蘇里格氣田致密氣藏壓裂改造技術研究應用

楊戰偉，段瑤瑤，王麗偉，徐國偉，王婷婷

（1. 中國石油勘探開發研究院，河北廊坊 065007；2. 中國石油塔里木油田分公司；3. 海南福山油田勘探開發有限公司）

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地，其中致密砂巖氣藏資源量巨大，但資源轉化和動用程度低，主要表現形式為平均單井產量較低，蘇里格氣田東部（蘇東）區塊較為典型，改造后平均單井產量低于1.0×104m3/d。蘇里格氣田儲層壓裂改造技術有一個發展過程，經歷過籠統壓裂、縱向多層壓裂、水平井多段壓裂及“工廠化”體積壓裂，目前側重于施工規模及加砂量的控制壓裂［1-3］，隨著壓裂設備和施工技術的進步，施工規模受限問題已經解決。但研究發現，部分區塊壓后產量與施工規模相關性不強，因此需要更深入地研究蘇里格低壓致密氣藏儲層改造對壓后產量的影響。前人已對施工規模的優化進行了大量的研究，并篩選評價了低傷害壓裂液［4-5］，但對于致密氣藏特別是對于黏土含量較高的氣藏，水基壓裂液對儲層的傷害仍然較高。基于目前蘇里格氣田的壓裂液仍然以水基壓裂液為主的特點，應從儲層改造的全過程分析壓裂傷害對壓后產能的影響。結合水平地應力兩向差異及井網布局特征，筆者提出改造后的儲層流體滲流形態為平面雙線性流，壓裂不能增加地層能量，只是減少了滲流阻力，因此需要研究壓后儲層流體的滲流形態，據此建立了壓后的產能模型，分析了壓裂傷害是影響致密氣藏壓后產量的關鍵，并提出了減少傷害的措施。

1 低壓致密氣藏改造難點

生產數據表明，整個蘇里格氣田的儲層流體壓力系數都較低，蘇里格氣田東北區塊較為典型，壓力系數在0.85左右，低于國內外典型致密氣藏儲層流體壓力系數30%～50%。儲層孔隙結構微觀分析表明，儲層孔隙結構以超毛細管孔及微毛細管孔喉為主，孔喉半徑??；另外黏土含量較高，蒙脫石和伊蒙混層占比例大，粒間孔隙及孔喉周圍的黏土顆粒極易膨脹運移，堵塞孔喉，造成儲層傷害。由于儲層流體壓力系數低，靠地層自身能量解除傷害難度大；同時壓力系數低導致流體返排速度慢，增加了液相在儲層中的滯留時間，進一步增大了儲層傷害。因此，低壓致密氣藏改造技術的選擇難度較大［1］，改造過程中儲層更易受到二次傷害。

2 壓后滲流模型及參數分析

2.1 壓后滲流模型

東北區塊氣井改造前后產能差異較大，壓前大多無產能，無油氣產出，即地層流體無法流到井筒。造成這種結果的主要因素包括儲層致密、壓力系數低、鉆井完井造成的地層污染等；從滲流角度出發，可認為地層流體不發生平面徑向流。壓裂后油井產量有較大的提升，證實儲層流體開始通過人工裂縫進入井筒，地層流體的滲流狀態發生顯著變化。因此可通過壓裂后滲流狀態分析，找出影響儲層流體滲流的關鍵因素，進而找到影響產量的工程參數。對于特低滲氣藏，改造后儲層流體遵循平面線性流規律［7-8］，據此可建立壓裂后滲流模型。

建立壓裂后滲流模型的基本假設包括：均質地層無限大，隔層為不滲透邊界，水力裂縫為雙翼對稱裂縫，縫高為儲層厚度，縫寬為定值。水力裂縫滲透率遠大于基質滲透率，為有限導流能力。油井產量恒定，地層內無垂向滲流，氣體為達西流動，忽略毛細管壓力和重力的影響。

雙線流模型的滲流包括兩個階段［4-5］，即地層流體沿水平方向線性流進入人工裂縫階段和裂縫內流體線性流進入井筒階段，改造后油井產量由兩階段的氣體滲流狀態共同決定，氣體流動較差的階段對井產量影響較大。

