蘇里格東區致密砂巖氣藏壓裂技術研究

牟春國，胡子見，騰飛啟，朱更更

（中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018）

蘇里格東區致密砂巖氣藏壓裂技術研究

牟春國，胡子見，騰飛啟，朱更更

（中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018）

蘇里格東區氣田上古砂巖氣藏屬于致密砂巖氣藏，通過對該氣田砂巖氣藏壓裂技術的研究及現場應用效果的分析，形成致密砂巖氣藏儲層改造的壓裂技術，對蘇里格東區及整個蘇里格氣田、乃至其它致密砂巖氣藏的開發也具有指導意義。通過對蘇里格氣田東區上古砂巖氣藏儲層地質特征分析的基礎上，提出了滿足該區儲層改造的壓裂工藝，認為低傷害壓裂液技術、多層分層壓裂技術、水平井壓裂技術是蘇里格氣田東區儲層改造的主要技術。剖析了儲層改造的壓裂難點，認為儲層易傷害、縱向多薄層發育、壓裂液返排困難是該區儲層改造的主要難點，并針對壓裂難點提出了針對性措施，而這些針對措施也正是蘇里格東區目前實施應用的關鍵技術。分析了東區實施的壓裂關鍵技術及現場實施效果，形成了適合東區儲層改造的壓裂設計優化技術、直井定向井多層分層壓裂技術、水平井多段分層壓裂技術、低傷害壓裂液技術、壓裂液快速返排技術等綜合技術。

致密砂巖氣藏；儲層敏感；多層分層；水平井；低傷害；返排制度

致密砂巖儲層指儲集體內流體難以動用，在現有技術條件下難以進行有效開發的氣藏，一般來說在覆壓條件下，基質滲透率小于0.1×10-3μm2。蘇里格氣田東區上古砂巖氣藏儲層覆壓下的滲透率主要分布在0.01～0.1×10-3μm2之間，平均 0.0702×10-3μm2，因此，判斷該氣田上古砂巖氣藏屬于致密砂巖氣藏。

1 儲層地質特征分析

1.1 儲層巖性特征

蘇里格氣田東區盒8段以巖屑石英砂巖和石英砂巖為主，山1段以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主。山1段填隙物占5.5%～38%，平均19.3%；盒8段占5.5%～39%，平均19.5%。填隙物以雜基和膠結物為主，膠結物以粘土為主，硅質、鈣質膠結次之，東區各層位填隙物具體含量統計表（見表1）。粘土中尤以伊利石、高嶺石最為發育，綠泥石次之，儲層易發生水敏、速敏及酸敏效應，要求入井的液體pH值不能太低，以減少對儲層的傷害。

1.2 儲層物性特征

依據滲透率、孔隙度、孔隙組合類型及巖性特征，將蘇里格氣田東區盒8段、山1段儲層分為四類，各類砂巖儲層地質特征表（見表2），Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類儲層在覆壓條件下，基質滲透率小于 0.1×10-3μm2，屬于致密砂巖儲層。有效儲層孔隙度主要分布在4.0%～14.0%，平均9.4%。為提高儲量動用程度，提高直井、定向井單井產量，實施多層分層壓裂改造。

1.3 儲集砂體特征

表1 蘇里格氣田東區各層位填隙物含量統計表

表2 各類砂巖儲層地質特征表

蘇里格氣田東區目的層砂體相互疊置，復合連片，具有普遍含氣的特征。在多層系發育的區域適合叢式井集中開發，單井進行多層系壓裂。主力氣層盒8局部區域有效單砂體厚度達到8 m以上，可進行水平開發，儲層改造采用多段分層壓裂工藝。

2 壓裂難點及針對措施分析

2.1 油氣砂體儲層物性差，基質低孔低滲，氣層厚度薄，氣層自然產能低或無自然產能

蘇里格氣田東區山1段孔隙度平均值為6.65%，滲透率平均值為0.32×10-3μm2。盒8段下部孔隙度10.58%，滲透率為平均值 1.49×10-3μm2。盒8段上部孔隙度11.04%，滲透率平均值0.98×10-3μm2。有效滲透率則主要集中在 0.001～1.0×10-3μm2，占分析井次的90.48%，并且有74.6%小于0.5×10-3μm2。單層厚度薄，平均2～6 m。儲層悟性差，氣層厚度薄導致該區塊氣層自然產能低或無自然產能。

