中大型壓裂技術在川西新場氣田的應用

何 燦 許小強 卿明友

(1.中國石化西南石油局井下作業公司 2.中國石化西南油氣分公司工程技術研究院 3.中國石化西南石油局固井公司)

0 引言

新場氣田上沙溪廟組(J2s)氣藏發現于1990年，擁有天然氣探明儲量約540×108m3，分為JS21(A層)、JS22(AB層)、JS23(B層)、JS24(C層)四個氣藏，其中，JS22和JS24以Ⅰ、Ⅱ類儲量為主，占約73%，是新場氣田淺—中層天然氣的主要產層；JS21和JS23以Ⅲ類難動用儲量為主，占約27%。整個J2s氣藏Ⅰ、Ⅱ類儲量占約49%，Ⅲ類難動用儲量占約51%。JS21和JS23難動用儲量開發動用程度低，要確保川西淺—中層天然氣的穩產，在進一步開發JS22和JS24剩余儲量的同時，必須加大對JS21和JS23難動用儲量的有效開發。新場氣田J2s氣藏屬低-中孔、低滲、致密、高壓、非均質性氣藏，儲層巖石孔隙度和滲透率低，孔滲關系復雜，孔隙喉道細小，孔隙結構差，連通性差，單井控制的儲量范圍小，絕大多數井初產量很低，JS21和JS23氣藏許多井甚至沒有初產量，必須通過加砂壓裂改造才能投產。但經10多年來的開發，JS22和JS24天然氣儲量豐度已明顯降低，常規小規模壓裂的增產效果明顯變差，單井產能大不如前；JS21和JS23儲滲物性條件比JS22和JS24更差，微裂縫更不發育，儲層連通性更差，儲量豐度和含氣品位更低，單井控制的天然氣儲量更小，小規模壓裂的增產效果更差，壓后單井產量更低。因此，要實現新場JS22和JS24剩余儲量及JS21和JS23難動用儲量的有效開發，必須采用造長縫的中大型加砂壓裂改造技術。

1 大型加砂壓裂技術應用現狀

國外大型水力壓裂技術在致密砂巖油氣藏開發中的應用始于上世紀70年代，到上世紀80、90年代已趨成熟。上世紀90年代中期以來，美國應用大型水力壓裂技術開發了一批以Wattenberg氣田為代表的致密氣藏。Wattenberg氣田儲層巖石致密化程度高，孔隙度8%～12%，滲透率0.05mD。該氣田采用大型壓裂(砂量255m3)的氣井，其水力裂縫半長可達1058m，壓后單井產量是常規壓裂井產量的3倍～5倍以上；T.M.Hopkins公司對美國棉花谷兩口低滲氣井采用的大型壓裂技術，分別加砂達428.5t和605.4t；美國的Hugoton、Carthage等致密砂巖氣田通過大型加砂壓裂改造也獲得天然氣的商業性開發[1]。

國內的大型加砂壓裂施工始于上世紀90年代后期，1999年，新疆油田首次對盆參2井進行了大型加砂壓裂改造，加入陶粒60m3，入地液量692.5m3，壓后獲原油產量3.73t/d，獲得的天然氣產量比壓前增加了20倍[2]。同年，中國石油西南油氣田公司與美國安然公司CNPC合作，對四川八角場氣田角58井、角41井、角59E井成功進行了大型壓裂改造，分別加砂142m3、196m3、119m3，壓后天然氣產量分別由6.8×104m3/d、2.0×104m3/d和微產氣量增加到28×104m3/d、39.9×104m3/d和8×104m3/d。使國內應用大型加砂壓裂技術開發低滲致密砂巖氣藏獲得重大突破。此后，大型水力壓裂技術又在四川磨溪氣田、長慶上古生界氣藏及中原油田深層致密砂巖氣藏取得成功。2003年，中國石油西南油氣田公司又對八角場氣田須四段的角61B井等進行了大型加砂壓裂施工，加入陶粒245t，入地液量925.27m3[3]。2004年，吐哈油田對紅臺204井進行了大型加砂壓裂改造，加砂量100.6m3，入地液量772.6m3，壓后獲天然氣初產量16×104m3/d，穩定輸氣產量9.6×104m3/d[4]。同年，勝利油田對梁家樓油田梁 112塊特低滲透薄互層的一些油井進行了大型加砂壓裂改造，壓后獲得了平均單井原油產量18.9t/d的良好效果[5]。2006年，華北油田對二連探區致密低孔特低滲油藏賽83X井和賽79井進行了大型加砂壓裂改造，壓后兩口井分別獲得原油產量40.2t/d和18.7t/d[6]。

