永和氣田壓裂優化技術研究與應用

劉松青

（中國石油長城鉆探工程有限公司國際鉆修分公司，北京100101）

永和氣田位于山西省永和縣、石樓縣及隰縣境內，勘探開發區塊面積1 524 km2。區塊具有多層系含氣特點，含氣層位有千5、盒4、盒6、盒7、盒8、山1和山2，主力含氣層位為盒8和山2，埋深約1 700～2 300 m，為砂泥巖地層，是一個低滲、低壓、低豐度巖性氣藏。永和氣田絕大部分井層都需要采取壓裂增產措施才能投產，而采用常規的加砂壓裂容易導致壓裂液返排困難、對儲層造成傷害，也不符合低成本開發的要求。因此，有必要針對永和氣田不同地層壓裂設計參數、中高溫井壓裂液的耐溫耐剪切、攜砂和防膨助排性能等問題開展研究。

1 氣藏特征

永和氣田地表為黃土覆蓋，構造位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡與晉西撓褶帶之間的過渡帶，為東高西低的單斜構造，構造線近南北走向平均坡降6～8 m／km，傾角約1°。

永和氣田儲層孔隙度在1.63%～10.85%之間，平均值為5.16%；滲透率在（0.043～0.574）×10-3μm2之間，平均0.1408×10-3μm2。儲層孔隙類型有巖屑溶孔、粒間孔、晶間孔、雜基溶孔及收縮孔等。其中以巖屑溶孔為主，次為粒間孔、晶間孔及雜基溶孔等。壓汞資料統計表明，儲層孔喉結構非均質性較強，具有“小孔喉、分選差、排驅壓力高、連續相飽和度偏低和主貢獻喉道小”的特點。

平均地溫梯度為3.27℃∕100 m，氣層段溫度在66.4～74.2℃之間，屬于正常溫度系統。地層壓力系數在0.74～0.93之間，平均值0.87，屬于低壓氣藏。

2 壓裂工藝技術研究［1-5］

2.1 壓裂設計優化技術

利用氣藏數值模擬軟件研究了不同物性條件下，氣井對裂縫長度和導流能力的不同需求等問題，并對永和氣田分別做了5種滲透率等級的裂縫參數優化，基本涵蓋了永和氣田特低滲、低滲、平均滲透率及相對較高的滲透率情況。最終通過散點回歸的方法，得到有效滲透率與優化縫長和導流的關系圖版，這是壓裂方案、施工參數和工藝優化的基礎（表1）。

表1 永和氣田裂縫參數優化結果

利用3D 裂縫模擬軟件研究了裂縫縱向延伸規律，同時研究了不同物性條件下，壓裂方案優化目標所需的施工參數，包括前置液百分數、排量、砂量和砂比等（表2、圖1～4）。

2.2 壓裂液配方優化技術

2.2.1 壓裂液配方優化

圖1 前置液量與動態比關系

圖2 排量與產層厚度關系

圖3 加砂量與縫長關系

圖4 平均砂比與導流能力關系

表2 壓裂加砂量、砂比、施工排量、支撐劑半長優化設計結果

稠化劑：0.5%～0.55%遼河瓜膠或0.45%～0.5%特級瓜爾膠；交聯劑：0.3%～0.25%有機硼交聯劑；助排劑：0.3%FR-CL／LH-Ⅺ；粘土穩定劑：1.0%KCl；起泡劑：0.3%EOR-HTFO／LH-Ⅶ；溫度穩定劑：0.08%；殺菌劑：0.1%甲醛；pH 值調節劑：0.12%Na2CO3、0.02%～0.03%NaOH；破膠劑：0.0015%～0.03%膠囊破膠劑＋0.002%～0.02～0.06%過硫酸銨。

2.2.2 壓裂液的性能參數

①基液性能：基液pH 值：9.0～10.0；基液粘度：57～69 mPa·s；交聯時間：70～110 min（性能良好，可形成挑掛的粘彈性凍膠）；②壓裂液在80℃的耐溫耐剪切性能：90 min時的粘度為98.5 mPa·s。

2.3 壓裂現場施工技術

2.3.1 變排量施工技術

永和地區含氣層在平面和縱向上連續性較差，壓裂施工壓力變化較大，通過調整排量才能保持裂縫的穩定和恒速擴展，并防止壓裂過程中的砂堵問題。壓裂時，采用低排量泵注前置液或注入部分低粘混砂液，然后瞬間提高泵注排量（根據油層情況，可一次或多次地進行排量躍變），同時在保證不發生砂堵的前提下，盡可能快地逐次提高砂比，直至施工結束。通過排量的瞬間躍變，可在控制壓裂裂縫縫口高度向下延伸的同時，將支撐劑輸送至裂縫更深處，以增大支撐縫長、提高裂縫的導流能力。

（1）低排量泵注前置液。低排量泵注可在近井裂縫內形成砂堤I區的砂堤沉降，在裂縫的底界面橋架一個低滲透或不滲透的人工隔層。該隔層有兩個作用：一是在隨后的攜砂液進裂縫時，它將限制或阻止高壓流體的高壓向下傳遞，從而改變縫內垂直方向上流壓分布；二是它還起到了轉向劑的作用，使后來注入的攜砂液轉為向水平方向流動，盡可能將支撐劑帶入地層深處，增加有效縫長。

