四川盆地川西坳陷新場氣田須家河組儲層工程地質特征及增產實踐

朱化蜀，劉 林，黃志文，范 鑫，張金才

(1.中國石化 西南油氣分公司 石油工程技術研究院，四川 德陽 618000；2.中國石化 石油勘探開發研究院，北京 100083；3.中國石化 休斯敦研究開發中心，美國 休斯敦 TX77056)

四川盆地上三疊統須家河組深層致密砂巖氣藏資源量較豐富，是中國石化近幾年的重點勘探和開發領域[1]。川西坳陷新場氣田須家河組二段(須二段)致密砂巖氣藏地質條件復雜[2]，氣藏整體埋藏深度大于4 500 m，須二段儲層厚度介于80～230 m，溫度在110～130 ℃，壓力系數為1.6～1.7，儲層基質致密，平均孔隙度小于5%，滲透率為(0.001～0.100)×10-3μm2。本區域古今地應力強，構造復雜多樣，發育多期次、多級斷裂，斷層和裂縫發育且非均質性強，儲層的氣-水關系復雜，這些問題國內外罕見，為該氣田的有效開發帶來一系列世界級難題。

自20世紀80年代開始，新場氣田須二段氣藏經歷了多輪開發攻關試驗，但開發有效井比例低、儲量動用率低[3]。開發實踐表明，該氣藏屬于致密、水敏性、低滲氣藏，儲層存在水敏和弱酸敏，常規完井方法易發生儲層傷害[4-5]，后期無法得到有效解除,單井測試及投產的工程、工藝技術是須家河組難動用儲量有效開發的技術瓶頸之一。針對須家河組難動用儲量的開發，在儲層改造工藝方面開展了有益的探索和實踐，采用加砂壓裂、酸化、加重酸化、清水試破、大規模體積壓裂和高能氣體壓裂等多項改造工藝。其中，中國石化西南分公司在新場氣田L150井、X11井和XS1井的須二段儲層分別通過清水試破、超高壓壓裂獲得成功，實現工藝試驗性突破，但并未形成主導的單井增產工藝。整體來看，壓裂過程中的破裂壓力異常、施工壓力高、施工參數控制難度大、裂縫形態不明確及壓后效果不理想的主要問題仍未有效解決，是實現須家河組氣藏高效勘探和有效開發的關鍵技術瓶頸。

1 須二段儲層工程地質特征

新場氣田須二段致密砂巖氣藏的成藏過程受印支—燕山期、燕山期和喜馬拉雅期等3期主要構造運動的控制和影響[6]。在主成藏期的古構造演化過程控制了天然氣成藏的富集范圍[7]，成藏期后的持續差異致密導致儲層物性整體變差，呈現出較異常的巖石力學特性。喜馬拉雅運動使得須家河組氣藏處于高構造應力區，儲層地應力值異常高，呈現出走滑斷層或逆斷層的應力狀態[8-9]，儲層中的沉積層理縫和高角度裂縫呈開啟狀態。

1.1 巖石強度大，不同巖相巖石力學參數存在差異

巖心超致密導致巖石抗壓強度極高，新場構造須二段氣藏巖石密度較大(平均為2.56 g/cm3)，室內巖石力學實驗結果表明儲層巖石抗張強度大(5～7 MPa)，單軸抗壓強度達到40～110 MPa，三軸抗壓強度達到200～500 MPa。隨著巖石孔隙度降低和密度增加，巖石抗壓強度增加(圖1)。巖心基質平均內聚力為17.4 MPa，內摩擦角為45.3°。

針對不同巖相的巖心開展的三軸壓縮實驗表明，塊狀中-粗砂巖彈性模量和泊松比均較低，而斜層理細砂巖和鈣質膠結中-粗砂巖彈性模量較高(圖2)。實驗結果表明巖石物性越好，巖石強度和彈性參數越低，越有利于壓裂改造。

1.2 儲層地應力高，整體處于走滑應力狀態

造成新場構造須二段氣藏儲層地應力大的主要原因是川西坳陷地處龍門山擠壓活動作用的現今構造背景下，推覆作用使得地層存在異常大的構造應力，導致地層孔隙壓力處于超壓狀態[10]。

