蘇里格南儲層改造技術及應用

陳志勇，王 強，胡立波，董永恒

中國石油長慶油田蘇里格南作業分公司 （陜西 西安 710018）

蘇里格南儲層改造技術及應用

陳志勇，王 強，胡立波，董永恒

中國石油長慶油田蘇里格南作業分公司 （陜西 西安 710018）

蘇里格南合作區是典型的“三低”氣田，壓裂改造作為低滲致密氣藏的有效開發手段得到了廣泛的現場應用。在蘇里格南的儲層壓裂改造中，結合蘇里格南自身六大開發特點與“三低”儲層開發戰略，采用了50.8mm（2in）槍身的小井眼深穿透射孔，低傷害清潔壓裂液體系，中密高強的支撐劑，TAP閥投球連續分壓，連續在線混配等特色工藝。通過蘇南特有的壓裂改造模式，成功實現27～36天完成一個標準井叢的壓裂及排液，單井在無液氮伴注情況下，壓后返排率達到100%。截至2015年底，已經成功的對XXX口井XXX層進行了儲層改造，Ⅰ+Ⅱ類氣井占73%，取得了較好的開發效益，為蘇里格南合作區高效開發奠定了基礎。

致密氣藏；壓裂液；支撐劑；連續分壓

蘇里格南合作區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北部、蘇里格氣田南部，總面積約2 392.4km2。主力氣藏位于二疊系下石盒子組盒8段及山西組山1段。盒8段為辮狀河沉積，山1段為曲流河沉積。天然氣組分中甲烷含量達88%～95%，屬于典型無邊、底水定容彈性驅動、低孔低滲低壓巖性圈閉致密干氣氣藏[1-3]。蘇里格南合作區儲層非均質性強、有效砂體規模小、儲量豐度低、單井產量低等問題，為提高開發效率、降低開發成本，蘇里格南合作區采取了“大井叢布井；多井低產、井間接替、分區開發；低壓生產”的氣田開發模式，堅持多學科聯合攻關，深化地質研究，優化開發方案，優選井位部署。井型選擇以大位移定向井為主，水平井為輔，每座井場分布中心直井1口，1km水平位移定向井4口，1.4km水平位移定向井4口，并根據完鉆結果評價是否部署加密井及水平井。

標準化大井叢9口井均采用88.9mm(312in)無油管+TAP閥完井管串完井，投球分層壓裂，使用清潔壓裂液和中密高強支撐劑，改造儲層。

蘇里格南合作區經過2006—2010年的前期評價，2011年初投入開發，2012年8月實現首氣。截至2015年底，通過對334口井進行儲層改造，壓后測試Ⅰ和Ⅱ類氣井比例占73%。到2015年底，投產氣井XXX口，年生產氣量XX億方。

1 蘇里格南氣井完井

1.1 完井方式選擇

蘇里格南氣井完井方式采用88.9mm(312in)無套管小油管+TAP閥完井管串。蘇里格氣田原始地層壓力30MPa左右，不含H2S。為確保安全，在初始生產階段進行的基建、壓裂作業、氣井清洗和生產等并行作業時，需要在油管管柱里安裝井下安全工具。井下安全閥安全可靠，但成本較高，控制復雜，故采用完井時下入坐落短節，并行作業時下入堵塞器，正常生產可下入井下節流器。由于所使用的油管類型為88.9mm(312in)油管，壁厚7.34mm，內徑74.21mm，通井規尺寸71mm，因此，使用68.8mm（234in)的座落短節，88.9mm(312in)TAP閥，在氣井需要并行作業時下入堵塞器，生產時可投放井下節流器。

TAP閥的技術原理是通過采用內徑不同的多級滑套與完井套管組成分段壓裂工具，滑套間用管線連接，逐段依次形成坐封球座，通過投球實現完井壓裂作業一體化[4-5]。

在蘇里格南井身結構中，滑套作為生產管柱的一部分下入井底，進行水泥固井。這種設計允許在88.9mm(312in)油管里面壓裂多個層位。球被投到井中，用來打開滑套，同時可以封隔下面的一層，壓后球會返排到地面。

此外，在氣井生產期間，如需大的生產通徑，球座可以很容易地用連續油管鉆掉。這項技術的應用，不但可以帶來經濟效益，還可以帶來很多作業方面的便利。免除了一些用來射孔和坐封橋塞的電纜作業，以及用來鉆掉橋塞的連續油管作業，同時加快了交付時間，并將作業風險降到最低。在一層或者所有層位被壓裂后，如果需要，可以進行立即返排。這樣，洗井作業可以在夜間進行，最大程度減少了膠液在井底停留的時間。可以在一天內完成多個井的壓裂作業。浮箍下面連接著一個套管測試短節，可以被用來試壓套管。這樣，可以免除試壓閥的使用以及相應的鋼絲作業。與射孔+復合橋塞工藝相比，TAP閥具有壓裂高效、作業簡單、排液速度快等優點，在蘇里格南項目小井眼開發具有較好的應用前景。