不考慮縫端氣體滲流，在儲層流體滲流的第一階段，由于泄流半徑遠大于縫寬，可以忽略縫寬的影響，地層流體流向裂縫的產量為：

在儲層流體滲流的第二階段，裂縫中流體進入井筒的產氣量可表示為：

生產過程中，兩個階段的滲流質量相同，即：!1=!2，由公式（1）、（2）得到油井產量為：

式中：9:為儲層流體原始壓力，MPa；91為井底流壓，MPa；K為基質滲透率，10-3μm2；K<為裂縫滲透率，10-3μm2；T為儲層溫度，℃；=<為縫寬，cm；>?為井筒半徑，cm；@AB為溫度，℃；ZAB為壓縮系數，9AB為壓力，MPa。

根據儲層改造后雙線性流滲流得出的產量模型，影響產量的裂縫參數包括：縫長、縫寬、裂縫滲透率。模型中的滲透率為基質滲透率，而實際滲透率為壓裂后受到改造液污染的裂縫附近儲層滲透率，該實際滲透率與基質滲透率差別較大，完井改造及壓裂液對其有直接影響。具體到蘇里格某井施工，儲層參數一定，加砂規模確定，水力裂縫參數基本確定，此時影響壓后產量關鍵因素即為改造形成裂縫的滲透率及近裂縫面儲層的滲透率。不同壓裂工藝及壓裂液對兩者都有著重要影響，并且兩者存在著關聯。

2.2 儲層改造傷害參數分析

壓裂改造對儲層傷害主要是濾液對基質滲透率的傷害、壓裂液殘渣、濾餅等對水力裂縫導流能力的傷害。影響這兩種傷害的主要因素是壓裂液體系本身的性能及完井改造方式的選擇［9］。

測試巖心傷害的方法很多［10］。蘇東區塊從壓裂施工到壓裂液排通，平均超過100個小時，為測試濾液對巖心傷害，選取了本區塊不同滲透率巖心及某種清潔壓裂液，測試步驟為：①烘干巖心，氣測其滲透率。②壓裂液的破膠液注入巖心中（圍壓5 MPa，驅替壓力 10 MPa）。③注入破膠液的巖心分別放置24小時、48小時、72小時，烘干后，氣測其滲透率。利用該方法測試了本區塊壓裂液對儲層滲透率的傷害（表1）。

表1 不同浸入時間下巖心傷害率實驗結果 %

由表1可見，壓裂液入侵時間對巖心基質滲透率影響較大，滲透率越低的巖心受到的傷害越明顯。通過對侵入時間與傷害率關系的線性回歸，建立兩者關系模型：

式中：KD為壓裂返排結束后裂縫面滲透率，10-3μm2；K:為地層原始滲透率，10-3μm2；β為基質巖心滲透傷害率，與基質物性、壓裂液類型及壓裂液侵入時間相關，具體經驗值的大小可用表1中的實驗結果確定。

確定侵入帶的滲透率后，還需要計算侵入帶的大小，然后方可對壓后產能公式進行修正，計算低壓氣井的壓后產量。

關于壓裂過程中濾液侵入帶大小的相關研究文獻較少，但對于低壓致密氣藏需要對其進行深入分析。對于常壓或超壓儲層改造，壓裂施工結束后破膠液不再繼續向儲層基質滲濾。對于低壓氣藏壓裂，壓裂液在地層的濾失可分為兩部分，即壓裂過程中濾液濾失及壓裂后由于井筒液柱壓力大于地層流體壓力引起的濾液侵入儲層造成的濾失。

關于壓裂過程壓裂液的侵入長度，部分學者認為壓裂液的侵入帶為楔形。本文為簡化計算，采用均勻侵入模式計算濾失量。Harrington等人通過對裂縫濾失液量的大量實驗研究，提出了一個液體向裂縫面濾失總液量的經驗公式［11］:

