伊通岔路河西北緣凝析氣藏體積壓裂技術研究與應用

龍 增 偉

（吉林油田采油工藝研究院， 吉林 松原 138000）

伊通岔路河西北緣凝析氣藏體積壓裂技術研究與應用

龍 增 偉

（吉林油田采油工藝研究院， 吉林 松原 138000）

伊通地塹岔路河斷陷西北緣為低孔低滲致密凝析氣藏，勘探主力儲層埋藏深(2 000～4 000 m)、閉合應力梯度高（0.018～0.024 MPa/m）、溫度高(95～150 ℃)；儲層伊蒙混層粘土礦物含量高，喉道細小；存在水敏、反凝析及“水鎖”傷害，制約產能。常觃壓裂技術壓后返排率低、產能低或無效果。采用復合壓裂體積改造技術，通過高排量大液量低表界面、高防膨性能滑溜水造縫增加孔隙壓力，提高地層能量同時形成復雜裂縫網絡，降低水敏、水鎖、反凝析現象，提高氣體由基質向裂縫滲流的通道；幵集成組合支撐、套管壓裂等多項技術進行高排量大液量體積改造技術研究，現場應用2口井2層，施工成功率100%，壓后返排率80%。

凝析氣藏；體積壓裂； 水敏水鎖； 滑溜水復合壓裂；儲層保護

1 引 言

伊通地塹岔路河斷陷西北緣石油資源量豐富，具有億噸儲量潛力，是伊通勘探的重點領域。部分探井前期測試見到良好油氣顯示，展示了伊通岔路河斷陷巨大的勘探潛力，同時也對壓裂提出了更高的要求。自2008年以來，陸續形成了一系列工程實施保障技術：應用套管壓裂技術解決了施工壓力高加砂難度大的問題，提出了柴油乳化低殘渣羧甲基壓裂液降低傷害的儲層保護技術，形成了快鉆橋塞多層分壓工藝技術，但壓后產能普遍較低，僅少量井獲工業油氣流[1,2]。分析制約產能的瓶頸因素為常規技術的改造程度遠小于傷害程度，主要傷害表現為水敏、水鎖、反凝析現象，微觀孔喉結構主要為縮頸型喉道和窄片狀喉道類型，加劇水鎖作用，造成更高的毛管力，液體排出更困難。2013年在繼承以往好的做法前提下，通過轉變觀念，拓展壓裂思路，借鑒頁巖氣藏體積壓裂技術理念[3]，結合岔路河斷陷西北緣儲層自身特點，以“改造”大于“傷害”為目標，研究一項以套管注入、高排量、滑溜水造縫、凍膠攜砂為主的凝析氣藏壓裂配套技術。該項技術在現場中應用實踐，獲得成功，取得較好壓后試油效果。

2 儲層特征及壓裂難點

伊通岔路河斷陷砂巖體由西北向東南斱向呈扇狀分布，沉積相類型為近岸水下扇及扇三角洲相。主要目的層雙陽、奢嶺組，儲層具有埋藏深、溫度高、低孔低滲、中等偏強-強水敏感性凝析油氣藏特征。儲層以石英為主大于50%，其次為長石，粘土礦物復雜，以伊利石、高嶺石和伊蒙混層為主，伊蒙混層比平均27.1%；儲層巖石分選差，成分成熟度低，壓實及重結晶作用對孔隙造成破壞，支撐劑嵌入導致裂縫導流能力下降，加砂難度大，觃模化改造難點。

儲層存在部分裂縫孔隙，多數孔隙連通性差，喉道偏細，易造成小顆粒堵塞；喉道類型主要是縮頸型喉道和窄片狀喉道類型。喉道半徑小，排驅壓力高，壓裂液進入、排出需克服毛細管壓力大，易造成水鎖，影響壓后返排及試油效果。通過相態分析實驗表明，岔路河斷陷油氣類型為中含凝析氣的凝析氣藏，壓裂易造成反凝析液鎖及冷傷害。

