深層—超深層裂縫性致密砂巖氣藏加砂壓裂技術
——以塔里木盆地大北、克深氣藏為例

車明光 王永輝 彭建新 楊向同 鄒國慶 王 遼

1. 中國石油勘探開發研究院 2. 中國石油天然氣集團有限公司油氣藏改造重點實驗室 3. 中國石油塔里木油田公司

0 引言

近年來全球新發現的深層油氣田數量與新增儲量快速增加，深層石油和天然氣的原始可采儲量分別占各自全球總儲量的7%和25%[1]，已成為各石油公司和服務公司關注的勘探開發重要領域。我國深層—超深層儲層主要分布在塔里木、準噶爾、四川、鄂爾多斯、松遼、渤海灣等6大盆地，勘探開發潛力巨大[2-5]。塔里木盆地庫車前陸沖斷帶大北、克深氣藏是中石油近幾年重點勘探和開發的深層—超深層裂縫性致密砂巖氣藏[6-7]，氣藏埋藏深度介于5 000～8 300 m，溫度介于120～190 ℃，地層壓力介于90～140 MPa，巖心基質孔隙度介于6%～9%，滲透率介于0.01～0.1 mD，天然裂縫雖發育但發育方向和發育程度差異大，因此壓裂改造工藝實施的難度較大。目前國內外針對深層—超深層砂巖儲層的改造技術主要有酸化、酸壓和常規加砂壓裂[8-14]，受非常規儲層改造技術的啟發，國外針對深層致密砂巖儲層開展了復合壓裂和滑溜水壓裂的現場試驗。針對深層—超深層砂巖儲層的壓裂技術，國內與國外的差距主要存在于耐高溫加重壓裂液的性能和分層改造技術這兩個方面。隨著庫車前陸沖斷帶的深入勘探開發，出現了基質物性更致密、應力更高且發育天然裂縫的超深超高溫儲層，對加砂壓裂技術提出了更大的挑戰。

為了提高庫車前陸沖斷帶深層—超深層裂縫性致密砂巖氣藏的單井產量和延長單井改造有效期，針對該類儲層的特點，研究了耐高溫加重壓裂液、深井與超深井的常規加砂壓裂以及以提高長井段儲層縱向動用程度為目的的暫堵轉向復合壓裂等技術，并進行了現場應用，所形成的加砂壓裂系列技術為塔里木盆地庫車前陸沖斷帶深層—超深層裂縫性致密砂巖氣藏的高效開發提供了技術支撐。

1 深層裂縫性致密砂巖壓前評價技術

改造前對儲層進行評價是加砂壓裂設計的基礎。天然裂縫是影響天然氣產量的主控因素，因此在地質、鉆井、錄井、測井和試井等資料評估的基礎上，進一步對天然裂縫開啟條件、垂向地應力和裂縫性砂巖暫堵轉向等進行研究，以期為壓裂優化設計提供依據。

1.1 天然裂縫開啟條件

為了評價天然裂縫在壓裂過程中的開啟條件，將巖石力學實驗前、后的巖心CT掃描結果和由成像測井模擬計算的天然裂縫開啟條件相結合，對天然裂縫的開啟形成了新認識。庫車前陸沖斷帶深層致密砂巖巖心的內部天然裂縫在巖石力學實驗過程中滑動、張開，形成了復雜裂縫，如圖1所示，實驗前巖心（孔隙度4.5%，滲透率0.02 mD）內有微裂縫，但微裂縫沒有明顯提高氣測滲透率，實驗過程中微裂縫滑動、張開，形成了連通的、具有一定導流能力的裂縫通道，改善了巖心的滲透性。

圖1 巖石力學實驗前、后巖心CT掃描結果圖

圖2是采用GMI軟件，以庫車前陸沖斷帶一口壓裂井為例，計算在加砂壓裂過程中不同產狀天然裂縫的開啟條件。

圖2 天然裂縫開啟模擬計算結果圖

計算結果表明，當孔隙壓力低于巖石破裂壓力，天然裂縫與最大主應力夾角小于40°的高角度天然裂縫容易開啟；當孔隙壓力高于巖石破裂壓力，圖2中藍色點表示在10 MPa的凈壓力條件下，天然裂縫與最大主應力夾角小于60°的中—高角度縫可以開啟；天然裂縫與最大主應力夾角大于60°和低角度天然裂縫不能開啟。天然裂縫開啟后，綜合濾失系數是基質濾失系數的2～7倍[15]，濾失量增大使壓裂過程中砂堵的風險增大，因此加砂壓裂優化設計需重視天然裂縫的封堵與利用。在天然裂縫的激發階段，應提高凈壓力，采用小粒徑支撐劑降濾或暫堵等技術措施，改造天然裂縫且使其保持一定的導流能力；在主裂縫的造縫階段，應調整排量控制凈壓力，采用凍膠造縫連續加砂模式，溝通天然裂縫。

