以有效支撐裂縫，部分井壓裂后初期試產效果較好，但后期穩產時間短，實現經濟有效開發難度大。

近年來，針對薄儲層壓裂優化設計，國內專家學者在松遼盆地、鄂爾多斯盆地、江漢盆地等開展了人工隔層、注入非支撐劑段塞、調整壓裂液密度和低施工排量等控縫高工藝技術［1］，取得一定效果。然而，大牛地氣田薄儲層壓裂優化設計依然存在諸多問題：施工參數針對性不強，導致縫高難控、支撐劑難以有效支撐裂縫，長期高導流能力保持較差；支撐劑及泵注程序優化不合理，容易形成高窄縫，有效縫長短，縫寬不夠，高質量濃度支撐劑進入后極易造成砂堵；壓裂液選擇過于單一，壓裂液優化僅從施工安全順利加砂考慮，而忽略了對縫高的有效控制，影響整體改造體積。針對以上問題，在優化壓裂施工參數的基礎上對薄儲層壓裂工藝技術進行了研究，以尋找一種適合薄層壓裂的加砂模式，增大有效改造體積，提高裂縫導流能力。

1 壓裂優化設計

1.1 模擬條件

為有效控制裂縫高度延伸，需要對施工參數進行優化模擬［2-8］，參數的合理性直接影響壓后穩產效果。主要研究層位深度為2 600 m，巖性為巖屑石英砂巖，平均砂體厚度為10 m，平均孔隙度為9.3%，平均滲透率 0.76×10-3μm2，壓力系數為 0.93，地層溫度為 85 ℃。目的層巖石泥質雜基質量分數小于5%，主要為伊利石和綠泥石，少量為高嶺石、方解石、石英。儲隔層應力差較大，為2.8～9.6 MPa。應用壓裂裂縫模擬軟件，采用高黏壓裂液（0.42% HPG+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.3%起泡助排劑+0.2% Na2CO3，黏度為150～200 mPa·s）、中黏壓裂液（0.30% HPG+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.3%起泡助排劑+0.2% Na2CO3，黏度為30～60 mPa·s）、低黏壓裂液（0.10% HPG+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.3%起泡助排劑+0.2% Na2CO3，黏度為10～15 mPa·s）等 3 種體系和 6 種注入模式（2，3，4，5，6 m3/min及變排量（依次為 2，3，4，5，6 m3/min）），模擬了砂體厚度10 m、隔層厚度10 m、儲隔層應力差5 MPa條件下，壓裂施工工藝參數變化對裂縫參數的影響。

1.2 綜合控縫高影響因素

通過改變排量和壓裂液黏度，可以有效控制縫高延伸情況。不同排量和壓裂液黏度條件下的裂縫延伸情況如圖1所示。由圖可以看出：采用高黏壓裂液，僅在排量小于3 m3/min時，裂縫能在儲層中有效延伸，排量超過4 m3/min，縫高就有失控風險，采用變排量施工，控縫效果依然較差；采用中黏壓裂液，排量小于4 m3/min或變排量時，裂縫能在儲層中有效延伸；采用低黏壓裂液，施工排量小于5 m3/min時，裂縫均能在砂體中有效延伸。

圖1 不同排量條件下壓裂液黏度對縫高的影響

不同排量和壓裂液黏度條件下的縫長延伸情況如圖2所示。由圖可以看出，壓裂液黏度對裂縫縫長延伸的影響不是很明顯，中、低黏壓裂液在提高縫長方面具有明顯優勢，低黏壓裂液對控縫高有較好作用，因此低黏壓裂液更適合作為前置液來使用。

圖2 不同排量條件下壓裂液黏度對縫長的影響

不同排量和壓裂液黏度條件下的縫寬延伸情況如圖3所示。由圖可以看出，低黏壓裂液雖然控縫高效果顯著，但所形成的縫寬較小，容易造成砂堵或損害導流能力。增加排量能夠明顯增加縫寬，當排量大于5 m3/min時，也容易造成裂縫不能在砂體中有效延伸。因此，需要采取變排量的造縫方式，以控制縫高。