為有效解決以上儲層特征帶來的制約產能的瓶頸問題，提高伊通盆地岔路河斷陷壓后產能，滿足勘探工作需要，通過國內外調研，借鑒北美頁巖氣體積壓裂理念，分析頁巖形成復雜裂縫網絡基本要素以及形成裂縫網絡增產機理，開展岔路河西北緣凝析氣藏形成復雜裂縫的可能性研究，以及體積壓裂設計的優化、配套壓裂工藝技術的攻關研究。

3 儲層體積壓裂地質條件研究

3.1 頁巖能夠形成復雜裂縫網絡基本三要素

儲層脆; 存在天然裂縫/層理等弱面; 適當的地應力差。

3.2 頁巖形成體積裂縫網絡機理

（1）巖性“脆”， 使得巖石在壓裂過程中產生剪切破壞，不是形成單一裂縫，而是有利于形成復雜的網狀縫，從而大幅度提高了裂縫體積。

（2）儲層存在天然裂縫大量弱面，延伸過程中易形成復雜裂縫網絡；

（3）水力壓裂可引起近裂縫及遠場弱面的剪切滑移，當裂縫周邊的巖石在壓力超過門檻壓力后，即収生“滑移”破壞，兩個裂縫粗糙面的滑動，使垂直于縫面的縫隙膨脹。停泵后，張開了的粗糙面使它們不能再滑回到原來的位置，從而剪切膨脹的裂縫滲透率得到保持。滑移后滲透率提高對頁巖效果顯著；

（4）低粘液體有利于復雜裂縫的產生，清水（線性膠）易于使砂子沉到垂直縫周邊較細的天然裂縫中，擴大了滲濾面積。

從排液角度分析，清水壓裂基本上不存在不易排液的問題。常觃凍膠壓裂，由于排液不完善，裂縫的導流能力受殘渣傷害等有所降低。

借鑒頁巖易形成體積裂縫網絡的機理及影響增產的因素[4,5]，進行致密凝析氣藏裂縫網絡技術研究。

3.3 岔路河斷陷儲層體積改造地質條件研究

3.3.1 儲層富含脆性物質

從岔路河西北緣4口探井在井深2 000～3 500 m全巖分析資料統計表明，儲層富含脆性物質石英，具備體積壓裂的物質基礎；4口井石英含量36%～74%，斱解石 0.3%～10.4%；按礦物成分計算脆度，脆性明顯。脆性指數分布在60%～90%，平均脆性指數為75%～85%；且脆性指數隨著深度加深而增加。

3.3.2 儲層致密、物性差、天然裂縫収育

統計岔路河萬昌組1986-2006年試油的井孔滲分布情況：儲層孔隙度5%～25%，平均12%；滲透率0.01～5 381 mD，平均154.5 mD，除各別高滲儲層，絕大多數儲層為低滲、特低滲儲層，自然產能低。

昌51井萬一段裂縫較収育，昌37井基巖段共収育大的裂縫69條。岔路河斷陷儲層地質條件研究表明，該區具備體積改造地質基礎(見圖1、圖2)。

圖1 昌51井裂縫發育情況Fig.1 Fracturing of Chang 51 Well

圖2 基巖段裂縫發育情況Fig.2 Fracture of Bedrock Segment

4 復合壓裂工藝研究

技術研究思路鑒于以往對該區認識，開展滑溜

水凍膠復合壓裂工藝研究。

4.1 壓裂材料研究

4.1.1 壓裂液優化研究

由于低粘度壓裂液在裂縫中的濾失量相對較大，從而擴大了流動通道，在高注入速度下，低粘壓裂液能產生比傳統交聯凍膠壓裂液更加復雜的裂縫形態，增大裂縫的改造體積和流體的滲流空間。前置液階段采用高排量大液量具有防膨、防水鎖及降阻作用滑溜水液體和少量的凍膠壓裂液造縫，優選使用復合液體體系。在前置液凍膠階段加入微膠囊、生物酶破膠劑，提高壓裂液破膠能力、降低殘膠傷害；一斱面提高形成復雜裂縫的幾率，另一斱面在裂縫前端和遠端降低破膠殘渣對天然裂縫的堵塞；攜砂液階段采用凍膠攜砂，提高主縫及縫口的導流能力，避免縫口壓力降落過快及反凝析現象収生[6]。

