蘇里格氣田東區儲層保護技術研究及應用

李錦紅 ，朱李安 ，時保宏 ，薛 媛 ，靳鎖寶

（1.西安石油大學油氣資源學院，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；3“.低滲透油氣田勘探開發”國家工程實驗室，陜西西安710018）

1 蘇里格氣田東區儲層特征

蘇里格東區儲層致密，低滲、非均質較強，局部存在微裂縫、微孔隙，空隙不發育-欠發育，連通性差，溶蝕孔隙內充填伊利石、自生石英。巖石礦物中高嶺石、伊利石和綠泥石等粘土礦物的相對含量較高，容易引微粒運移、孔隙堵塞、鐵的沉淀、水相圈閉、高分子化學吸附、乳液狀堵塞和應力敏感傷害等問題。地溫梯度為3.03℃/100m，氣層段溫度在100～115℃。地層靜壓25.72 MPa左右；平均壓力系數為0.86，屬低壓氣藏。東區儲層各種敏感性損害程度比中區較高。

表1 蘇里格東區儲層各種敏感性損害程度表

2 鉆井過程中儲層保護技術研究及應用

針對蘇里格東區目前鉆井液密度過大，容易壓漏地層，造成鉆井液濾失增大。地層水化膨脹和分散，泥巖吸水膨脹、分散、井壁垮塌。水平井水平段井眼軌跡不規則-波浪型軌跡，造成水平段易發生沉砂卡鉆事故。研制了新型抑制劑G319-FTJ，穩定水平段泥巖，采用無機鹽提高密度，減少固液相侵入，采用高效潤滑劑來降低水平段扭矩摩阻，通過配方優化調整，形成有機胺防塌鉆井液體系。

2.1 有機胺體系評價

（1）體系pH值性能評價，pH值的變化不會引起流變性發生突變。

（2）體系API失水和抑制性評價，體系中含1%膨潤土有利于控制失水且不影響體系抑制性。

（3）體系潤滑性試驗評價，DFL-1和G303-WYR表現出良好潤滑減阻效果。DFL-1的潤滑性能比G303-WYR好。室內評價結果顯示兩種潤滑劑體系滑塊摩阻系數降至0.026 2，極壓潤滑系數降至0.05以下。

（4）體系抗溫實驗評價，120℃熱滾后，體系性能良好，一次回收率和二次回收率都達到95%左右，具有非常好的抑制性。

（5）體系抗粘土實驗評價，體系粘度隨粘土含量增大緩慢升高，當粘土含量大于4%時，粘度隨土含量的增大快速升高。當膨潤土加量超過5%后，泥漿變成豆腐腦狀。

（6）體系抗鈣侵實驗評價，加入CaCl2后流變性能穩定，與加入CaCl2的量變化較小，體系抗鈣達到1 200 mg/L（見表1）。

（7）體系加重實驗評價，體系加重到1.38 g/cm3以后，流變性能都是穩定的。

（8）體系穩定性實驗評價，體系在144 h后，流變性能都保持穩定的；體系中不加G319-FTJ，在48 h后流變性顯著降低，表明有機胺聚合物G319-FTJ的加入有利于體系的穩定。

表2 體系抗鈣侵試驗評價結果表

（9）體系室內巖心傷害評價，通過室內經過有機胺防塌鉆井液體系傷害評價,其對地層的傷害為10%～15%，平均傷害率為12.4%，屬于輕度傷害。

表3 常規條件下保護儲層評價實驗

2.2 現場應用效果

2012年現場實施5口井，鉆井液密度低（最高密度1.28 g/cm3），安全穿越大段泥巖，避免水平段井漏復雜，蘇東27-38H1井穿越單獨大段泥巖250 m。

3 儲層改造過程中保護技術研究及應用

針對于東區儲層致密、物性差、儲層含氣性差、壓力系數低，因此在改造過程加強裂縫與儲層物性和井網的系統優化匹配研究，優化不同物性下的裂縫長度和導流能力；采用支撐劑段塞、變排量及優化合理的放噴技術等施工技術措施。

針對東區儲層水敏、水鎖現象嚴重，儲層敏感性更強，機械雜質引起的堵塞損害。開發、優選針對蘇東的低傷害、易返排的壓裂液體系；降低壓裂液及殘渣對儲層的傷害；實施高效破膠技術，降低破膠液對儲層的傷害。

3.1 羧甲基壓裂液特點

（1）聚合物用量降低，比常規交聯瓜膠壓裂液的用量要少 1/3～1/2。

（2）壓裂殘渣低，100℃條件下為88 mg/L，僅為常規瓜膠壓裂液體系的30%左右。

（3）彈性優于粘性，攜砂性能良好。

（4）破膠徹底，殘膠傷害小。

3.1.1 體系配方 基液配方:0.28%CJ2-11+0.5%CF-11+0.5%LF11+0.05%CJSJ-3+0.5%CYJ-2，交聯劑：低殘渣交聯劑，交聯比：100:0.3。