2003年，中國石化西南分公司專門設立了針對新場上沙溪廟組JS23氣藏難動用儲量開發的大型加砂壓裂技術研究專題，成功地進行了多口井的現場試驗，并獲得了良好的增產效果。近幾年來，又不斷完善和創新，加砂規模由專題研究期間的45m3～60m3不斷增大到現在的100m3(川孝495)～155m3(川孝491)～200m3(川孝495-1)，壓后天然氣的增產穩產效果顯著提高[7]。

2 新場沙溪廟組氣藏大型加砂壓裂改造難點

中大型加砂壓裂加砂規模大(砂量可大于200m3)，施工作業時間長，要求壓裂液必須具有較強的耐溫抗剪切性，以確保其長時間施工的攜砂能力；需要較大的施工排量以確保足夠的造縫寬度和造縫長度，進而確保攜砂液在縫中的順利輸運而不致發生砂堵。新場沙溪廟組氣藏近年來部署的開發井多為斜井，而斜井的大型壓裂則尤其如此。

2.1 壓裂液濾失和返排困難對儲層的傷害大

新場JS21和JS22氣藏以酸敏性礦物綠泥石為主，分別達66.83%和90.30%，速敏性礦物伊利石次之，分別為13.44%和9.70%；JS23氣藏以伊利石和綠泥石為主，分別達47.69%和39.81%，水敏性礦物蒙脫石則以伊/蒙混層形式出現，并高達10.17%；JS24氣藏伊利石、綠泥石和水敏性礦物高嶺石含量較高，分別達36.16%、29.02%和26.49%，伊/蒙混層相對較低，為8.33%。

儲層粘土礦物中的蒙脫石會發生水化膨脹，膨脹后的體積急劇增大，使原本細小的孔隙喉道進一步減小，甚至完全堵塞，可將濾失進入孔隙的壓裂液和孔隙中儲集的油氣封閉，引起嚴重的水鎖傷害；附著于孔隙和喉道表面的伊利石微小顆粒，在縫內壓裂液高速流動的作用下，會脫落而發生微粒運移，堵塞細小的孔隙喉道及微裂縫，使孔隙中儲集的油氣不能暢通地流向井筒，引起嚴重的速敏傷害；綠泥石含有大量的鐵和鈣鎂成份，在壓裂液破膠后的弱酸性環境，會產生二次沉淀而堵塞孔隙喉道和微裂縫，引起嚴重的酸敏傷害，影響天然氣增產效果差。

另一方面，新場J2s氣藏原始地層壓力雖然較高，屬異常高壓氣藏，但經10多年來的開發，地層壓力已明顯降低，給壓裂液殘液的返排帶來很大困難，致使壓裂液殘液的返排率低(79井次的平均返排率為67.64%)，大量殘液滯留在儲層中，導致對儲層嚴重的水敏和酸敏傷害，大大影響壓后天然氣的增產效果。

2.2 儲層巖石致密化程度高使得水力裂縫延伸困難而容易發生砂堵

新場J2s氣藏巖石的平均孔隙度9.65%，主峰值在8%～11%之間；平均滲透率0.176mD，主峰值在0.1mD～0.2mD之間。儲層微裂縫發育部位，滲透率可達幾個毫達西，微裂縫欠發育部位，滲透率又可小到0.001mD以下，表明新場J2s氣藏儲層滲透率的非均質性強，孔隙結構差，多為小孔-微喉，部分中孔-微喉。儲層滲透率的非均質性和孔隙結構差對加砂壓裂施工極為不利，當裂縫延伸進入微裂縫發育區時，壓裂液濾失增大，影響主裂縫縫長和縫寬的有效延伸，致使攜砂液泵送困難而導致砂堵。而且，巖石的楊氏模量和抗壓強度很大，分別為1.03×104MPa～2.5×104MPa和58.1MPa～99.6MPa，而新場地區最小水平主應力也較大，在40.81MPa～46.40MPa范圍，水力裂縫的延伸十分困難，大型加砂壓裂改造的難度很大。