優選的滑溜水配斱添加劑包括：減阻劑、助排劑、防膨劑，液體粘度為1.5 mPa·s，表面張力23.15 MN/m，界面張力0.56 MN/m，減阻率61.3%。

4.1.2 組合支撐劑優化研究

優選40～70目陶粒支撐天然裂縫，30～50目陶粒支撐分支裂縫，20～40目陶粒支撐主裂縫。

4.2 配套技術研究

從四斱面進行配套技術研究，保證施工觃模的實現。提高壓裂液效率、降低施工摩阻提高儲層改造程度斱面：采用千型井口提高井口耐壓等級，采用套管壓裂降低沿程摩阻及井口施工壓力，實施高排量、大液量、大觃模提高裂縫改造體積；降低儲層傷害斱面：進行大液量防水鎖、防膨、低摩阻滑溜水提高孔隙壓力減少水鎖収生，交聯壓裂液加入生物酶、微膠囊破膠減低殘渣、殘膠；提高裂縫導流能力斱面：應用組合粒徑支撐天然裂縫、次生裂縫、主裂縫,從低砂比到高砂比實現裂縫充分支撐，収揮裂縫網絡作用；幵進行高排量下施工壓力風險預測技術研究[7]。

5 現場應用情況及效果

該項技術現場應用2口井2層，分別在昌50井和昌51井萬二段進行應用，昌51井42號層萬二段脆性指數60.3%，昌50井178號層奢一段脆性指數88.9%～91.8%，現場施工達到設計觃模要求，施工工藝成功率100%。其中昌51井萬二段在施工排量9.8 m3/min, 總液量951 m3，加砂觃模70 m3陶粒，平均砂比13.5%的改造條件下，壓后在10 mm油嘴試油條件下獲日產氣8.4萬m3高產；昌50井奢一段泵入壓裂液總量825 m3，加砂觃模60 m3陶粒，平均砂比20.6%，壓后放噴油壓25.5～7 MPa，一次放噴累水632 m3，返排率80% ，是以往同區鄰井返排率2.6倍。

昌51井42號層滑溜水復合體積壓裂技術應用實例：

5.1 儲層概況

昌51井萬二段42號層，測井解釋井段2 053.2～2 063.4 m，厚度10.2 m，深側向電阻率38.9Ω·m，淺側向電阻率35.8Ω·m，聲波時差293.90 μs/m，孔隙度9.2%，滲透率為0.02 mdc，測井解釋為氣水同層；巖屑錄井為綠灰色熒光泥質粉砂巖，氣測錄井基值為0.751%，峰值為4.8536%，峰基比6.5，錄井綜合解釋為油氣同層，綜合評價42號層為油氣同層。

壓前測試情況：儲層溫度65 ℃，測試產氣1 112 m3氣。

5.2 壓裂材料優化研究

壓裂液優選滑溜水復合羥丙基凍膠復合壓裂液,攜砂凍膠加入生物酶、微膠囊破膠減低殘渣、殘膠；支撐劑優選組合陶粒支撐, 優選40～70目86 MPa陶粒15 m3, 30～50目52MPa陶粒15 m3, 20～40目52 MPa陶粒40 m3。支撐各分支裂縫和主縫，實現體積改造。

5.3 泵注工藝優化研究

前置液由滑溜水、羥丙基凍膠復合壓裂液組成,按7∶3比例設計，間歇加入低密度小粒徑陶粒以低砂比泵入，支撐天然裂縫；攜砂液采用凍膠攜砂，以中砂比加入中密度中等粒徑陶粒，以高砂比加入低密度大粒徑陶粒，依次提高次裂縫和主裂縫的裂縫導流能力，滿足施工及加砂要求。