式中：V為壓裂液總濾失量，m3；A為裂縫面面積，m2；C為總濾失系數，m/s0.5；T為總注入時間，min。

Smith定義了裂縫造壁型壓裂液濾失的總濾失系數［12-13］，對于非造壁壓裂液，不存在濾餅影響，則綜合濾失系數為：

式中：IP為壓裂液黏度控制的濾失系數，m/s0.5；IS為受地層流體壓縮控制的濾失系數，m/s0.5；I<為地層流體壓縮系數，MPa-1；Δ9為裂縫面兩邊壓差，MPa；V為地層孔隙度，%；W<為壓裂液黏度，mPa?s；WX為地層流體黏度，mPa?s。

具體施工過程中，可根據室內實驗得出的濾失系數、儲層物性及實際施工數據直接計算總濾失量，再根據達西定律，可計算出壓裂過程中侵入帶長度。

壓裂液返排過程中濾液侵入長度的確定：由于井筒液柱壓力大于儲層流體壓力，裂縫閉合后，井筒中的液體可通過人工裂縫繼續侵入地層，濾液滲入地層使井筒中液量降低，同時液柱壓力降低，當井筒中液柱壓力接近或小于儲層流體壓力時，地層氣體通過人工裂縫進入井筒，開始攜液返排，之后，井筒及人工裂縫中液體不再侵入地層，此時的壓裂液侵入的長度即為污染帶的長度。

得出不同侵入時間的巖心傷害率及不同改造工藝返排時間下濾液的侵入長度后，就可以對壓后產能公式進行修正。侵入時間和長度與施工工藝及返排時間相關，因此，應選擇快速施工及返排工藝。

3 應用實例分析

蘇東A井和蘇東B井都位于蘇里格東區北部，為鄂爾多斯盆地伊陜斜坡兩口開發井，完井層位均為馬家溝組，兩井地面直線距離 1.8 km，兩口井改造層位的物性見表2。對兩口井設計了相近的加砂規模（砂量、液量）和平均砂比，但采用了不同的壓裂液及返排工藝，對蘇東A井采用新型無殘渣纖維素壓裂液，壓后自然放噴；對蘇東B井采用低濃度瓜膠壓裂液，自然放噴無效后，換小油管返排，后又連續油管氣舉。兩口井儲層物性及壓后測試產量數據見表2。

表2 蘇東區塊兩鄰井物性及施工測試結果對比

從表2看出，兩口井的產量相差1.6倍。蘇東A井采用無殘渣低傷害壓裂液，破膠徹底迅速，對儲層基質及裂縫導流能力影響小，有利于壓裂液返排，無氣舉措施下壓裂液可自噴返排。蘇東B井瓜膠壓裂液殘渣的殘留對基質及水力裂縫傷害較大，影響了壓裂液的返排，借助小油管及氣舉措施后壓裂液方可返排，返排時間顯著增加，這就加重了壓裂破膠液對儲層基質及水力裂縫的污染傷害。綜合上述兩方面的因素，兩口鄰井產量差異顯著。同時發現，即使采用低傷害壓裂液及拌注液氮，蘇東A井返排時間仍超過3天，根據實驗結論，壓裂破膠液仍然對儲層基質產生明顯傷害，壓后產量沒有達到預期目標，應采取其他工程措施縮短返排時間。

4 結論與建議

通過建立適用于蘇東區塊壓后產量預測的雙線性流產能模型，分析了影響低壓致密氣藏改造后增產效果的關鍵因素，并通過現場應用效果，取得了以下結論及建議：

（1）雙線性滲流模型可用于本區儲層改造后的產能模擬，可根據該模型研究影響致密氣藏壓后產能的關鍵因素。

（2）壓裂液侵入儲層基質對其滲透率傷害較為嚴重，特別是對含黏土儲層尤為顯著。低傷害無殘渣清潔壓裂液對提高低壓低滲致密氣藏改造效果作用明顯，降低了對基質及裂縫的傷害，縮短了返排時間，增產效果明顯。

（3）對于蘇里格低壓致密氣藏的壓裂改造，應選用低傷害壓裂液，同時施工過程加大液氮拌注。目前液氮量5%左右，為減少儲層傷害及縮短返排時間，拌注液氮量應加大到20%左右，另外要采取工程措施實現壓后壓裂液迅速返排，減少對儲層的二次傷害。