2.3 斜度井裂縫彎曲而誘發多裂縫，主裂縫延伸困難，施工難度大

新場J2s氣藏絕大多數開發井都是部署在同一井場的大斜度定向井，且許多井的斜井段方位與該區最大水平主應力分布方向的夾角較大。由于水力裂縫在斜井段的最初起裂方向不受地應力控制，只與射孔方位相關而具有很大的隨機性，因此，巖石破裂初期形成的裂縫方向與最大水平主應力方向不一致，但裂縫在延伸過程中卻嚴格受地應力控制而最終會平行于最大水平主應力(垂直于最小主應力)，這就決定著裂縫從起裂到平行于最大水平主應力之前的延伸軌跡是成彎曲形態的(即裂縫在近井帶彎曲)。裂縫的彎曲不僅會增大壓裂流動摩阻(彎曲摩阻)，導致井口壓力升高和施工難度加大，而且裂縫在近井帶彎曲延伸很容易誘發多裂縫，而多裂縫對壓裂液濾失分流作用比天然微裂縫更大，主裂縫縫寬和縫長延伸更加困難，達不到容納設計加砂量的造縫體積，極易發生砂堵，致使大斜度井大型加砂壓裂施工難度很大。

3 新場J2s氣藏中大型加砂壓裂工藝技術對策

3.1 優選壓裂液體系

針對中大型壓裂施工時間長和新場J2s氣藏壓裂改造中的儲層傷害大的難題，在模擬J2s氣藏溫度和壓力條件下，對組成壓裂液配方的主要添加劑進行了實驗優選，重點優選了稠化劑、粘土穩定劑(防膨劑)、助排劑、膠聯劑和破膠劑等添加劑種類和使用濃度，優選獲得的壓裂液配方體系攜砂能力強，防膨性能好，表面張力低，施工降摩阻低，傷害性低，巖心滲透率平均傷害率只有23%，比常規壓裂液傷害率30%-50%低。在優選破膠劑用量方面，主要采用了快速同步破膠技術，滿足了壓后快排強排液工藝對破膠速度的要求。

3.2 采用高效強排快排液工藝

針對新場J2s氣藏儲層敏感性傷害和經10多年開發后的地層壓力已明顯衰減而排液困難的問題，采用液氮拌注工藝，以通過液氮在地層中形成泡沫而體積膨脹來增大排液的驅動壓力，加速壓裂液殘液快速而徹底返排；并在確保凍膠壓裂液快速破膠的前提下，采取施工結束后立即開井用大油嘴排液的快排強排工藝，以加快排液速度，縮短壓裂液殘液在地層中的滯留時間，提高殘液返排率，降低殘液在地層中的滯留量，進而降低壓裂液殘液對儲層的傷害。而且，采用尾追纖維支撐劑排液工藝，即在加砂的尾期階段拌入纖維支撐劑，通過纖維的高度纏繞將支撐劑包裹成團而不致被高速流動的殘液帶出縫口，進而防止了支撐劑的回流，消除了安全隱患。

3.3 針對斜井壓裂中裂縫彎曲和多裂縫問題采用針對性的壓裂工藝

針對新場J2s氣藏儲層天然微裂縫和斜井多裂縫對壓裂液濾失分流及斜井水力裂縫在近井帶彎曲致使主裂縫延伸困難而容易砂堵的難題，采用在前置液階段拌入小粒徑陶粒粉砂工藝，防止了壓裂液的濾失分流，并采用大排量施工工藝(≥5m3/min～6m3/min)，以促使主裂縫縫寬和縫長的有效延伸而防止砂堵。采用在前置液中拌入低濃度支撐劑段塞工藝，以沖蝕近井帶窄小而彎曲延伸的主裂縫，降低壓裂液流動阻力(摩阻)。通過采用這些工藝，有效解決了原來小規模加砂壓裂容易砂堵的難題，大大降低了砂堵的幾率和壓裂液的濾失，確保了大型加砂壓裂施工的成功率和降低了壓裂液濾失帶來的儲層傷害。

