延113-133區塊致密砂巖氣新型纖維壓裂液攜砂技術試驗

仝方超，曹永波，李文博

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.延長石油集團油氣勘探公司，陜西延安 716000）

延113-133區塊致密砂巖氣新型纖維壓裂液攜砂技術試驗

仝方超1，2，曹永波2，李文博2

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.延長石油集團油氣勘探公司，陜西延安 716000）

由于支撐劑沉降速度受壓裂液黏度、注入排量、支撐劑粒徑、密度等諸多因素制約，壓裂實際裂縫導流能力達不到設計指標和實際要求的實際現狀，在鄂爾多斯盆地延安氣田延113-133致密氣田開展纖維壓裂液攜砂壓裂技術試驗，利用纖維的吸附特性及增黏作用，一方面通過降低支撐劑的沉降速度，改善裂縫縱向上的鋪置剖面，進而提高縱向裂縫整體導流能力及裂縫的有效性；另一方面在支撐劑沉降速度一定情況下，使用更低黏度的纖維壓裂液，有利于控制裂縫高度、增加裂縫長度，同時也降低了胍膠殘余物對裂縫和儲層的傷害。該技術已經在延113-延133井區試驗23口井，取得了明顯的效果。相比傳統壓裂更加有效地協助地層釋放產能。對于指導和提高該區天然氣深入開發具有重要的指導和借鑒意義。

致密砂巖氣藏；纖維壓裂液；支撐劑傳輸和鋪置；導流能力

鄂爾多斯盆地經過四十余年的技術攻關與管理創新，目前已實現了特低滲透和超低滲透油氣藏的規模開發。最新的資源評價結果顯示，鄂爾多斯盆地擁有超過20億噸的致密油氣資源。近年來，美國、加拿大、澳大利亞等國家的致密油氣藏、頁巖油氣藏作為非常規油氣資源之一，得到了商業性的開發。其中匹楊（Piceance）盆地致密氣及瑟魯斯Marcellus、Fort Worth盆地Barnett頁巖氣開發進展迅速，產量大幅度上升[1]。非常規致密氣、頁巖氣藏產量已超過總產量的60%以上。水力壓裂作為致密及非常規儲藏增產的一項主體技術，目前全球范圍內的壓裂施工作業量將近有250萬次。但是由于支撐劑沉降速度受壓裂液黏度、注入排量、支撐劑粒徑、密度等諸多因素制約，在傳統的壓裂施工過程中及裂縫閉合前絕大部分支撐劑會沉降在裂縫的底部，導致裂縫上部支撐劑鋪置濃度太低而影響裂縫上部的裂縫導流能力，影響改造效果。2014-2016年在鄂爾多斯盆地延安氣田延113-133致密氣田開展纖維壓裂液攜砂技術試驗，取得了明顯的效果。相比傳統壓裂更加有效地協助地層釋放產能。對于指導和提高該區天然氣深入開發具有重要的指導意義。

1 國內外致密儲層纖維壓裂液攜砂壓裂技術現狀

最近幾年國內纖維的研制和纖維添加泵的開發上開展了大量的研究工作。在纖維加砂機理研究、纖維性能改進，纖維添加泵的研制方面均取得了長足的進展。目前纖維壓裂已經在西南地區、大慶油田開展了現場試驗，無論是尾追纖維、還是全程纖維攜砂壓裂，均取得了良好的試驗效果[2，3]。

國外對纖維壓裂液攜砂技術的提出相對較早，但是受纖維性能和纖維添加技術的限制，投入現場應用較晚。2000年以后隨著技術研究的深入，國外部分大的油服公司比如斯倫貝謝公司已經完全掌握了纖維壓裂液攜砂壓裂技術，并在東德克薩斯州、墨西哥、俄羅斯西伯利亞投入商業化的現場應用[4，5]。