綜合小型測試壓裂分析、應力多邊形分析和差應變實驗評價方法，得到了須家河組孔隙壓力和三向地應力剖面[11-12]，如圖3所示。須二段地層壓力系數為1.40～1.71，水平最小主應力梯度為20～22 MPa/km，水平最大主應力梯度為30～32 MPa/km；須四段地層壓力系數為1.7～2.0，水平最小主應力梯度為22～25 MPa/km，水平最大主應力梯度為32～34 MPa/km。水平最小主應力小于或接近垂向應力，因此，川西坳陷須家河組地應力狀態位于逆斷層到走滑斷層應力狀態的過渡區。異常高的儲層構造應力也直接導致了高破裂壓力和壓裂施工壓力[13]。

圖3 基于測試壓裂、應力多邊形和差應變分析方法得到的川西坳陷新場氣田須家河組應力剖面

1.3 低角度層理縫普遍發育，高角度構造裂縫局部發育

統計分析了新場地區12口井、304 m須二段[Tx2(2)—Tx2(7)]巖心裂縫發育情況，共識別出裂縫3 004條。按照最新的裂縫類型劃分標準(SY/T6110—2016)，可將本區須二段裂縫劃分為平縫、低角度斜縫、斜縫、高角度斜縫和立縫5種類型，其中平縫最為發育，約占總裂縫條數的69%，其次為低角度斜縫和斜縫，兩者分別占18%和11%，而高角度斜縫和立縫相對不發育，兩者之和占比不到3%。裂縫縱向廣泛分布，如X10井巖心柱狀圖及巖心照片(圖4)。

圖4 川西坳陷新場氣田新10井巖心照片

根據室內直剪實驗測試結果，得到了千層餅狀層理面的內聚力為2.58 MPa，內摩擦系數為0.97。由于未獲得含完全張開型層理縫巖心，因此層理縫內聚力和內摩擦角未能確定[14]。一般而言，弱膠結天然裂縫面的內聚力介于0.1～1.0 MPa，內摩擦系數介于0.1～0.7。

1.4 儲層物性差、水鎖嚴重，裂縫呈開啟狀態、易受鉆井液污染

須家河組屬于低滲致密氣藏，巖石礦物組成包括石英、長石、方解石和粘土，主要以石英為主。粘土礦物類型以綠泥石和伊利石較為常見，含有少量的伊蒙混層，賦存狀態主要為薄膜襯墊或充填孔隙[15]。高壓壓汞實驗結果表明，須二段巖心基質以微孔-微喉、小孔-微喉為主，喉道半徑介于0.021～0.062 mm，水鎖傷害較嚴重，且傷害不可逆。水平縫在地下的開度為0.15～0.20 mm，須家河組加重鉆井液固相顆粒粒徑中值僅有1.51 mm。儲層水鎖效應普遍存在，儲層越致密，孔喉半徑越小，水鎖傷害越嚴重[13]。

2 儲層改造主要技術難點

分析了中國石化西南油氣分公司近20年在新場氣田須二段氣藏開展的14井、25層、34次的儲層改造施工，其中試破10層次，酸化改造17層次，加砂壓裂7層次。統計結果表明壓裂設計和施工過程中主要體現出以下4項技術難點。

2.1 孔隙型儲層巖石致密，破裂壓力和施工壓力高

根據前期測試壓裂、主壓裂的施工數據統計，新場氣田須二段段破壓梯度很高，為23～28 MPa/km，停泵壓力梯度為21～32 MPa/km，施工壓力介于85～123 MPa。破裂壓力和施工壓力高的主要原因是儲層埋深大(4 500～5 500 m)，造成施工過程摩阻高達40～50 MPa。實驗測試顯示，儲層巖石楊氏模量高(平均為29.51 GPa)、抗張強度大(8～10 MPa)、抗壓強度高(300～500 MPa)導致了施工破裂壓力高。根據成像測井資料反映的誘導裂縫、井徑崩落情況、水力壓裂及聲發射巖心實驗等方法判斷，新場氣田須二段段儲層現今水平最大主應力(160 MPa)>垂向應力(120 MPa)>水平最小主應力(110 MPa)。另外，本區地層壓力系數高、鉆井泥漿污染等均會導致儲層巖石破裂壓力增加。較高的破裂壓力和施工壓力對壓裂施工管柱、壓裂地面設備和井下壓裂工具提出了挑戰。由于施工壓力高，施工排量無法得到保障，裂縫動態縫寬較窄而造成施工過程中砂比低，影響了壓裂施工的工藝成功率和壓后效果。另外，儲層的裂縫延伸壓力很高，從而限制了裂縫的擴展與延伸，導致儲層改造體積較小。