4 中大型壓裂技術在新場沙溪廟組氣藏開發中的應用效果

針對新場J2s氣藏大型加砂壓裂改造的難題而采用相應的工藝技術對策之后，顯著提高了加砂壓裂施工的成功率，降低了儲層傷害，并獲得了工藝技術上的不斷改進和完善，加砂規模也從原來的45m3～60m3增加到了目前的100m3以上，甚至能成功完成155m3(CX 491井)和200m3(CX 495-1井)的特大型加砂壓裂施工，壓后天然氣增產效果得到了顯著提高。表1是近年以來新場J2s氣藏大型壓裂與小規模壓裂增產效果的統計對比情況。

表1 新場J2s氣藏小規模壓裂與中大型壓裂增產效果對比表

由表1可見，采用中大型壓裂的平均單層增加天然氣無阻流量顯著高于小規模壓裂的平均單層增加無阻流量。新場JS21和JS23采用小規模壓裂施工43層次，總增加天然氣無阻流量71.4143×104m3/d，平均單層增加無阻流量僅1.6608×104m3/d，平均增產倍數9.1倍。JS22和JS24采用小規模壓裂施工66層次，總增加天然氣無阻流量226.2806×104m3/d，平均單層增加天然氣無阻流量3.4285×104m3/d，平均增產倍數12.6倍。JS21和JS23氣藏采用中大型壓裂施工25層次，增加天然氣總無阻流量190.7655×104m3/d，平均單層增加天然氣無阻流量7.6306×104m3/d，平均增產倍數達27.6倍，是小規模壓裂平均單層增產倍數的3倍。JS22和JS24氣藏采用中大型壓裂施工51層次，總增加天然氣無阻流量486.6666×104m3/d，平均單層增加天然氣無阻流量9.5425×104m3/d，平均增產倍數19倍，是小規模加砂壓裂平均單層增產倍數的1.5倍。表明大型壓裂的造縫長度大，溝通的天然氣儲滲區域大，供氣半徑大，故增產效果顯著。

5 認識與結論

(1)新場上沙溪廟組氣藏儲層巖石低滲致密，儲滲物性差，孔喉細小，孔隙結構差，連通性差，單井控制范圍小，天然氣初產量低，絕大多數開發井都需要加砂壓裂改造才能投產。但經10多年來的開發， J2s氣藏儲量品位或豐度已顯著降低，小規模加砂壓裂改造效果已明顯變差,必須采用中大型加砂壓裂改造才能有效提高單井天然氣的增產效果和延長穩產期。

(2)新場J2s氣藏儲層粘土礦物含量高，敏感性強，儲層孔滲性的非均質性強，在微裂縫發育帶和斜井多裂縫發育的近井帶，壓裂液濾失量大；隨著天然氣開發程度的增加，地層壓力已明顯降低，壓后壓裂液殘液返排困難，返排速度和返排率低，壓裂液滯留地層量大，給儲層帶來的水鎖、酸敏等敏感性傷害嚴重。優選性能優良的添加劑和采用液氮拌注助排、快速同步破膠、快排強排液和尾追纖維防出砂等工藝技術能有效提高壓裂液的返排速度和返排率，降低壓裂液對儲層帶來的嚴重傷害，顯著提高支撐裂縫的導流能力，進而提高天然氣的增產穩產效果。

(3)斜井水力裂縫的起裂方向不受地應力控制而具有很大的隨機性，但在裂縫延伸過程中卻嚴格受地應力的控制而平行于最大水平主應力。因此，斜井水力裂縫在近井帶彎曲，并容易誘發多裂縫而導致壓裂液的大量濾失，使得在裂縫延伸端口處沒有足夠的壓裂液聚集而蹩起足夠的裂縫延伸壓力，裂縫寬度和縫長延伸困難，致使近井帶裂縫窄小而極易發生砂堵。采用在前置液中拌入小粒徑粉陶降濾和低濃度支撐劑段塞沖蝕及大排量施工工藝，能有效降低壓裂液的濾失，確保主裂縫的有效延伸和降低裂縫在近井帶的彎曲，有利于大攜砂液量的長時間輸運，進而確保大型加砂壓裂施工的順利進行。

(4)中大型加砂壓裂造縫長度大，溝通的天然氣儲滲富集區域大，泄氣面積或供氣半徑大，因此，增產效果遠比小規模壓裂顯著，經濟效益可觀，是解決新場J2s低孔滲致密氣藏天然氣剩余儲量和難動用儲量有效開發的關鍵技術手段，具有良好的推廣應用前景。

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