東勝氣田錦30井區水平井密切割多簇體積壓裂技術

梁志彬

(中國石化華北油氣分公司，河南鄭州 450006)

東勝氣田錦30井區是中國石化華北油氣分公司上產重要接替區，位于鄂爾多斯市新召地區，區內發育一組近東西走向的三眼井斷裂帶，天然裂縫較為發育。錦30井區主要開發層位為上古生界盒1段，儲層埋深3 500～3 900 m，盒1段主要為巖屑石英砂巖和石英砂巖。盒1段砂巖孔隙度主要為5.00%～18.20%，平均為8.32%，滲透率主要為0.20～3.99×10-3μm2，平均0.58×10-3μm2，屬于強非均質性致密氣藏。

錦30井區儲層呈多心灘垂向疊置發育、橫向交錯發育，多心灘發育模式見圖1。水平段易鉆遇孔隙度和滲透率較低的儲層，在啟動壓力梯度的影響下，泄氣范圍大幅降低，部分水平段甚至形成滲流阻隔帶[1]。

圖1 錦30井區多心灘發育模式

為了降低非均質氣藏滲流阻隔帶對氣藏滲流的影響，采用密切割多簇體積壓裂設計方法，縮小縫間距，增大穿透滲流阻隔帶的幾率。結合儲層天然裂縫發育的特點，采用“低黏+高黏”混合水壓裂技術大排量施工，利用低黏液體的強穿透性溝通天然裂縫，形成復雜縫網，大幅提高壓裂改造體積及縫控儲量。

1 啟動壓力測試

低滲氣藏中氣體滲流時存在啟動壓力梯度[2]，氣體啟動壓差為氣體克服毛細管壓力，突破孔隙喉道處水膜的束縛，從靜止到流動所需要的最小壓力差。

影響啟動壓力梯度的因素很多，如巖心滲透率、束縛水飽和度和巖心的孔隙結構特征等都會對其產生明顯的影響[3-5]。滲透率越低，啟動壓力梯度越大；束縛水飽和度越高，啟動壓力梯度越大；巖心越致密，啟動壓力梯度越大。啟動壓力梯度的存在，增大了強非均質性致密低滲氣藏的開發難度。

為測定錦30井區啟動壓力梯度，采用“增水法”在地層束縛水飽和度條件下測試，新召東井區平均含水飽和度48%。啟動壓力梯度測試結果見表1。4塊巖心在儲層條件下的啟動壓力梯度為0.076 8～0.099 6 MPa/m，啟動壓力梯度與孔隙度和滲透率成負相關關系(圖2、圖3)，在5 MPa生產壓差下，泄氣半徑為50～65 m[6-7]。

表1 巖心啟動壓力梯度測試結果

圖2 巖心滲透率與啟動壓力梯度的關系

圖3 巖心孔隙度與啟動壓力梯度的關系

2 縫間距優化

水平井水平段在鉆遇低滲透率儲層時，受啟動壓力梯度的影響，泄氣范圍大幅降低，形成滲流阻隔帶，需要精細優化布縫位置及縫間距。

以錦30井區水平井J30-9-XX為例，該井水平段長為1 000 m，水平段顯示段長581 m，水平段滲透率情況見表2，水平段滲透率低于0.100×10-3μm2的長度達到600 m。

表2 J30-9-XX井水平段滲透率解釋情況

模擬1 000 m水平段情況下不同壓裂段數裂縫擴展情況，計算壓裂改造體積(SRV)。由模擬結果可以看出(圖4)，當壓裂改造段數為6段，壓裂段長167 m時，壓裂改造體積較小。隨著壓裂級數增加，壓裂段長逐漸減小，壓裂改造體積逐漸增長。壓裂段數達到12段，壓裂段長縮小至83 m以后，改造體積的增長逐漸變緩，當壓裂段數達到14段后，壓裂段長縮小至71 m，此時增大段數，壓裂改造體積增加有限，裂縫間基本全部波及。由此可見，縮小壓裂段長可以明顯提高壓裂改造體積，進而提高壓裂改造效果，最優壓裂改造段數為12～14段，壓裂段長為71～83 m。

圖4 不同壓裂段數與改造體積關系

在滲透率較低的水平段，存在啟動壓力，泄氣半徑大幅降低。滲透率小于0.1×10-3μm2時，5 MPa生產壓差下泄氣半徑僅25 m左右，因此需要開展段內多簇射孔，以保證水平段長方向充分改造，實現水平段儲量充分動用。根據壓裂段長優化結果，單段射孔2～3簇，簇間距15～25 m。