1.2 垂向地應力

垂向地應力剖面是進行加砂壓裂優化設計的重要依據之一，通過動靜態巖石力學參數校正和應力剖面計算，庫車前陸沖斷帶深層砂巖最小地應力值通常介于100～130 MPa，絕對值較高。垂向上泥巖層和砂巖層之間的應力差介于7～15 MPa；砂巖層之間應力差介于2～3 MPa；最大主應力和最小主應力的差值較大，介于15～25 MPa。將垂向地應力剖面解釋結果輸入壓裂模擬軟件中，結合測井解釋結果建立地質模型，通過模擬計算進行加砂壓裂射孔位置優選、暫堵分層的級數優化及以控制縫高為目的的排量優化等研究。

1.3 裂縫性砂巖暫堵轉向

暫堵轉向是提高儲層縱、橫向改造程度的主要技術措施之一，使用庫車前陸沖斷帶的砂巖露頭巖樣，長、寬、高分別為762 mm、762 mm和914 mm，開展水平方向上兩向高應力差時裂縫性砂巖暫堵轉向的物理模擬實驗。實驗結果表明暫堵能夠達到液體分流和形成多人工裂縫的目的，圖3-a顯示天然裂縫走向與最大主應力方向接近時，暫堵后形成一組人工裂縫帶；圖3-b顯示天然裂縫走向與最大主應力方向夾角30°左右時，人工裂縫被天然裂縫捕獲并沿天然裂縫擴展延伸；圖3-c顯示天然裂縫走向與最大主應力方向夾角大于60°時，人工裂縫穿過天然裂縫沿最大主應力方向延伸，天然裂縫側向溝通作用明顯。暫堵實驗認識主要用于指導壓裂方式、液體類型的優選和泵注程序的優化。當天然裂縫和水平最大主應力方向接近或小角度相交時，加砂壓裂優選復合壓裂方式，使用滑溜水、低黏液和高黏凍膠液的復合液體；當天然裂縫和水平最大主應力小角度—中角度相交時，優選復合壓裂方式，使用低黏液和高黏凍膠壓裂液；當天然裂縫與水平最大主應力大角度相交時，優選常規壓裂，使用高黏凍膠壓裂液。

圖3 裂縫性砂巖暫堵轉向物理模擬實驗結果圖

暫堵轉向可應用于常規加砂壓裂和復合壓裂技術中，輔助人工裂縫轉向，提高儲層改造程度。

2 耐高溫加重壓裂液

提高壓裂液的密度、耐高溫性能是深層—超深層致密砂巖加砂壓裂成功的關鍵之一。通過加重液體增加靜液柱壓力，降低井口施工壓力，提高施工排量。使用KCl和NaNO3無機鹽加重，壓裂液密度提高到1.15～1.35 g/cm3，靜液柱壓力1 000 m可以增加3.0 MPa。

2.1 KCl加重壓裂液

KCl可以加重羥丙基胍膠或羧甲基胍膠壓裂液，羥丙基胍膠加重后最高耐溫145 ℃，170 s－1連續剪切120 min后黏度始終大于120 mPa·s；羧甲基胍膠加重后最高耐溫160 ℃，170 s－1連續剪切120 min后黏度始終大于80 mPa·s（圖4）。KCl加重壓裂液的最高密度是1.15 g/cm3。

圖4 KCl加重壓裂液流變曲線圖（羧甲基胍膠加重后）

2.2 NaNO3加重壓裂液

NaNO3可以加重羥丙基胍膠或羧甲基胍膠壓裂液，羥丙基胍膠加重后應用較多，最高密度可以達到1.35 g/cm3。通過研發新型硼鋯螯合物交聯劑，梯次交聯，增強凍膠耐溫能力，使用濃度為0.6%的羥丙基胍膠，加重壓裂液最高耐溫180 ℃，170 s－1連續剪切90 min后黏度始終大于80 mPa·s（圖5）。NaNO3加重壓裂液現場已應用26井次，其中井深最深為7 430 m，井底溫度達178 ℃。

圖5 NaNO3加重壓裂液流變曲線圖（羧丙基胍膠加重后）

3 深層—超深層加砂壓裂技術

3.1 常規加砂壓裂技術

常規加砂壓裂以形成經典的雙翼人工裂縫為目標，壓裂管柱以?88.9 mm油管為主，采用高黏度加重壓裂液（KCl或NaNO3加重壓裂液）以增加靜液柱壓力，同時攜帶較高濃度的支撐劑，使用140 MPa壓裂設備保證高壓施工要求。壓裂液用量介于300～600 m3，前置液比例介于45%～55%，最高施工排量一般介于3～5 m3/min。為保證裂縫具有較高導流能力，支撐劑使用30～50 目高強度陶粒，砂濃度通常介于180～480 kg/m3，加砂量介于30～50 m3。為了降低天然裂縫對人工主裂縫的影響，使用多級段塞和大段塞量方法，段塞級數介于2～5級，段塞量介于2～14 m3。圖6是常規加砂壓裂的典型施工曲線，使用5級段塞，段塞濃度從90～520 kg/m3逐漸增加。常規壓裂技術通常應用在天然裂縫發育一般或不發育的儲層，在現場應用13井次，壓裂后的產氣量比壓裂前提高2～5倍。