（2）瞬間提高排量。瞬間提高排量可使高濃度的I、Ⅱ區變薄、懸浮區Ⅲ變厚，能將更多的支撐劑帶入裂縫深處。由于濾失、摩阻損失等原因，砂堤在較遠處又會形成動平衡，若在瞬間提高排量，可破壞此平衡，將支撐劑推向更遠處。

2.3.2 變破膠劑比例施工技術

隨裂縫溫度場的變化，破膠劑的比例隨之變化，從而保證快速破膠。通過調整破膠劑比例來適應不同溫度場的破膠時間，從而達到最佳的破膠效果。不同比例的過硫酸鹽在不同溫度時的破膠效果見表3，可以看出，在地層溫度為80℃以上時，具有較好的效果，在較低溫度時（50℃以下），破膠劑難以達到預期的效果。

2.3.3 組合支撐劑段塞壓裂技術

該壓裂技術是在施工過程中的不同階段加入不同粒徑的陶粒，分別填充在不同寬度的人工裂縫內部，這既起到了降濾、又達到了合理支撐的目的。較大粒徑的顆粒可打磨與主裂縫連通較窄的拐彎處，使裂縫通道變得更光滑，流動阻力減小。具體來說，如果砂比不按照由小到大的程序進行，如一開始就采用較大的砂比和較大的砂粒，則會產生裂縫全部在縫口附近堵死的情況（圖5C）；如果采用常規的低砂比粉陶進行全程充填，此時仍存在多裂縫同時延伸的情況，效果仍很差（圖5A）。理想的工藝過程是一開始就采用低砂比、小粒徑顆粒，先封堵較窄的裂縫，隨著壓裂的進行，各裂縫逐漸變寬，此時可采用逐漸增大砂粒、適當增加砂比的辦法，這將產生較好的壓裂效果（圖5B）。組合支撐劑段塞壓裂技術的優點：粉陶首先進入壓裂時形成的細微裂縫或地層本身的微裂縫中，而中陶可封堵較寬的裂縫，從而有效地堵塞多裂縫，這樣有利于主裂縫的形成，提高壓裂施工的成功率。

表3 不同溫度場內不同比例破膠劑的降粘率

圖5 組合支撐劑段塞作用機理

2.4 液氮拌注施工技術

該技術采用氮氣泵注車將液體N2經過地面或井口三通與壓裂液混合注入井內，利用液體N2與壓裂液的混合液進行加砂壓裂施工。由于N2在溫度和壓力達到一定值后轉變為氣態，與液體中的發泡劑、助排劑等聚合物匯合變成泡沫，分散在混合液中，使其體積膨脹，降低了液體密度，從而提高了液體的返排速度。

液氮拌注施工可以較好地解決低壓氣井的排液問題，液氮拌注比例一般控制在2.0%～4.0% （表4）。90%以上的壓裂井都能實現壓后排液一次成功，減少了對地層的二次污染。

表4 注氮排量及伴注比例推薦

3 現場實施

按照上述的壓裂設計思路，2011年對永和氣田進行了36 井次的壓裂施工，平均單層加砂40.14 m3，平均單層伴注液氮16 m3，平均返排率89.3%。其 中，永和1 4井山1層，射孔井段 為2 2 6 6.0～2 271.8 m，射孔厚度為5.8 m，測井解釋結果表明壓裂層段上下部有較好泥巖隔層，儲層物性較好。由于該井射孔厚度大，層間非均質性較強，采用了大排量設計（3.0m3／min）；同時全程液氮伴注。本次施工累計泵入前置液35.8 m3、攜砂液147.6 m3、液氮14.0m3、頂替液6.8 m3、陶粒30.0m3。壓后30 min立即返排，返排86 m3后，油壓降為0，改用液氮氣舉，最終返排率達到90.6%。壓后試氣求產，產量達28 105 m3／d，取得了較好的壓裂增產效果。

4 結論

（1）永和氣田地層壓力系數低，壓后返排困難，常規壓裂對儲層傷害大，影響壓裂增產效果。

（2）永和氣田采用全程液氮伴注壓裂技術，增加了壓裂液返排能量，加快了壓后返排速度，降低了壓裂液對儲層的傷害。

（3）通過實驗優選出傷害小、性價比高的壓裂液體系。現場實施證明該壓裂液體系能夠滿足永和氣田低成本開發戰略需求。

［1］ 金忠臣，楊川東，張守良.采氣工程［M］.北京：石油工業出版社，2004：83-91.

［2］ 蔡磊，賈愛林，唐俊偉，等.蘇里格氣田氣井合理配產方法研究［J］.油氣井測試，2007，16（4）：25-28.

［3］ 唐俊偉，賈愛林，何東傅，蘇里格低滲強非均質性氣田開發技術對策探討［J］.石油勘探與開發，2006，33（1）：107-110.

［4］ 張金亮，常象春，張金功.鄂爾多斯盆地上古生界深盆氣藏研究［J］.石油勘探與開發，2000，27（4）：30-35.

［5］ 蔣廷學.裂縫性特殊巖性儲層水力壓裂技術研究與現場應用［C］.增產技術國際研討會.安徽合肥：2005.