2 延安氣田砂巖致密氣儲層壓裂地質特征

延安氣田位于延安市以北，鄂爾多斯盆地天然氣富集區的南緣。在行政區域上，該氣田主要分布在子長縣西部、延安市寶塔區北部，西部邊緣部分處于安塞縣境內，東部邊緣小部分處于延川縣境內。主要發育上古生界石盒子組、山西組、太原組、本溪組層位。與榆林氣田長北區塊相比，延安氣田主力氣層山西組山2段山23砂組深度基本相當，但有效厚度小將近一倍，滲透率小五倍到一個量級。較之道達爾蘇里格南區塊，延安氣田主力氣層盒8、山1段深度淺800 m左右，有效厚度相當，平均滲透率略小。氣田采用直井/定向井和水平井大叢式井組方式開發。儲層埋深2 900 m～3 100 m，溫度100℃～120℃，壓力梯度 0.7 MPa/m～0.8 MPa/m，有效厚度3 m～9 m。2014年以前采用傳統方式壓裂后，平均試氣無阻流量1.6×104m3/d。效果不理想，需要改進工藝，進一步挖潛儲層的潛能[6]（見圖1）。

圖1 延安氣田與鄰近區塊氣層特征對比圖

3 纖維壓裂液攜砂的壓裂增產機理

受地層溫度和連續剪切的影響，當壓裂液黏度降低到臨界門限值時，會產生支撐劑沉降，影響裂縫的擴展并降低裂縫導流能力。目前國際上對致密氣的壓裂施工，普遍使用傳統的交聯胍膠作為壓裂液。壓裂液設計要求在壓裂施工結束后快速破膠從而進入返排階段。實際上裂縫閉合需要較長時間，在裂縫閉合之前破膠的壓裂液不能充分懸浮支撐劑，導致裂縫閉合后絕大部分支撐劑沉降在裂縫的底部，而裂縫的中上部支撐劑鋪置較少，裂縫寬度小，導流能力降低。對于大斜度定向井，支撐劑的過度沉降可能導致射孔位置和裂縫起裂處的裂縫寬度很?。ㄒ妶D2）。

圖2 傳統壓裂與纖維壓裂支撐劑鋪置剖面對比圖

纖維壓裂液技術在壓裂液中形成基于纖維的網絡，利用纖維的吸附性能通過機械的方式傳輸、懸浮、鋪置支撐劑，減少了支撐劑輸送對液體黏度的依賴。該技術可以根據油藏的具體特征有針對性的優化裂縫幾何尺寸。同時對于裂縫高度不宜控制的儲層可以采用黏度較低的壓裂液（比如滑溜水、線性膠）。即使在高溫下，仍保持良好的支撐劑輸送。

由于使用較低濃度壓裂液，減少了聚合物殘膠的傷害可以大大提高裂縫內支撐劑的滲透率。實驗室測試表明，減少40%的聚合物加入量可以使支撐劑滲透率增加24%。另外較低黏度的壓裂液有利于裂縫高度的控制，增加裂縫長度，纖維壓裂液可以將支撐劑輸送到更遠的裂縫尖端，有效的支持裂縫長度對產量的貢獻更大[7]（見圖3）。

在選取縱向上地應力特性差異較大的兩個儲層進行傳統壓裂液和纖維壓裂液平行對比理論模擬計算結果證實：相同的液體體系、相同的泵注程序的前提下，兩種情形下纖維壓裂液均表現出了更加均勻的縱向裂縫鋪置剖面、更有效的支撐裂縫長度，水力裂縫支撐品質均得到了質的提升。而裂縫幾何尺寸并沒有明顯的差異。

圖3 纖維壓裂和傳統壓裂理論模擬裂縫內支撐劑分布剖面對比圖

表1 纖維壓裂液特性

主要技術特點∶（1）徹底改變支撐劑的沉降特性，有效提高裂縫縱向支撐劑鋪置剖面；（2）攜砂性能改善，提高支撐裂縫有效半長；（3）使用更低黏度的壓裂液，控制縫高；（4）對黏度需求減小，減少傷害；（5）纖維在地層條件下可降解（壓力、穩定）。

4 新型纖維壓裂液性能評價

纖維壓裂液攜砂壓裂技術可以用于60℃～173℃，這個溫度范圍包括了幾乎80%的致密氣層。實驗室和現場試驗均表明，纖維壓裂液攜砂壓裂技術改善了支撐劑的鋪置剖面、傳輸距離，從而提高了壓裂效果和單井產量（見表1）。

