低傷害壓裂技術在薄互層氣藏中的應用

李錦紅 ，朱李安 ，薛 媛 ，靳鎖寶

（1.西安石油大學油氣資源學院，陜西西安 710065；2.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）

蘇里格氣田東區儲層參數差于蘇里格氣田中區。地層靜壓25.72 MPa；壓力系數在 0.807～0.917，平均壓力系數為0.86，屬低壓氣藏；地溫梯度為3.03℃/100m。儲層易受污染，壓裂液返排困難，影響儲層改造效果。針對于東區上述儲層特征，采用低傷害羧甲基壓裂技術。

蘇里格東區盒8～山1、盒8上～盒8下隔層巖性為砂質泥巖，與蘇里格中區泥巖、砂巖互層相比，分隔條件復雜。東區地層薄夾層交互現象明顯，且實施分段射孔，近井易出現縫間干擾和裂縫彎曲；實驗結果表明，該區泥質砂巖與泥巖應力差僅為4.5、3.0 MPa，相對較低。雖有一定的遮擋應力，但部分井縱向上小層多，層間差異較大；裂縫易上延或下延。

蘇東區儲層具典型的薄層多段特征，儲層一井多層比例高達95.6%，多以3～4層為主。各小層有效砂巖鉆遇率在12%～38%，有效砂巖呈現高度的分散性。使得低傷害壓裂技術開展面臨以下問題：（1）天然裂縫存在導致液體濾失較大；（2）有一定的應力遮擋，但部分井縱向上小層多，層間差異較大；既要保證縱向鋪置剖面合理，又要控制裂縫高度；（3）施工規模難以擴大。

表1 蘇里格東區互薄儲層統計表

1 低傷害壓裂技術在互薄氣藏中的優化

1.1 壓裂液優化技術

針對于東區多薄層易傷害儲層特征，建立適合蘇里格東區多薄層低傷害羧甲基壓裂液，該液體較常規液體具有以下幾點特點：

（1）低聚合物用量，比常規交聯瓜膠壓裂液的用量要少1/3～1/2，水不溶物低，比常規瓜膠平均降低90%，比優級瓜膠降低75%，比超級瓜膠降低33%。

（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，攜砂性能好。

（4）破膠徹底，殘膠傷害小。

140℃、170 s-1剪切60 min后，壓裂液的粘度為100 mPa·s左右，說明該體系有良好的耐溫性能，可滿足現場施工要求。

1.2 降濾失優化技術

1.2.1 前置液降濾失劑 由于羧甲基壓裂液體粘度較低，導致前置液階段濾失量較大，為此在前置液中添加油性降濾失劑，大大改善了前置液濾失性能。

體系中加入0.5%CYJ-2降濾失劑后，在90℃下連剪切60 min后，粘度均保持在200 mPa·s以上，流變性能無明顯變化，說明降濾失劑對體系性能無影響。

1.2.2 液氮伴注降濾助排技術優化 液氮在壓裂液中形成一定干度的泡沫，泡沫占據孔隙空間，封堵大孔隙，對降低壓裂液的初濾失和綜合濾失系數有積極的作用，此外液氮在壓后放噴時，降低了井簡液柱壓力，達到助排的目的，從而提高壓裂效果。

1.2.3 粉陶組合段塞降濾技術優化 粉陶在壓裂形成的主裂縫延伸過程中遇到微裂縫時，可以在相交處形成堵塞，達到控制和減少壓裂液向天然裂縫濾失的目的。粉陶是控制天然裂縫的最主要的降濾措施。

在考慮段塞顆粒大小時，顆粒過小造成天然裂縫深部堵塞，起不到明顯的降濾失效果；顆粒過大從而在天然裂縫縫口疏松堵塞，同樣起不到降濾效果（見圖4）。因此，顆粒大小應根據天然裂縫的開度進行合理選擇。然而，由于地層內情況復雜，天然裂縫的開度很難確定。因此，蘇里格氣藏的低閉合應力地層，推薦使用成本低廉的100目粉砂；對于閉合應力較高的地層，可采用強度更高的70～100目粉陶為段塞材料。

1.3 合理控逢高技術優化

1.3.1 優化施工排量 針對于東區多互薄層氣藏特征，裂縫在垂向延伸難以得到控制，因此在室內進行設計優化，通過測井數據計算氣層之間地應力及層間應力，模擬裂縫高度與施工排量的匹配關系，優化出合理的泵注排量使得裂縫在垂向得到最佳效果。