目前在蘇里格南使用最多的TAP閥，內徑分別為62.15mm(2.447 in)和57.71mm(2.272 in)。壓裂時，最下面一層采用重復射孔壓裂，TAP閥采用投球方式對不同層位進行壓裂。

1.2 完井流程

蘇里格南氣井在鉆井結束后，先進行數據采集，獲得錄井、測井及井斜等資料。根據獲得的資料進行分析，確定作業層。根據作業層的地層資料，進行初步裂縫模擬，以此確定完井TAP閥的下入深度。這些資料確定后，將指令傳達給現場完井工程師，地學及井服務相關人員，鉆井隊進行完井作業。完井后、固井、進行CCL測井、確定固井質量、TAP的下入準確深度、接箍位置等，得到井身完整數據。為后期射孔、壓裂、座封等提供準確資料。

2 蘇里格南區壓裂設計

水力壓裂是指利用液體傳遞壓力在地層巖石中形成人工裂縫，液體連續注入使得人工裂縫變得更大，液體將高強度的固體顆粒支撐劑帶入并充填裂縫，施工結束后，液體返排出來，支撐劑留在裂縫中，形成高流通能力的油氣通道，并擴大油氣的滲流面積。壓裂設計核心內容是根據氣井儲層參數及下井原材料參數優化壓裂施工參數（壓力、排量、砂比、砂量和液量），最終給出合理的施工參數表。

2.1 測試壓裂

測試壓裂是準確獲取地層閉合應力、分析地層濾失特性、巖石破裂特性、裂縫閉合應力、閉合時間、壓裂液濾失特性、彎曲效應、液體效率等參數進行凈壓力擬合和裂縫幾何尺寸分析的有效方法。蘇里格南區投入開發初期，由于對地層了解有限，因此在每個井叢選擇1～2口井進行了主壓裂前的測試壓裂診斷。以壓裂速率注入約37.85m3的壓裂液，并在泵入結束后觀察壓力變化。

2011—2013年，蘇里格南區在8個井叢進行了測試壓裂，從測試中獲得壓裂數據，來幫助設計加砂壓裂方式和規模。主要獲取的參數如下：閉合壓力、二維裂縫模型、壓裂液體效率、液體濾失系數。通過測試壓裂，來獲取合理的參數值范圍。

2.2 前置液

為準確設計完成壓裂作業量，需要獲取壓裂液濾失性能以確定合理的前置液量。如果前置液量太小，會發生提前脫砂。如果前置液量過大，導致過多膠液傷害和支撐劑沉降。根據多次測試壓裂及前期施工經驗，設計前置液比例在40%左右。

2.3 壓裂設計軟件

在蘇里格南區壓裂設計使用的裂縫模擬軟件有FRAC CADE和GOHFER軟件。GOHFER軟件的主要特點：基于離散方法論，采用全三維模型，能考率各種復雜的地層因素，模擬非對稱裂縫、復雜裂縫形狀。FRAC CADE軟件特點：該軟件包含了二維到三維的模擬體系，全面融合了實時監測，壓力擬合，再設計等功能。其中的優化模塊綜合考慮了井的參數、油藏數據、壓裂液體、壓裂支撐劑、現場施工限制、固定投資費用以及生產過程中產生的限制等各種因素，給出一個最經濟有效的壓裂設計規模。

應用任何軟件都應遵循壓裂設計的原則，最大限度地發揮氣層潛能和裂縫的作用，使壓裂后的生產井達到最佳狀態，同時還要求壓裂井的有效期和穩產期長。壓裂設計的方法是根據氣層特性和設備能力，以獲取最大產量和經濟效益為目標，在優選裂縫幾何參數基礎上，設計合理的加砂方案。壓裂設計方案的內容有裂縫幾何參數優選及設計、壓裂液類型、配方選擇及注入程序、支撐劑選擇和加砂方案設計、壓裂效果預測和經濟分析等。兩個軟件特點，結合蘇里格南區儲層的特點，做出壓裂設計方案，根據地層條件和設備能力，給出合理的施工參數表。

3 壓裂主要工藝及材料

鉆井完井交接后，即進入壓裂施工階段。即進入“6個一趟過”的組織模式，即安裝壓裂井口試壓、鋼絲通井、電纜射孔、壓裂施工、壓后排液、產能測試。采用50.8mm（2in）槍身的小井眼深穿透射孔，應用斯倫貝謝低傷害易返排壓裂液體系，圣戈班380～830μm（20～40目）的中密高強支撐劑，TAP閥投球連續分壓，連續在線混配壓裂。這些特點形成了蘇里格南區儲層改造的作業特色。