針對措施是：優化壓裂改造規模和施工參數，提高儲層裂縫導流能力。

2.2 儲層縱向發育多套氣層，跨度不等，儲層非均質性強，連續性差，加砂壓裂難度大

蘇里格氣田東區有效儲層為辮狀河砂巖沉積中的粗巖相帶，儲集砂體非均質性強，連續性較差，尤其是在水力裂縫延伸方向上連續性很差，造成了單井控制儲量低、無法充分發揮水力裂縫的溝通作用。

東區儲層主要有盒8、山1、山2、太原組等層系，層間差異大，需要開展多層分層壓裂改造，壓裂改造時既要保證縱向鋪置剖面合理，又要控制裂縫高度。目前改造層數主要為3～5層，試驗5～7層。

針對措施是：采用多層分層壓裂工藝，提高單井縱向儲量動用能力。

2.3 直井單井產量低，經濟效益差，難以有效動用儲層橫向儲量

蘇里格東區直井單井產量低，經濟效益差，難以有效動用儲層橫向儲量，因此需要探索水平井開發，提高單井的儲層橫向儲量動用能力。蘇里格氣田東區主力氣層盒8砂體厚度30～40 m，砂體寬度1～2 km，局部區域有效單砂體厚度達到8 m以上，適合水平井開發，壓裂采用多段分層壓裂改造。

針對措施是：采用水平井開發及多段分層壓裂改造技術，提高單井的橫向儲量動用能力。

2.4 儲層粘土礦物含量高，易發生水敏、速敏和酸敏，造成儲層傷害

蘇里格氣田東區主力儲層粘土礦物平均為20%～30%，粘土總量高，儲層以水敏；含有運移性伊利石，可能引起儲層速敏傷害；綠泥石含量較高，易酸敏[1]。固相顆粒堵塞，會降低儲層和裂縫的滲透率；粘土膨脹與微粒運移，降低濾失區域內儲層滲透率；粘土重的伊利石易形成水鎖[2]。

針對措施是：采用低傷害壓裂液技術，降低壓裂對儲層的傷害。

2.5 儲層壓力系數低，孔吼半徑小，壓力低引起儲層產生水鎖，使排驅壓力大，存在“啟動”壓力現象，使得壓裂后液體返排困難

蘇里格氣田東區盒8地層靜壓25.72 MPa，氣藏壓力系數為0.771～0.914，平均值0.86，屬低壓氣藏。儲層壓力系數低，地層能量有限，使得濾失增加、返排率降低、生產壓差減少、有效應力增加，有效滲透率降低[2] [3]；孔吼半徑小，使得儲層產生水鎖傷害，排驅壓力大，存在“啟動”壓力梯度[4]，壓裂液返排困難。高的啟動壓力梯度使生產井自然產能低或不能形成產能，同時影響壓裂液返排率降低，返排周期也延長，濾失帶啟動壓力與壓裂液返排的關系如圖1所示，隨著濾失帶啟動壓裂的增大，壓裂液返排率降低。需要在助排措施上和返排控制方面嚴格優化。

圖1 濾失帶啟動壓力與壓裂液返排的關系

針對措施是：采用液氮伴注技術，并優化返排制度，提高壓裂液返排效率。

3 壓裂關鍵技術及現場實施

3.1 優化壓裂改造規模和施工參數，提高儲層裂縫導流能力

針對蘇里格氣田東區多層壓裂、合層排液的壓裂工藝特點，合理選擇每口單井的壓裂改造工藝、設計改造段數、選擇壓裂液。

在對單井儲層地質特征、測井資料、砂體厚度、地層壓力、巖石應力情況充分認識的基礎上，優化單井單層加砂規模，合理設計砂比、施工排量等壓裂施工參數。蘇里格氣田東區單井單層加砂規模平均為20～30 m3，平均砂比20%～27%，平均施工排量 2.0～3.0 m3/min。單井改造規模、施工參數與裂縫導流能力（見表3），從表中可以看出，蘇東A井、蘇東B井在相應改造規模、施工參數下模擬的裂縫導流滿足儲層改造需要。

表3 單井改造規模、施工參數及裂縫導流能力統計表（蘇東A井、蘇東B井）

3.2 采用多層分層壓裂工藝，提高單井縱向儲量動用能力

由于致密砂巖氣藏儲層地質狀況復雜，含氣層段多，層間物性差異大，合層壓裂針對性不強且砂堵幾率高，采用多層分層壓裂合層排液技術，提高單井縱向儲量動用能力，使多層段氣井得到有效開發[5]。