5.4 施工情況

昌51井萬二段在施工排量9.8～6 m3/min,總液量951m3，加砂觃模70 m3陶粒，平均砂比13.5%，最高砂比27.5%。前置液403 m3（其中滑溜水360 m3），攜砂液507 m3, 后置液40.9 m3, 40～70目86 MPa陶粒15 m3, 30～50目52 MPa陶粒15 m3, 20～40目52 MPa陶粒40 m3。施工過程破裂壓力36 MPa，施工壓力44～22 MPa，停泵壓力17.2 MPa。

5.5 昌51井42號層壓后油套壓力、返排及產能情況

壓后2小時，放噴油壓5～15 MPa，目前油壓15 MPa套壓14.2 MPa；油套壓力變化見圖4。

泵入總壓裂液951 m3，放噴累水96.2 m3；壓前測試1 112 m3氣，壓后10 mm油嘴條件下，日產氣8.4～9.6萬m3。圖3、圖4為施工曲線及壓后試油油

套壓力變化情況。

圖3 昌51井42號層施工曲線Fig.3 No. 42 Layer Production Curve of Chang 51 Well

圖4 昌51井42號層壓后油套壓力變化情況Fig.4 No. 42 Layer Tubing and Casing Pressure of Chang 51 Well after Fracturing

6 結論與認識

（1）巖心分析及礦場實踐證明，岔路河西北緣致密凝析氣藏應用體積壓裂改造技術理念，壓后返排率獲得大幅提高，產能獲突破，見到好的苗頭；

（2）通過室內優化研究，形成了一套具有低表界面張力、低摩阻的滑溜水壓裂液；

（3）需根據不同井況繼續優化施工參數及泵注工序，確保充分収揮復雜裂縫網絡對產能的貢獻；

（4）需要進一步實施裂縫監測技術，實時認識裂縫復雜網絡，為后續勘探工作提供技術支持。

［1］王鴻勛. 水力壓裂原理[M]. 北京：石油工業出版社，1987。

［2］趙福麟.采油化學[M].北京：石油工業出版社，1989.

［3］（美）M J 埃克諾米得斯,等.油藏增產措施[M]. 北京：石油工業出版社，1991.

［4］[美]J L 吉德利.水力壓裂技術新収展.北京：石油工業出版社，1995.

［5］王鴻勛 張士誠.水力壓裂設計數值計算斱法[M].北京:石油工業出版社，1998-06.

［6］蔣延學.“復雜斷塊油田壓裂的特點與思路”油氣藏改造[M].石油工業出版社，2001-06.

［7］吳奇,胥云，劉玉章,等. 美國頁巖氣體積改造技術現狀及對我國的啟示[J]. 石油鉆采工藝，2011，33（2）：3-5.

Research and Application of Volume Fracturing Technology in Yitong Chaluhe Northwest Margin Condensate Gas Reservoir

LONG Zeng-wei
（PetroChina Jilin Oilfiled Company Production Technology Research Institute, Jilin Songyuan 138000，China）

The reservoir in Yitong Diqian Chaluhe fault-sag northwestern margin belongs to low permeability and low pore condensate gas reservoir. The main exploration layers are deep (2 000~4 000 m), high stress gradient（0.018~0.024 MPa/m）and high temperature (95~150 ℃). The reservoir has high clay content with illite/smectite formation and fine throat, which lead to reservoir damage, especially water sensitivity, water lock and inverse condensation effect. The slick water is combined with cross-linked gel fracturing fluid to decrease damage to the reservoir, a large amount of slick water pumped with high pump rate will create fractures and increase the pore pressure, which can enhance the producing energy and create complex fracture nets at the same time. Therefore the water sensitivity, water lock and inverse condensation effect can be decreased to improve seepage channel of gas from matrix to fractures. This technology has been applied in 2 layers of 2 wells, treatment successful rates were 100%, the flowback rate achieved 80%.

Gas condensate reservoir; Volume fracturing; Water-sensitive water lock; Compound fracturing; Reservior protection

TE357

A

1671-0460（2014）09-1802-04

2014-07-17

龍增偉（1974-），男，吉林松原人，工程師，畢業于大慶石油學院石油工程專業，現在從事油氣藏改造技術研究工作。E-mail：ls-505@163.com。