3.1 射孔工藝

蘇里格南區射孔采用的是川慶測井的小槍身射孔槍，16孔/m，重復射孔。前期對川慶測井的工具及工藝進行調研，打靶試驗孔徑7.2mm，穿深449mm。50.8mm(2 in)小槍身深穿透射孔技術，不僅用于新層常規射孔打開氣層，而且作為TAP閥作業失常即滑套打不開，或滑套打開但壓開地層困難時的應急措施。蘇里格南區的射孔段通常為1m。但對于下列情況需要對射孔厚度進行優化：I類儲層中，部分井砂體厚度大、氣層厚度大、儲層物性較好的儲層，為充分發揮后期生產潛力，需優化射孔方案、適當增加射開厚度；多段氣層合層壓裂改造時，為確保各層段都能改造較充分，需要優化各層段射孔厚度。

3.2 壓裂液體系

壓裂施工過程中壓裂液的選擇，必須從地質因素和工程因素上考慮。包括：儲層類型、儲層溫度、滲透率、地層壓力、目的層厚度及天然裂縫、黏土礦物含量及儲層敏感性、地層水類型及礦化度；深度、施工時間、排量及管柱、施工規模、壓后溫度恢復及壓力擴散速度、地應力分布。

壓裂液基本性能要求：①濾失量少；②懸砂性強，黏度高；③摩阻低，消耗動力少，排量大；④穩定性好：溫度，抗剪切；⑤殘渣低：清潔壓裂液；⑥易返排：破膠（水化）；⑦配伍性好；⑧貨源廣，價格低。

油田開發方案要求采用斯倫貝謝低傷害易返排壓裂液為胍膠基硼酸鹽體系壓裂液，主要包括高純度胍膠原粉、硼酸鹽交聯劑、延遲交聯劑、表面活性劑、pH調節劑、穩定劑、延遲破膠劑。實驗室對該壓裂液體系進行流變性檢測。通過300多口井的壓裂返排，蘇里格南區氣井在無液氮伴注條件下，壓后半小時快速放噴，實現壓后返排率達100%，充分表明所選的壓裂液體系適合該地區。

3.3 支撐劑

支撐劑產品要求：粒經均勻；強度大，破碎率小；圓度和球度高；密度小；雜質少。油田開發方案要求支撐劑采用的是圣戈班的380～830μm（20～40目）中密高強支撐劑，試驗在68.95MPa（10 000psi）條件下，體積密度達1.72g/mL，破碎率5.0%。性能指標優越。

陶粒支撐劑具有較高的強度，在相同的閉合壓力下，與石英相比，具有破碎率低、導流能力高的性能；陶粒具有抗鹽、耐溫性能；隨承壓時間的延長，陶粒的導流能力的遞減率要慢得多，因此會獲得較高的穩產產量和更長的有效期。在低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室條件下的試驗結果見表1。

表1 陶粒支撐劑技術參數

3.4 TAP投球連續分壓

TAP閥完井能實現連續多層分層壓裂。若一口氣井有3個需要壓裂的層位，最下層進行射孔，壓裂施工結束后投球，打開滑套，封堵最下層，進行第二層壓裂，待壓裂結束后，再投球打開上面的滑套并封堵下面2層，進行壓裂，實現連續分壓。待壓裂結束后，進行整體返排。投入的球將被回收到收球筒。

3.5 混合壓裂設計

通過對蘇里格南區近400口井的壓裂設計，得出了施工參數(表2）。

3.6 在線連續混配

連續混配壓裂工藝技術就是一種邊配邊注的連續式壓裂施工工藝。所有的化學添加劑都在施工過程中加入，不但實現實時調整各種化工料和液體配方，還可以根據實際情況配置液體，不存在液體浪費和短缺限制施工等現象，并能有效提高壓裂施工效率。蘇里格南區在壓裂現場具備在線連續混配的條件。在井場，有一口水源井，供水能力不低于70m3/h，壓裂作業隊伍配備大容量集裝箱式儲水罐。在壓裂前，根據井叢壓裂設計，提前用儲水罐備水，在壓裂施工過程中，壓裂液在線連續混配能力8m3/min。