蘇里格氣田東區多層壓裂工藝目前主要采用封隔器組合不動管柱分壓3～4層，部分氣井開展5～7層壓裂試驗。在噴砂滑套、封隔器、管柱結構等優化完善的基礎上，形成了多層分層壓裂改造工藝。

2011年在蘇里格氣田東區實施五層及五層以上工具壓裂15口井，平均無阻流量8.26×104m3/d，壓裂改造效果較好。

3.3 采用水平井開發及多段分層壓裂改造技術，提高單井的橫向儲量動用能力

直井單井對儲層橫向儲量動用能力低，采用水平井開發技術提高儲層橫向儲量動用能力。2011年在蘇里格氣田東區開展了水平井裸眼封隔器壓裂、水力噴砂壓裂、遇油膨脹管封隔器壓裂。試驗表明，三種水平井改造工藝在不同完井方式、儲層改造需要等方面均能滿足水平井儲層改造的要求，取得了較好的改造效果。

2011年在蘇里格氣田東區實施水平井裸眼封隔器壓裂2口井，平均單井改造7段，平均試氣無阻流量45.08×104m3/d，是直井的4.5倍；實施水平井水力噴砂分層壓裂5口井，平均單井改造6段，平均試氣無阻流量16.84×104m3/d，是直井的2.8倍；實施水平井遇油膨脹封隔器壓裂2口井，平均單井改造7段，平均試氣無阻流量8.82×104m3/d，僅為直井的1.5倍，改造不佳的原因是其中1口井因產水導致試氣產量較低。

3.4 采用低傷害壓裂液技術，降低壓裂對儲層的傷害

致密砂巖氣藏儲層物性差，粘土礦物含量相對較高，在壓裂過程中極易造成水鎖及水敏傷害；同時大量壓裂液長時間滯留地層，會造成有效裂縫長度降低[6]。

采用低傷害壓裂液是解決儲層傷害的關鍵技術[7]。同時，降低壓裂液濾失，減少濾餅對儲層的傷害[8]。針對儲層易受壓裂液傷害、排驅壓力大、地層返排困難的特點，研發并開展了羧甲基、陰離子表面活性劑、超低濃度胍膠三種低傷害壓裂液現場試驗。

2011年在蘇里格氣田東區實施了羧甲基低傷害壓裂液41口/44井次，其中直井、定向井40口/43井次，平均無阻流量7.2484×104m3/d，水平井1口井，蘇東C井測試無阻流量55.82×104m3/d；實施了陰離子表面活性劑壓裂液壓裂25口井，平均無阻流量7.87×104m3/d；實施了超低濃度胍膠壓裂液改造47口井，其中3口水平井平均無阻流量30.46×104m3/d，44口直井、定向井平均無阻流量6.0×104m3/d。整體改造效果較好。

3.5 采用液氮伴注技術，并優化返排制度，提高壓裂液返排效率

蘇里格氣田東區壓裂液高效返排技術主要包括兩部分：一是液氮增能助排工藝技術，二是壓后返排控制技術。

3.5.1 液氮增能助排工藝技術 針對致密砂巖氣藏儲層水鎖嚴重，濾失帶啟動壓差大，壓裂液返排速度及返排率降低的問題，在壓裂過程中采用液氮拌注工藝，降低壓裂液濾失，減少液相對儲層的侵入，降低壓裂過程的水鎖傷害[9]；同時，利用液氮的增能作用，提高返排壓差，加快壓裂液的返排。

蘇里格氣田東區氣井壓裂施工時，液氮伴注比例為6%～8%，個別井達到10%以上。

3.5.2 壓后返排控制技術 針對單井的儲層物性，制定合理放噴制度，進行現場技術指導。綜合考慮蘇里格氣田東區儲層物性等因素，編制現場合理放噴油嘴：當井口壓力大于13 MPa時，用3 mm油嘴控制放噴；井口壓力低于13 MPa后，換用6 mm油嘴控制放噴；低于8 MPa后換用8 mm油嘴控制放噴；低于4 MPa后換用10 mm油嘴，并一直以該油嘴放噴至井口壓力為0。