3 射孔參數優化

計算不同簇間距下誘導應力對應的破裂壓力增加值顯示(圖5)，隨簇間距增大，誘導應力對破裂壓力增加值影響急劇減小，當簇間距為15～25 m時，破裂壓力增加值為1.5～4.0 MPa。

圖5 不同簇間距與破裂壓力增加值

射孔參數優化主要依據極限限流壓裂理論[8-9]，通過計算不同射孔參數下在不同排量下的孔眼摩阻(表3)，實現多簇壓裂簇間均衡改造。

表3 不同施工排量及孔眼數下的孔眼摩阻與孔徑比 MPa/10 mm

根據計算，排量為8～12 m3/min及孔徑10 mm條件下，單段總孔數為20～30孔可以達到孔眼摩阻4.4～14.4 MPa，達到限流效應，實現多簇射孔均勻起裂的目的。優化后的射孔參數：單段2簇，孔密度16孔/m，單簇1 m，施工排量8～10 m3/min；單段3簇：孔密度10孔/m，單簇1 m，施工排量10～12 m3/min。

4 壓裂參數優化

錦30井區主要目的層盒1儲層物性參數如表4所示。

表4 錦30井區儲層物性參數

結合錦30井區儲層條件，計算得到盒1儲層砂體厚度分別為5 m和15 m下的裂縫導流能力與累計產量的關系[10](圖6)，裂縫導流能力大于30 μm2·cm后，累計產量增加變緩，因此優化裂縫導流能力為30 μm2·cm。

圖6 盒1儲層裂縫導流能力對單井累計產量的影響

模擬裂縫導流能力為30 μm2·cm的不同裂縫長度下累計產量變化(圖7)可以看出，單井產量隨裂縫長度增加而增加。當裂縫長度大于200 m時，產量增加逐漸減緩，因此，優化裂縫長度為200～250 m[10-14]。

圖7 支撐裂縫長度與累計產量關系

模擬不同加砂規模下支撐裂縫半長的變化(圖8)，單段加砂規模大于60 m3時，支撐裂縫半長增加變緩。因此，優化單段(單簇)加砂規模為50～60 m3，單段(2簇)加砂規模為80～90 m3，單段(3簇)加砂規模為110～120 m3。

圖8 加砂規模與支撐裂縫半長關系

5 現場應用

東勝氣田錦30井區水平井采用多簇混合水體積壓裂技術，6口水平井平均鉆遇水平段長度952.5 m，平均鉆遇砂巖長度841.5 m，平均單井壓裂9.3段18.3簇(根據水平段實鉆情況，部分段采用段內2～3簇射孔，部分段采用單簇射孔)，兩向水平應力差為7～8 MPa，采用大排量施工提高縫內凈壓力，利用混合水壓裂低黏液體的強穿透性溝通天然裂縫，形成較為復雜的裂縫網絡。單井平均液量為7 868.5 m3，單井平均加砂量775.2 m3，壓后平均日產氣量5.7×104m3，是鄰井常規壓裂工藝的2.5倍，效果良好。

6 結論

(1)東勝氣田錦30井區的啟動壓裂梯度與滲透率存在較大的相關性，泄氣半徑為50～65 m，在滲透率較低的滲流阻隔帶泄氣半徑僅為25 m左右。

(2)縮小壓裂段長度能夠增加改造體積，1 000 m水平段長優化壓裂改造段數為12～14段，壓裂段長為71～83 m。段內多簇射孔能夠有效消除滲流阻隔帶的影響，優化段內射孔2～3簇，簇間距15～25 m。

(3)極限限流射孔能夠保證多簇射孔均勻起裂，優化射孔參數：單段2簇，孔密16孔/m，單簇1 m，施工排量8～10 m3/min；單段3簇：孔密10孔/m，單簇1 m，施工排量10～12 m3/min。

(4)采用密切割多簇體積壓裂設計方法降低非均質氣藏滲流阻隔帶對氣藏滲流的影響，優化裂縫導流能力30 μm2·cm，支撐裂縫半長200～250 m，加砂規模單段(單簇)為50～60 m3，單段(2簇)為80～90 m3，單段(3簇)為110～120 m3。

(5)東勝氣田采用密切割多簇體積壓裂技術實施了6口井，壓裂后的平均產量為5.7×104m3/d，是鄰井常規壓裂工藝的2.5倍，取得了比較好的改造效果。

表5 錦30井區多簇混合水體積壓裂效果統計