圖3 不同排量條件下壓裂液黏度對縫寬的影響

1.3 壓裂參數優化

不同砂體厚度條件下，不同排量產生的支撐縫長情況如圖4所示。由圖可以看出，砂體厚度8 m時可以有效控制縫高，排量越小，支撐縫長越長，為了確保施工安全，優化排量為3.5 m3/min。砂體厚度12 m時，排量4.0 m3/min增加至4.5 m3/min，縫高難以有效控制，出現支撐縫長下降趨勢，因此，優化排量為4.0 m3/min。砂體厚度16 m時，支撐縫長隨排量的增加而增加，為有效控制縫高，優化排量為4.5 m3/min。

圖4 不同砂體厚度條件下支撐縫長隨排量的變化

不同砂體厚度條件下，不同加砂量產生的支撐縫長情況如圖5所示。

圖5 不同砂體厚度條件下支撐縫長隨加砂量的變化

由圖5可以看出，不同砂體厚度條件下，支撐縫長均隨加砂量的增加而增加。加砂量過少，會影響導流能力，支撐縫長過短；但是加砂量過多，一方面影響安全施工，一方面增加成本。綜合不同加砂量對導流能力和裂縫形態的影響，最終優化砂體厚度為8 m時，加砂量40 m3；砂體厚度為12 m時，加砂量50 m3；砂體厚度為16 m時，加砂量60 m3。

2 薄儲層壓裂配套工藝

2.1 支撐劑組合加砂

不同粒徑、不同密度支撐劑組合加入，能夠提高裂縫內支撐劑的支撐效率和裂縫的長期導流能力［9-12］，進而達到提高壓裂后初期產量、延緩產量遞減速度以及延長穩產周期的目的。大牛地氣田砂巖儲層裂縫整體欠發育，但部分井壓裂過程中有裂縫產生。通過加入小粒徑支撐劑，能夠使其進入到裂縫遠端，支撐天然裂縫和人工裂縫的支縫。最后，再加入低密度、大粒徑支撐劑，提高裂縫導流能力。

根據大牛地氣田前期施工資料，計算出地層閉合壓力梯度約為0.015 MPa/m。大牛地氣田目的儲層垂深2 600 m，地層閉合壓力為39.0 MPa。結合不同支撐劑組合下的導流能力實驗（見圖6），20%40/70目石英砂+40%30/50目石英砂+40%20/40目陶粒的支撐劑組合在40 MPa地層閉合壓力下，導流能力達到了25 μm2·cm以上，可以滿足裂縫導流能力及增產要求。

圖6 不同支撐劑組合下的導流能力

2.2 變黏度多元組合

為了控制裂縫高度，結合支撐劑組合加砂工藝，將壓裂過程分為3個階段，采用不同的壓裂液黏度，在控制縫高的同時實現充分造縫和施工安全。第1階段，采用低黏壓裂液體系，黏度為10～15 mPa·s，配套加入低密度40/70目石英砂，控制縫高；第2階段采用中黏壓裂液體系，黏度為30～60 mPa·s，配套加入30/50目石英砂，造縫的同時進一步控制縫高；第3階段采用高黏壓裂液體系，配套加入20/40目陶粒，提高裂縫改造體積和導流能力。

2.3 前置酸預處理

壓裂施工前，擠入一定量的酸液，清洗炮眼，可有效降低裂縫破裂壓力和裂縫開啟時的縫高［11］。根據儲層條件合理優選酸液配方及注入參數，降低地層破裂壓力及整體施工壓力，避免了初始壓力高造成的縫高過度縱向延伸，甚至失控現象。酸液配方要考慮儲層的礦物組分，對鹽酸敏感儲層要優化酸液配方，防止發生酸敏。根據大牛地氣田礦物成分及壓裂模擬酸液用量5.0～10.0 m3，設計排量為 0.5～1.0 m3/min。天然裂縫比較發育，酸液排量可適當增加20%～30%。