圖6 常規加砂壓裂典型施工曲線圖

3.2 暫堵轉向復合壓裂技術

暫堵轉向復合壓裂技術主要用于長井段儲層，以提高儲層的縱向動用程度。暫堵工藝流程是在完成一段壓裂改造以后，通過高濃度纖維攜砂暫堵的方式，壓開一段新層，實現新一級壓裂改造的目的，如圖7所示。

圖7 暫堵轉向復合壓裂示意圖

暫堵轉向復合壓裂技術借鑒非常規儲層復合壓裂理念，使用大排量、大液量，低、中—高砂濃度支撐劑及暫堵轉向技術來提高儲層的縱向改造程度。壓裂管柱以?114.3 mm油管為主，用NaNO3加重壓裂液，施工排量可以達到7～10 m3/min。壓裂液用滑溜水、基液和凍膠液組合。滑溜水用于激活天然裂縫，攜帶低砂濃度（30～45 kg/m3）支撐劑支撐次級人工裂縫；基液和凍膠組合造人工主裂縫，攜帶中—高砂濃度（90～420 kg/m3）支撐劑支撐人工主裂縫。用液量通常在1 000 m3左右，單層的加砂量介于40～60 m3。層間用纖維攜帶砂濃度為300 kg/m3的支撐劑進行暫堵。暫堵轉向復合壓裂通常應用于天然裂縫較發育的長井段儲層，但天然裂縫越發育，壓裂增產的效果與酸壓的效果越接近。該技術在現場應用了16井次，壓裂后的產氣量比壓裂前提高1～3倍。

4 挑戰和發展方向

通過對塔里木盆地庫車前陸沖斷帶裂縫性致密砂巖加砂壓裂技術的攻關，針對深層—超深層裂縫性砂巖儲層的特點，研究了天然裂縫開啟條件和垂向地應力，形成了耐高溫的NaNO3加重壓裂液、常規加砂壓裂技術和暫堵轉向復合壓裂技術，為深層—超深層裂縫性致密砂巖的高效開發提供了有力的技術支撐。但仍面臨如下挑戰：①隨著勘探開發工作的深入，儲層埋深超過8 000 m、溫度超過190 ℃的超深超高溫井日漸增多，對壓裂改造材料和工藝技術提出了更高的要求；②深層—超深層儲層普遍高溫高壓[16]，分層工具在高密度泥漿中下入的難度大，造成縱向上實施分層壓裂的難度大；③超深井中大斜度井和水平井的壓裂改造技術仍需攻關。

針對以上挑戰，下一步應重點開展以下兩個方面的攻關：①研究低成本環保型的耐高溫加重壓裂液（最高耐溫190 ℃、密度大于1.30 g/cm3且可回收利用）；②研究適用于超深井中大斜度井和水平井的分層工具，以滿足高溫高壓條件。同時需注意以下兩個結合：①深層形成復雜縫網的機理復雜，室內模擬實驗仍不能滿足現場工況條件，應加強室內模擬實驗與現場試驗的結合；②強化與深層裂縫監測技術的結合，進一步優化超深井的加砂壓裂設計。

5 結論

1）在天然裂縫的激發階段，應提高凈壓力，采用小粒徑支撐劑降濾或暫堵等技術措施，改造天然裂縫且使其保持一定的導流能力；在主裂縫的造縫階段，應調整排量控制凈壓力，采用凍膠造縫連續加砂模式，溝通天然裂縫。

2）NaNO3加重壓裂液最高密度達1.35 g/cm3，最高耐溫180 ℃，現場已應用26井次，其中井深最深為7 430 m，井底溫度達178 ℃。

3）常規加砂壓裂應用在天然裂縫發育一般或不發育的儲層，壓裂管柱以直徑88.9 mm油管為主，使用KCl或NaNO3加重壓裂液，同時攜帶較高濃度的支撐劑，最高施工排量一般介于3～5 m3/min，采用多級段塞和大段塞量方法，段塞級數介于2～5級，段塞量介于2～14 m3。在現場應用了13井次，壓裂后的產氣量比壓裂前提高2～5倍。

4）暫堵轉向復合壓裂技術應用在天然裂縫較發育的長井段儲層，壓裂管柱以直徑114.3 mm油管為主，使用NaNO3加重壓裂液，施工排量可以達到7～10 m3/min，用液量通常在1 000 m3左右，使用低、中—高砂濃度支撐劑，層間用纖維攜帶砂濃度為300 kg/m3的支撐劑進行暫堵。在現場應用了16井次，壓裂后的產氣量比壓裂前提高1～3倍。