表2 蘇南區塊壓裂設計參數

4 儲層改造成果

在評價期階段共實施16次壓裂作業，使用支撐劑435.8m3，注入壓裂液4 134m3。試井分析表明：大多數裂縫半長在40m左右，大于50m較少，因為裂縫垂向延伸增大限制了裂縫在水平方向上的擴展，會形成幣形裂縫。壓裂作業穿過煤層時（如山2和山1下），只能得到有限的裂縫半長。裂縫梯度大于1.70MPa/100m的層段產量較低。除了物性較差的儲層，可不用連續油管進行壓裂液返排。大多數壓裂作業前置液為45%～55%。實施了20.6～38.7m3支撐劑的壓裂作業，結果說明中等規模作業約26m3產生的裂縫尺寸與大型壓裂作業相近。

蘇南1、蘇南2、蘇南3和蘇南4在2008—2009年進行了合層開采及合層壓力恢復。壓力恢復時進行了溫度剖面測試，測試獲得最小裂縫高度以輔助評價壓裂效果。測試數據表明，蘇南壓裂裂縫可在垂向延伸30m，溝通射孔段上下砂層。

通過對開發期壓裂氣井數據統計得出，目前氣井平均壓裂X.X層，每層平均支撐劑用量XXX方，壓裂液平均用量XXX方。標準井叢（9口井）壓裂返排周期為27～36天。對壓后測試的無阻流量進行統計，I類氣井占43%；Ⅱ類氣井占30%；I+Ⅱ類占73%（截至2015年底）。儲層改造效果良好。

2014年8月11日，蘇里格南作業分公司首次對已壓裂井SN0051-XX進行了典型的帶壓重復壓裂作業。SN0051-XX井于2014年7月18日對盒8段進行了初次壓裂，壓后產量僅1×104m3/d，未達到預期效果。工程師團隊對儲層地質特征，壓裂施工曲線、排液效果進行了深入地診斷，綜合分析認為可能是小夾層未完全壓開，導致裂縫填砂剖面不理想，儲層改造不充分所致。經過井服務團隊的進一步研究探討，決定對該井進行重復壓裂。返排洗井2天后的測試數據來看，壓后產量約在15×104m3/d，實現了壓后產量的大跨越，增產效果顯著。

2014年，對SN135-XX等4口井進行查層補孔壓裂。這4口井均為2012年壓裂的氣井，顯著特點是投產后，產量遞減迅速。經過儲層分析研究，選取這些井的其它層進行射孔壓裂，以期達到增產效果。2014年，先后對這4口井進行了查層補孔壓裂，壓后投產，通過生產情況對比分析認為，其中3口井，產量穩定，遞減緩慢，增產效果顯著，但其中SN138-XX井效果不明顯。對于部分有條件的氣井，重復壓裂和查層補孔是蘇南儲層增產的一個有效措施。

5 結論

經過5年多的開發，蘇里格南區已經形成了特有的儲層改造技術。集小井眼深穿透射孔、高效清潔壓裂液、中密高強支撐劑、在線連續混配、TAP投球連續壓裂，大井叢工廠化壓裂返排的工作模式下，工作效率高，為蘇里格南區高效開發奠定了基礎。

[1]盧 濤,張 吉,李躍剛,等.蘇里格氣田致密砂巖氣藏水平井開發技術及展望[J].天然氣工業,2013,33(8)：38-43.

[2]冉新權,李安琪.蘇里格氣田開發論[M].北京：石油工業出版社,2008.

[3]張明祿,吳 正,樊友宏,等.鄂爾多斯盆地低滲透氣藏開發技術及開發前景[J].天然氣工業,2011,31(7)：1-4.

[4]劉社明,張明祿,陳志勇,等.蘇里格南合作區工廠化鉆完井作業實踐[J].天然氣工業,2013,33(8)：64-69.

[5]趙政璋,杜金虎.致密油氣[M].北京：石油工業出版社,2013.

The cooperation block in southern Sulige is a typical"three low"gas field,and fracturing technology has been widely applied in the development of low permeability tight gas reservoirs as an effective method.The characteristic techniques of slim hole deep perforation using 50.8mm（2in）perforating gun,low-damage clean fracturing fluid system,medium density and high strength proppant,TAP valve pitching continuous partial pressure and continuous on-line mixing were applied in the fracturing process of the block based on the characteristics of the block.Through this Through this characteristic fracturing pattern fracturing pattern,the fracturing and drainage of a standard cluster well was successfully completed in 27～36 days,and in no case with liquid nitrogen injection,the flowback rate of single well reached 100%.By the end of 2015,XXX layers of XXX wells had been successfully reconstructed,and type I and type II of gas wells accounted for 73%.A good development benefit was achieved,which lays a foundation for high-efficiency development of the cooperation zone in southern Sulige.

tight gas reservoir;fracturing fluid;proppant;continuous partial pressure

陳志勇（1970-），男，高級工程師，主要從事鉆井及壓裂工程技術研究和管理工作。

2017-07-11