1.3.2 變排量技術 根據能量最低原則，就低排量泵注前置液而言，水力壓裂裂縫總是沿著能量最小的路徑擴展，地層在地應力相對最小的射孔段先破裂，然后裂縫在二維方向延伸，相對于地層橫向上的巖性變化，縱向上不同巖性更易形成不同應力差，對裂縫垂向延伸有一定的抑制作用。在裂縫二維擴展過程中，縫內凈壓力不斷增加，如果大于隔層應力差，裂縫在縱向上會不斷擴展，在延伸壓力逐漸平穩后，提高排量并泵注低砂比含有小粒徑支撐劑的壓裂液，在近井地帶裂縫易形成一條低滲甚至不滲透的人工隔層，可控制裂縫縱向延伸。

人工隔層有兩種作用：一是在后續液體進入裂縫時，將限制高壓流體的高壓向裂縫上下傳遞，改變縫內垂直方向上流壓的分布，降低縫內流壓與地應力之間差值，其作用相當于增加了隔層與生產層之間的地應力差；一是起到轉向作用，使后來注入的攜砂液轉為水平方向上的流動，在高排量作用下，液體在裂縫中的流動速度加大，前置液階段有助于壓裂縫長的增加，攜砂液階段上浮區變厚，有利于將支撐劑帶入裂縫深處。

1.4 低砂比高導流能力技術優化

羧甲基壓裂液由于具有破膠徹底，殘膠、殘渣少，對儲層和人工裂縫導流能力傷害小的優點，在相對較低的鋪砂濃度下，人工裂縫達到了與常規羥丙基壓裂液相同的導流能力。同時，最高砂比的調整一定程度上能夠降低現場施工的安全風險。

砂液比的優化主要受地層滲透率（濾失系數）的影響，因此考慮了平均砂層厚度10 m的情況下，分別優化對比了平均砂液比為16%、18%、20%、22%、25%、28%六種情況，研究表明，裂縫平均導流能力隨砂比的增加而增加。

表2 不同地層滲透率16%～28%砂比裂縫導流能力結果表

表3 羧甲基低傷害壓裂液與常規壓裂液導流能力對比

2 應用效果分析

表4 低傷害羧甲基壓裂技術在蘇里格東區改造效果對比表

表5 改造規模相同的條件下低傷害壓裂技術與常規改造技術效果對比表

針對蘇里格氣田東區多層薄層垂向相互交錯地質特征，通過室內低傷害壓裂液進行評價研究，優化出適合東區低傷害羧甲基壓裂液體系，結合該液體體系特點，通過室內實驗，優化出與之配套的低傷害壓裂技術，在蘇東區塊開展現場試驗，有效控制互薄層氣層裂縫的延伸，降低前置液濾失過大帶來遭逢不完全等問題，取得較好試驗效果。

低傷害技術在蘇里格氣田東區互薄氣藏開展現場試驗62口井/66井次，獲平均無阻流量7.555 1×104m3/d。再與相同地質條件的臨井對比，取得較好的試驗效果，測試產量較常規羥丙基臨井改造井高30%（見表5）。

3 結論與認識

（1）針對于蘇里格氣田東區儲層易傷害，采用低傷害羧甲基壓裂液，羧甲基壓裂液由于具有破膠徹底，殘膠、殘渣少，具有明顯降低壓裂液對儲層傷害優勢。對儲層和人工裂縫導流能力傷害小的優點，在相對較低的鋪砂濃度下，人工裂縫達到了與常規羥丙基壓裂液相同的導流能力。

（2）由于蘇里格東區儲層存在互薄層明顯的地質特征，采用前置液降濾失劑、液氮伴注、粉陶支撐劑段賽組合技術，有效降低低傷害壓裂液的濾失，保證前置液造縫完全，取得較好的試驗效果。

（3）針對于蘇里格東區產層較薄，裂縫高度難以控制，優化施工排量，采用變排量技術，有效控制了支撐裂縫垂向上的過渡延伸。

［1］沈建國.支撐劑段塞沖刷的水力壓裂新工藝［J］.天然氣工業，2003，23（增刊）：92-94.

［2］羅天雨，王嘉淮，趙金洲，等.多裂縫防治措施研究［J］.斷塊油氣田，2006，13（6）：40-42.

［3］羅天雨，王嘉淮，趙金洲，等.復雜裂縫產生機理研究［J］.斷塊油氣田，2008，15（3）：46-47.

［4］周文高，胡永全，趙金洲，等.人工壓裂控逢高技術現狀與研究要點［J］.天然氣勘探與開發，2006，16（3）：68-73.

［5］羅天雨，王嘉淮，等.天然裂縫對水力壓裂的影響研究［J］.石油天然氣學報，2007，29（5）：141-149.