4 結論

（1）通過對蘇里格氣田東區儲層地質特征分析的基礎上，認為低傷害壓裂液工藝、多層分層壓裂工藝、水平井壓裂工藝滿足該區儲層改造，對提高單井產量具有重要意義。

（2）分析了各種儲層特征對壓裂改造的影響，認為儲層易傷害、縱向多薄層發育、壓裂液返排困難是蘇里格氣田東區儲層改造的主要難點，并針對壓裂難點提出了壓裂改造措施。

（3）將研究成果應用于現場試驗，形成了適合東區儲層改造的壓裂設計優化技術、直井多層分層壓裂技術、水平井多段分層壓裂技術、低傷害壓裂液技術、壓裂液快速返排技術等綜合技術。

[1] 李永明，任山，劉林，等.LD氣田低效氣井壓裂改造難點與對策[J] .石油地質與工程，2010，24（2）：121-123.

[2] 蔣海，楊兆中，胡月華，等.低壓致密氣藏壓裂液損害關鍵因素分析[J] .石油天然氣學報，2008，30（5）：324-327.

[3] 李志剛，李子豐，郝蜀民，等.低壓致密氣藏壓裂工藝技術研究與應用[J] .天然氣工業，2005，25（1）：96-99.

[4] 康毅力.鄂北低壓致密砂巖氣藏損害機理及鉆井完井保護技術研究課題報告[R] .西南石油大學油井完井技術中心，2003.

[5] 孫勇，任山，王世澤，等.川西低滲致密氣藏難動用儲量壓裂關鍵技術研究[J] .鉆采工藝，2008，32（4）：68-71.

[6] 李志剛，吳效鳴，李子豐，等.低壓低滲氣藏低傷害壓裂液研究與應用[J] .鉆井液與完井液，2005，22（3）：34-37.

[7] 黃禹忠，任山，林永茂，等.川西低滲致密氣藏低傷害壓裂技術研究及應用[J] .鉆采工藝，2009，32（1）：33-35.

[8] 鐵忠銀，卿明友，張其容，等.低傷害壓裂液在川西侏羅系致密氣藏后期開發中的應用[J] .中外能源，2010，4（15）：40-44.

[9] 張家由.致密氣藏壓裂高效返排工藝技術[J] .鉆井液與完井液，2010，27（6）：72-75.

The fracturing technology research of tight sandstone gas reservoirs in the eastern of sulige gas field

MOU Chunguo，HU Zijian，TENG Feiqi，ZHU Genggeng
（Changqing Oilfield Of China Petroleum Company Research Center In Sulige Gas Field，Xi’an Shanxi 710018，China）

The ancient sandstone gas reservoirs are tight sandstone gas reservoirs.In the eastern of Sulige gas field,through the analysis of the effect fracturing technology research and field applications of the sandstone gas reservoir,the formation of the fracturing technology of the tight sandstone gas reservoirs in the transformation,have guiding significance to the development of the eastern of Sulige gas field and the Sulige gas field,and even of other tight sandstone gas reservoirs.Based on the analysis of Reservoir geology of ancient Tight Sandstone Gas Reservoirs in the eastern of Sulige gas field,proposed the fracturing technologies to meet transformation of the reservoir,think that the low damage fracturing fluid technology、multi-layered fracturing technology and horizontal well fracturing technology is the main transformation technologies of the reservoir in the eastern of Sulige gas field.Analysis the fracturing difficult on the transformation of the reservoir,think that the reservoir easy to damage、more thin vertical development、the fracturing fluid flowback difficulty is the main difficulties of the transformation in the reservoir area,put forward specific measures to the fracturing difficulties,these measures are the key technologies of the implementation and application In The Eastern Of Sulige Gas Field.Analyzed the key fracturing technologies and the effect of the implementation in the eastern of Sulige gas field,formed the comprehensive technologies,including the optimization techniques of fracturing design、multi-layered fracturing for vertical well and directional well、horizontal well multi-stage stratified Fracturing technology、low damage fracturing fluid technology、flowback technology for fracturing fluid quickly for the transformation suitable of the reservoir in the eastern of Sulige gas filed.

tight sandstone gas reservoirs；sensitive reservoir；multi-layered；horizontal wells；low damage；flow-back system

10.3969/j.issn.1673-5285.2012.11.012

TE357.13

A

1673－5285（2012）11－0045－05

2012－07－24

牟春國（1981-），工程師，2005年畢業于長江大學石油工程專業，2008年獲西南石油大學油氣井工程專業碩士學位，現主要從事油氣井增產工藝方面的工作，郵箱：xueyuzhaoyuan@126.com。