根據延安氣田的地質條件，采用了硼酸鹽胍膠交聯液體系，以下是液體在井底溫度（110℃）下的高溫流變曲線，可見液體黏度穩定，滿足攜砂條件。

圖4 延安氣田用于纖維壓裂的典型壓裂液流變曲線

纖維提高了液體攜砂能力，在同等條件下有助于降低聚合物濃度以達到減少儲層傷害的目的。對不同濃度下的硼酸鹽交聯壓裂液的支撐劑沉降速度進行了測試，在3.0 kg/m3的胍膠濃度下，4.8 kg/m3纖維的沉降速度減少了44%。同樣地，在沉降速度滿足要求的情況下，胍膠濃度可下降20%（見圖4）。

圖5 支撐劑與入地液量對比圖

纖維的降解性能與溫度有直接關系。將纖維與壓裂液混合后置于60℃～170℃范圍內泥漿老化罐加熱并保持，一定時間后取出并觀察溶解情況。試驗表明，纖維沒有配伍問題，在泵注時井筒內60℃情況下不被降解，且在該儲層100℃的溫度下能夠在12 h～15 h內全部溶解。

5 現場試驗及壓后評估

2014-2016年在延安氣田113-133區塊本溪、山2、山1、盒8層共開展纖維壓裂23口井78層的壓裂試驗，所有的現場施工均按照壓裂設計順利完成，施工成功率100%，未發生一起砂堵事件。從施工情況來看，表現出以下幾個特點：

（1）相對于傳統的壓裂，加入相同數量的支撐劑，纖維壓裂使用相對較少的壓裂液。

（2）壓裂施工過程中施工壓力比較平穩。

（3）不同加砂階段施工壓力變化較小且普遍低于常規壓裂施工壓力 7 MPa～15 MPa（見圖 5、圖 6）。

纖維壓裂試驗效果明顯好于傳統壓裂，開展的23口定向測試產量達到了5.3×104m3/d，是傳統壓裂的3.5倍。其中有7口井測試產量大于5×104m3/d，占30.4%，也是傳統壓裂的10.6%的3倍。纖維壓裂使水力裂縫的支撐劑鋪置剖面得到了改善，裂縫品質提高后，裂縫導流能力得到了保證，相比傳統壓裂更加有效地協助地層釋放產能。提高了單井產量。對于指導和提高該區天然氣深入開發具有重要的指導和借鑒意義。

圖6 地應力與施工壓力對比圖

圖7 纖維壓裂和傳統壓裂效果評價對比圖

6 認識與結論

（1）纖維壓裂液攜砂壓裂技術在延安氣田的成功試驗，表明纖維攜砂壓裂技術能夠有效提高定向井壓裂效果，指導作用明顯。推廣應用領域廣闊。

（2）優化纖維壓裂液性能，確保在支撐劑加入不同階段（不同支撐劑濃度）情況下施工壓裂保持平穩，確保纖維壓裂工藝成功。

（3）纖維壓裂液攜砂壓裂工藝可以降低砂堵風險，泵入相同數量的支撐，試驗相對較少的壓裂液，提高現場施工的可靠性和效率（見圖7）。

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FiberFRAC*technology in Yan 113-133 assert tight gas reservoir

TONG Fangchao1，2，CAO Yongbo2，LI Wenbo2
（1.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；
2.Yanchang Petroleum Group Exploration Company，Yan'an Shanxi 716000，China）

Considering that the real flow conductivity does not meet the designed target and operation request in fracture,due to several factors that effect proppant setting speed,including constraints of frac liquid viscosity,injection rate,size and density of proppant particle，developed fiber fracturing fluid pilot for low porosity gasfield in Erdos basin YB113-133.Applying the absorption capacity and viscosity of fiber to reduce the setting speed of proppant,thus improving upward to setting profile,further increase entire flow conductivity on longitudinal direction as well as the effectiveness of fracture.On the other hand,lower viscosity fiber frac liquid helps to control fracture height,and to increase fracture lenghth,meanwhile to mitigate the reservoir harm caused by debris of frac gel.The technique has been applied to 23 wells in YB113-133 block and make a significant effect.Comparing with traditional fracmethod,the technique helps with better performance of reservoir,offering guidance and references for further development.

tight gas reservoir；FiberFRAC*；proppant transport and placement；fracture productivity

TE357.12

A

1673-5285（2017）07-0030-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.007

2017－05-31

仝方超，男（1982-），2006年畢業于長江大學石油工程專業，西安石油大學油氣田開發工程碩士在讀，工程師，現主要從事天然氣勘探開發技術管理工作。