元壩地區深層致密砂巖儲層改造技術分析

段 華，鄧 燕，李 枚，扶喆一，劉彧軒

(1中石化勘探分公司 2西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室)

致密砂巖氣是一種儲集于低滲透-特低滲透致密砂巖儲層中典型的非常規天然氣資源，依靠常規技術難以開采，需通過大規模壓裂或特殊采氣工藝技術才能產出具有經濟價值的天然氣[1]。致密砂巖氣已成為全球非常規天然氣勘探開發的重要領域之一，在我國鄂爾多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地也勘探開發了大量的致密砂巖氣，在2015 年陸上主要盆地生產致密砂巖氣 500×108m3左右，到2020年全國致密砂巖氣年產量有可能達到600×108m3以上[2]。四川地區川東北元壩地區的致密砂巖具有埋藏深(約3 800～5 000 m)、高壓、巖性致密、超低孔、超低滲、含氣豐度低等特點，儲層改造難度大，改造效果差，開發難度大[3]。為此，中國石化勘探分公司持續開展了儲層精細認識，明確致密砂巖儲層改造的難點，提出相對應的技術措施，并進行現場實踐和總結，形成了一套適用于川東北深層致密砂巖氣藏的壓裂改造工藝技術，基本滿足了探井測試需要，有效促進了地區勘探工作，對同類型的深層致密砂巖壓裂改造也具有重要借鑒意義。

一、元壩地區致密砂巖儲層工程地質特征

元壩地區構造上位于四川盆地川北坳陷與川中低緩構造帶結合部，陸相主要發育三疊系須家河組二段、三段、四段等致密砂巖儲層。

1.巖性特征

須二段巖性為中粒的巖屑砂巖、含巖屑石英砂巖、石英砂巖和長石巖屑砂巖等。須三段巖性主要為細-中粒的巖屑砂巖、巖屑砂質礫巖，巖屑成分主要為灰巖。須四段巖性主要為巖屑砂質礫巖、巖屑砂巖、長石巖屑砂巖。

2.物性特征

須二段儲層段巖心孔隙度主要分布在2.4%～10.53%之間，平均為5.72%；滲透率平均為0.080 mD。須三段儲層巖心孔隙度主要分布在1.39%～7.16%之間，平均為2.92%；滲透率平均為0.0135 mD2。須四段儲層孔隙度分布在0.93%～3.84%之間，平均為1.94%；滲透率平均為0.056 mD。

3.孔喉結構特征

孔隙以微孔、小孔為主，孔隙喉道半徑主要集中在0.063～2.5 μm范圍內，多屬細喉微喉；孔喉結構差主要分布小孔-細喉、微孔-微喉、小孔-微喉。

4.氣藏動態特征

元壩地區儲層埋深一般在3 800～5 000 m之間；地壓系數1.7～2.1，平均地壓系數1.92，屬異常高壓氣藏；地溫梯度為(1.975℃～2.517℃)/100 m，平均地溫梯度為2.25℃/100 m，屬于正常的地溫梯度范圍；含氣飽和度在62%～80%之間；氣藏類型為低-特低孔、致密-超致密高溫高壓孔隙-裂縫型氣藏；須四束縛水飽和度高(含水飽和度50%～74%)。

5.巖石力學特征

元壩須家河儲層整體呈現出彈性模量高，抗壓強度高的特點，巖心抗壓強度為320～425 MPa之間，抗張強度在巖8～10 MPa之間，楊氏模量在29.4～42.6 GPa之間，泊松比在0.18～0.245之間。

二、儲層改造難點

(1)儲層埋藏深，破裂壓力高、延伸壓力高，壓裂施工難度大。元壩地區陸相破裂壓力梯度異常高(0.025～0.032 MPa/m)，有的井層達到限壓極限還是壓不開儲層，導致施工失敗。延伸壓力高，排量受限，儲層改造半徑受限，實現長縫壓裂的難度較大。元壩地區施工壓力和延伸壓力梯度在0.023～0.029 MPa/m之間，甚至有的井在限壓105 MPa下，排量不到3 m3/min，無法完成加砂壓裂施工。

圖1 YL7井須三段3461～3471m井段地應力和巖石力學參數剖面圖

(2)目的層縫高難以控制，較難實現深穿透。由于儲層與上下頂底層巖性差異小、應力差值不大，不利于縫高的控制和裂縫在水平方向的延伸。如YL7井須三段，根據測井密度、聲波、自然伽馬等資料，通過采用地應力軟件對改造儲層及上下頂底層進行應力計算(見圖1)，可見儲層與上下頂層的應力值差值很小(分別為2.8 MPa和1.6 MPa)，儲層改造時縫高不易控制。

(3)儲層巖石具有強親水性，壓裂水鎖傷害嚴重，影響壓裂液改造效果。元壩區塊巖石孔喉結構差同時具有強親水性。壓裂過程中，壓裂液濾失容易造成水侵，在水侵過程，有明顯的氣水界面，氣驅過程，氣水界面模糊，大量的液體殘留在微裂縫附近的基質孔隙中，造成水鎖傷害，壓裂效果差。

(4)由于儲層高溫、高壓，施工壓力高，對完井管柱及井下工具提出了更高的要求。

三、形成的儲層改造攻關技術及實踐

面對深層超高壓致密砂巖氣藏的改造難題，中國石化勘探分公司進行了關鍵技術攻關和實踐，有效地解決了部分問題，取得了好的成效，形成了適用于深層超高壓致密砂巖氣藏的改造技術。