2.2 裂縫型儲層濾失量大，施工排量低、施工砂比低

新場氣田須二段儲層裂縫可分為在構造作用形成的高角度構造裂縫，以及在水平構造應力作用下呈張開狀態的層理縫。裂縫發育段，特別是水平層理縫發育段在壓裂過程中濾失系數高，濾失量較大，造成單縫中的進液量有限，凈壓力低，儲層對砂比敏感，形成“易進液、難進砂”的特點。前期5口井加砂過程中，有3口井發生過砂堵，而最高砂濃度僅467 kg/m3，反映出儲層吃砂能力較弱。以X209井在須二段進行的加砂壓裂施工為例(圖5)，該井段在2砂組入地總液量為399.27 m3，施工壓力為91～97 MPa，施工排量為2.0～2.3 m3/min，施工過程中加砂困難，入地總砂量僅為2 m3。

圖5 川西坳陷新場地區新209井須二段Tx2(2)加砂壓裂施工曲線

2.3 儲層構造應力大、層理縫發育，裂縫縱向延伸難度大

基于對川西坳陷新場氣田18口井地應力參數計算結果分析得出，須二段優質儲層的最小水平主應力梯度較高，儲層剖面上最小水平主應力差值在83～129 MPa，層間應力差異大，裂縫縱向延伸受水平應力遮擋作用明顯。同時，考慮到砂巖儲層中普遍發育的水平層理縫和低角度天然裂縫對裂縫延伸的控制作用，故推斷須家河組砂巖儲層壓裂施工過程中裂縫縱向延伸難度大，壓后的裂縫極易形成“T型縫”或“工型縫”(圖6)。中國石油在川西坳陷須家河組某井壓裂過程中應用示蹤劑開展近井縫高監測[14]，監測結果表明由于該地區特殊的構造應力狀態和層理縫發育，壓后裂縫平均縫高為3.5 m。

圖6 川西坳陷新場氣田須家河組壓后裂縫形態示意圖

2.4 儲層氣-水關系復雜，壓裂規模優化難度大

前期川西坳陷須家河組流體動力學過程與氣-水分布規律研究表明，新場氣田須二段氣藏致密砂巖儲層孔隙連通差，含氣/水飽和度差異大，沒有統一的氣-水界面，氣-水關系復雜。水層主要分布在構造兩翼低部位，局部高部位也有分布，新場氣田須家河組地層水以同層水層內側向徑流為主，局部由于斷裂溝通作用，縱向上有其他層系地層水沿斷裂跨層混入。對于孔隙型甜點，一方面需要通過加大壓裂規模增加改造體積，擴大泄氣面積，另一方面又要合理地控制人工裂縫的延伸范圍，避免人工裂縫溝通水層，壓裂規模設計優化難度較大。

綜上分析可知，目前新場氣田須二段氣藏提高產氣量的儲層改造工藝技術尚未成熟，單一模式的儲層改造工藝無法解放須家河組的儲量，需要根據不同儲層甜點類型，采取針對性的儲層改造工藝措施[15]。劉忠群等人對新場氣田須二段甜點進行了分類，提出了氣藏甜點的定義和評價標準[16]，同時將新場氣田須二段氣藏甜點分為斷褶裂縫體甜點、基質儲滲體-層理縫型甜點和基質儲滲體-孔隙型甜點等3類。

3 氮氣鉆、完井增產技術實踐

氮氣鉆、完井技術可以有效保護儲層[17-18]，對儲層“零”傷害，“零”污染，作為須家河組主力產層一種新的增產技術對策，在X8-2井試驗中獲得了較好的油氣顯示。

3.1 地層出水影響

通過對新場氣田須二段氣藏測試情況及生產井分析，區域測試井中產水最低為0.3 m3/d(X853井)，產水最高為360 m3/d(CX560井)，平均為48 m3/d[19]。生產井中，產水最低為0.8 m3/d(CF563井)，產水最高為322 m3/d(X2井)，平均為51 m3/d。選擇X10井和X8井區為地質高點地層水較少區域，預測極限產水量小于3 m3/d，利用HUB軟件計算地層出水后，立壓將持續升高，出水1.3 m3/d后壓力達到增壓機極限35 MPa。