2.4 射孔參數優化

通過對射孔參數的優化［13-15］，可達到減緩縫高延伸或者控縫高的目的。采用增大射孔密度和孔眼直徑、優化射孔方位角等方法，結合前置酸預處理工藝，最大限度地減小近井筒的彎曲摩阻和孔眼摩阻，有效降低地層破裂壓力，從而避免施工初期因破裂壓力過高而直接穿透隔層，使得支撐劑合理鋪置。針對上部隔層遮擋效果較差的儲層，優選底部儲層進行射孔；針對下部隔層遮擋效果較差的儲層，優選頂部儲層進行射孔；針對上下隔層遮擋效果都較差的儲層，優選中部儲層進行射孔。

2.5 泵注模式優化

對泵注模式進行了優化設計，優化后的壓裂施工泵注程序及與常規泵注模式（單一排量、單一液體、單一支撐劑）對比結果見表1、表2。從優化結果可以看出，采用控縫高壓裂工藝能夠有效提高裂縫支撐效率。

表1 優化后的壓裂施工泵注程序

表2 施工參數優化前后裂縫參數對比

3 現場試驗效果分析

基于對大牛地氣田薄層壓裂優化設計及配套工藝研究，現場試驗了19口薄層水平井的壓裂工藝。19口井平均砂體厚度8.9 m，設計169段，壓裂166段，配套前置酸預處理技術，施工成功率由前期的96.1%提高到98.2%，有效降低了地面破裂泵壓，提高了成功率，控制了縫高。采用變排量控縫高技術，平均施工排量由原來的4.5 m3/min降低到3.8 m3/min。同時，采用變黏度組合控縫高技術，縫高得到有效控制，也降低了作業成本。壓后平均無阻流量為8.6×104m3/d，較優化前提高了51.5%，取得較好的改造效果。

A井是大牛地氣田一口水平井，盒1儲層砂體厚度8.9 m，上下隔層較為發育，儲層內部發育有泥巖夾層。采用3種方式進行控縫高設計：1）由于目的層泥質含量較高，設計前置酸為10 m3，降低破裂壓力及整體施工壓力，避免初始壓力過高造成縫高縱向過度延伸。2）采用變排量（依次為 3.0，3.5，4.0 m3/min）、低黏—中黏—高黏壓裂液和40/70目石英砂+30/50目石英砂+20/40目陶粒支撐劑組合工藝，對縫高進行有效控制，提高縫長，進一步增加裂縫有效改造體積。3）根據不同壓裂液黏度下，壓裂施工工藝參數變化對裂縫參數的模擬，最終優化的低、中、高黏壓裂液體積占比分別為40%，30%和30%，設計加砂量為40 m3，前置液比例45%，平均砂比25%。通過3種控縫高工藝技術在該井的應用，順利完成了壓裂施工。井下微地震監測數據表明，裂縫高度得到有效控制，90%都能在砂體里延伸。通過控縫高設計優化，A井測試無阻流量為14.8×104m3/d，投產初期平均日產氣量5.1×104m3，油壓穩定在16.0 MPa左右，生產1 a后日產氣量為4.6×104m3，油壓穩定在11.0 MPa左右，增產和穩產效果較好，產量較物性條件相似的B井大幅提高（見表3）。

表3 施工參數優化前后對比

4 結論

1）通過改變排量和壓裂液黏度，可以有效控制裂縫高度延伸。采用低黏壓裂液，適當控制排量，裂縫可在砂體中有效延伸。中、低黏壓裂液在提高縫長上具有明顯的優勢，但低黏壓裂液容易形成較窄的縫寬，造成砂堵或損害導流能力，因此前置液階段可采用低+中黏壓裂液組合，有效控制縫高，提高縫長和縫寬。

2）根據大牛地氣田致密砂巖薄層壓裂工藝研究成果，對19口井的壓裂工藝參數和泵注模式進行了優化。從壓后效果可以看出，平均無阻流量為8.6×104m3/d，初期平均產氣穩定在2.8×104m3/d，較優化前提高了55%，增產及穩產效果顯著。