3.1.2 體系流變性能評價 90℃和110℃下、170 s-1連續剪切60 min后，粘度均大于180 mPa·s，具有良好的耐溫、抗剪切性能。140℃、170 s-1剪切60 min，粘度為100 mPa·s左右，具有良好的耐溫性能。

3.1.3 殘膠與殘雜傷害評價 裂縫傷害觀念的改變：殘膠對導流能力的傷害是壓裂液的最主要傷害。掃描電鏡證實：同等濃度下羧甲基壓裂液殘膠更低。

以蘇里格氣藏有效閉合應力40 MPa為例，該體系的殘渣傷害率降低25%，殘膠傷害率降低55%。

3.2 陰離子表面活性劑壓裂液

該體系用表活劑替代胍膠，粘度是通過在KCl溶液中表面活性劑膠束的相互纏繞而形成。

該液體防膨性好、濾失小、易破膠返排，改善了陽離子表面活性劑對儲層巖石吸附傷害大的缺點。

3.2.1 液體配方 基液配方：3.3%D3F-AS05+0.6%KOH+6%KCl+0.21%EDTA配液用水質pH值：6.5～7.5，活性水的配方：0.2%EDTA＋4%KCl＋0.1%KOH。

3.2.2 流變性能評價 該體系通過高剪切后粘度立即得到恢復，最高耐溫可達135℃，具有良好的抗剪切性能。

3.2.3 攜砂性能評價 該體系的攜砂能力與壓裂液的彈性成正比，陰離子表面活性劑壓裂液粘性較小，具有明顯低粘高彈性的特點。

表4 體系凍膠粘彈性測試對比表

3.2.4 摩阻實驗評價 該體系施工摩阻低，在3.0 m3/min排量下管柱摩阻損失4.6 MPa/1 000 m，僅相當于清水摩阻的21.42%。

3.3 超低濃度胍膠壓裂液

該體系是將胍膠濃度降低至0.33%，將水基料的性能進一步提升，并研發相應交聯劑體系，從而形成有效交聯。

3.3.1 液體配方 基液：0.33%CJ2-6+0.5%CF-5F+0.3%COP-3+0.3%TJ-1+0.1%CJSJ2+1.0%KCl+0.5%YFP-2，交聯劑：50%JL-9，交聯比：100：0.4～0.6，破膠劑：過硫酸銨、膠囊破膠劑。

3.3.2 流變性能 該體系在90℃、170 s-1剪切60 min后，凍膠的粘度為155 mPa·s左右，表明該體系在90℃下有良好的耐溫、抗剪切性能。

3.3.3 破膠性能評價 該體系通過調整水化劑的加量，在很短時間內，壓裂液形成的凍膠可完全破膠水化。破膠液表面張力：26.7 mN/m、殘渣含量：290 mg/L。

3.4 低傷害壓裂方案技術優化

3.4.1 實現工具分層的隔層條件研究 在分層地應力剖面解釋的指導下，進行不同厚度、不同應力差條件下實現分層的隔層厚度模擬。

3.4.2 針對井網的裂縫半長和導流能力優化 通過滲透率歷史擬合，得到蘇東區不同滲透率條件下裂縫半長和導流能力圖版（見圖4）。

表5 不同滲透率條件下的裂縫縫長和導流能力優化表

3.4.3 優化施工參數 結合區塊主體井網，分層地應力剖面解釋，研究縱向延伸規律，配合壓裂液體系特點，優化了施工參數，建立與儲層相對應的施工參數圖版（見圖5～圖8）。

3.4.4 支撐劑優選評價 支撐劑粒徑越大，短期導流能力越好。復合組合支撐劑，大粒徑所占比例越高，短期導流能力越好。在下降幅度方面，10/20與20/40目陶粒所占比例為1：1與2：1的導流能力差異較小，尤其是在閉合壓力大于45 MPa后，二者的導流能力接近。

3.4.5 現場應用情況 2010-2012年，蘇里格東區采用低傷害壓裂技術247口直井/定向井，與同區塊物性相近臨井對比，單井試氣平均無阻流量提高15%左右。應用水平井26口井，常規壓裂改造9口井，低傷害壓裂改造17口井，試氣平均無阻流量與同區塊常規壓裂水平井相比提高4倍左右。

4 結論與建議

（1）通過室內巖心傷害評價實驗，水鎖、自吸水膨脹傷害嚴重，水敏和鹽敏傷害等加重水鎖效應傷害，傷害程度屬于強或極強。

（2）對蘇東水平段儲層易水鎖、易坍塌導致鉆井周期長，優化出低傷害有機胺防塌鉆井液，該液體具有低密度、抑制性強、傷害小等優勢，現場實施6口井，取得較好試驗效果。

（3）通過對蘇東易傷害儲層分析，優化三種具有配伍性好，低殘雜、易返排低傷害壓裂液，并優化改造方案。從現場實施效果來看，直井/定向井相比常規壓裂液單井產量提高15%，水平井產量提高4倍，取得較好改造效果。

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