根據區域極限地層出水量計算分析(圖7)，地層一旦出水，泵壓將快速上升，加大注氣量不能實現井筒凈化，若地層出水量持續增大，立壓將會明顯增加，影響鉆井安全。

圖7 新場氣田地層出水量和注氣量、立壓變化關系

3.2 氮氣鉆井井壁穩定性

利用建立的庫侖-摩爾準則和破壞準則數學模型[20]，以X5井測井數據對氮氣鉆井條件下須家河組巖石穩定性進行風險評價。從圖8可以看出，須三段和須二段聲波時差起伏較大，須二段巖石力學強度整體高于須三段，井壁穩定性優于須三段。從當量密度分布圖可以看出，須二段坍塌壓力當量密度多數為0軸以左，而須三段坍塌壓力當量密度整體高于須二段，由此可知，須二段氣體鉆井井壁穩定性好于須三段，但須二段少部分薄層坍塌壓力當量密度略高于0.5 g/cm3，氮氣鉆井時井壁存在掉塊現象，實鉆時應做好井下安全監測,及時提升注氣量。

圖8 新場氣田X5井須三段和須二段氣體鉆井聲波時差曲線(a)和地層坍塌壓力當量密度分布(b)

3.3 氮氣鉆、完井增產技術應用評價

氮氣鉆井后帶壓完井存在井控風險，在高壓、高產下氣體和巖屑對井口和管柱沖蝕加劇，完井方式盡可能簡化，采氣流程提前接入節流管線，采用鉆桿應急完井方式可以實現快速完井投產。利用西南石油大學開發的隨鉆安全監測系統可對產量測試隨鉆監測和評價。從油氣水預測剖面可以看出(圖9)，每鉆遇一段裂縫型氣層，天然氣產量隨井深逐漸增加，產量瞬時最高可達205.78×104m3/d，后期穩定在53×104m3/d。

圖9新場氣田油氣預測剖面

X8-2井實現全過程氮氣鉆、完井增產工藝，開鉆、完鉆到產氣24 h內完成，對比常規儲層改造工藝，鉆、完井周期縮短10倍以上，效率提升15倍以上，測、錄井和鉆井施工費用節約近800萬元、節約儲層改造費用約900萬元以上，全井氮氣鉆、完井節約工程總費用約1 200萬元，投資回收期較常規改造工藝縮短50%以上。X8-2井產量同比相鄰區域L150井高出5倍以上，經濟效益十分顯著，具有技術推廣價值。但是，氮氣鉆井揭開有效儲層進尺短，產量增加會伴隨井壁掉塊，卡鉆風險較高，深部儲層Tx2(4-5)還不能有效揭穿，限制產量提升，可以通過多井分層進行逐一揭穿，實現氮氣安全鉆井和產量最大化。

4 壓裂增產技術實踐

XS101井須二上亞段天然裂縫較發育，但不發育層理縫，屬于斷縫型儲層的第二類，測試層段綜合評價柱狀圖如圖10所示。針對該類儲層首次嘗試采用“套管注入、橋塞分段”大排量、大液量注入方式，達到疏通天然裂縫系統、充分覆蓋長井段、獲得較大改造體積的目的。根據地質工程雙甜點評價技術優選了Tx2(5)19簇作為改造層段，5段共計注入壓裂液7 248 m3，入地砂量236 m3，泵注排量4.3～11.6 m3/min，其中須二段頂部裂縫較發育段單段加砂最高達到102.1 m3，泵注排量最高達到11.6 m3/min。目前該井在油壓為45 MPa條件下穩定產氣15×104m3/d，累產天然氣達1 187×104m3。本井壓裂參數創下了川西坳陷須二段加砂壓裂改造記錄，分段多簇大規模改造的成功實施為須家河組產能建設提供了壓裂新工藝。

圖10 新場氣田XS101井測試層段地層綜合柱狀圖

5 結論

1)新場氣田須二段氣藏儲層具有巖石力學強度較高、儲層最大水平主應力高、呈現出走滑或逆斷層應力狀態，以及儲層層理縫普遍發育的工程地質特征。

2)須家河儲層改造的主要難點表現為：孔隙型儲層致密導致破裂壓力和施工壓力高，層理縫發育導致裂縫縱向延伸難度大，施工排量和施工砂比低。

3)須二段高壓儲層裂縫發育，整體井壁穩定性較好，通過井控裝備升級和優化地面流程，能夠滿足氮氣鉆、完井增產工藝需求。實踐表明，氮氣鉆、完井增產效果優于常規儲層改造工藝，產量提升幅度在5倍以上，單井節約鉆、完井綜合成本約1 200萬元，經濟效益顯著，具有推廣價值。

4)不同甜點類型儲層需要不同的改造技術對策，針對性儲層改造技術能夠有效提高單井產能，實現不同類型儲層的經濟有效開發。