1.高精度儲層預測技術

通過應用高精度儲層預測技術進行壓前地質評估，準確認識有利儲集相帶展布規律及近井天然裂縫發育情況，為提高儲層改造成功率及有效性提供了基礎。

元壩地區大部分井(占46.9% )改造后僅獲得了低產工業氣流，部分井未獲得工業氣流(占34.5%)。試氣井未鉆遇較發育裂縫儲層，而后期改造范圍也未能溝通到較遠處裂縫發育帶，基質孔隙的供氣能力有限，導致壓后產能低。產量遞減快則是由于天然裂縫帶發育范圍較小、儲層改造半徑也有限，這種情況下，受邊界效應的影響，氣井產量遞減就快。

元壩深層致密砂巖儲層主要為辮狀河道及水下分流河道微相沉積，裂縫既是油氣運移的通道又是油氣聚集的空間，有利沉積相帶和裂縫控制氣藏的富集、高產。因此，運用壓前地質評估、高精度儲層預測技術，準確認識有利儲集相帶展布規律及近井天然裂縫發育情況，優選有利井層進行改造，就會提高儲層改造成功率及有效性。

2.酸損傷降低破裂壓力技術

須家河儲層具有高的地層破裂壓力梯度和施工泵壓，這增加了加砂壓裂的施工風險，限制了儲層改造的加砂規模，導致儲層改造效果較差，或根本無法開展加砂壓裂儲層改造，而酸預處理可以降低儲層的破裂壓力[4]，是常用的降低儲層破裂壓力方法[5-6]。通過開展酸處理降低破裂壓力機理研究，優選出適合該區的壓裂酸化預處理的液體體系與工藝參數，能有效降低破裂壓力，形成了酸損傷降低破裂壓力工藝技術方法，確保了施工順利進行。

通過室內實驗，從微觀結構、物性特征、動靜態力學特征方面揭示了酸降低砂巖強度的微、細、宏觀機理，明確了該區域的巖石酸損傷效應的控制因素從高到低依次是酸濃度、作用時間、壓力；優化須家河組致密砂巖采用15%HCl+3%HF作為壓裂前置酸液，推薦用量20～30 m3，以低于破裂壓力的最大排量施工，形成的酸損傷降低破裂壓力工藝技術方法可以降低破裂壓力8%～10%。M3井位于通江凹陷的一口井，改造層位為須二下亞段(4 900～4 914 m)。該井采用20 m3前置酸液解除近井地帶損害并降低破裂壓力，同時采用限壓115 MPa進行超高壓壓裂。該井累計注液372.8 m3，地層破裂壓力91.8 MPa，酸進入地層后施工壓力明顯降低，停泵壓力56 MPa左右，施工曲線見圖2。

圖2 M3井須二下亞段酸化預處理壓裂施工曲線

3.低傷害壓裂液技術

在確保大規模加砂成功的基礎上，優化壓裂液體系，形成了低摩阻、防水鎖、低傷害增能壓裂液。壓裂液延遲交聯時間1～20 min，降阻率25%～30%，黏土膨脹率24%，表面張力24.9 mN/m，巖心傷害率23%～25 %，滿足了深層致密高應力儲層改造壓裂液的低傷害需求。

由于元壩深層致密儲層低孔、低滲，孔喉半徑小，雖然水敏性不強，但水鎖傷害、壓裂液殘渣引起的傷害不容忽視，因此，針對目標區塊儲層特點，對壓裂液配方進行優化，優選了一種具有集黏土穩定性能、助排性能、起泡性能、防水鎖等多種功能于一體的液體添加劑BM-B10，形成了一種低摩阻、防水鎖、低傷害的增能壓裂液。該體系壓裂液降阻效果顯著，?76 mm壓裂管柱，排量5.0 m3/min，降阻率36%，?62 mm壓裂管柱，排量5.0 m3/min，降阻率49%(見圖3)；該壓裂液體系傷害率也遠低于一般的有機鈦、鋯交聯壓裂液的傷害，壓裂液巖心傷害率18%～23%，裂縫導流能力傷害率低于19.6%(見圖4)；使用該壓裂液后滲透率恢復率接近90%，比常規提高了20%，具有較強的降水鎖作用，實驗測試結果見表1。

圖3 壓裂液的降阻實驗結果

圖4 裂縫導流能力傷害試驗結果

巖心號傷害液配方初始啟動壓力梯度/(MPa·cm-1)傷害后啟動壓力梯度/(MPa·cm-1)傷害后啟動壓力梯度增加倍數X11-2常規0.1410.7274.156X11-1增能0.1440.4982.458

4.超高壓安全作業技術

引進2500型壓裂機組，通過配套140 MPa超高壓壓裂設備、井口裝置和地面流程，研制井下工具(超高強度封隔器)，優化壓裂管柱，制定現場實施細則，形成超高壓大型壓裂技術，提高了壓力級別，具備140 MPa超高壓施工能力，能夠實現了超高壓安全作業。通過140 MPa超高壓井口、壓裂設備及測試工藝配套，使常規壓裂(限壓95 MPa)無法實施井進行了改造(表2)。

表2 元壩地區部分井超高壓效果情況

5.快速返排技術

液氮+纖維快速返排技術、壓后氣舉、泵舉等復合助排措施加大壓裂液在短時間內的返排率，確保了壓裂施工效果。壓裂施工過程盡可能全程伴注液氮，增加殘液返排能量；壓后若產量低、井口間隔開關井排液效果差、殘液返排率大于60%，采用液氮氣舉助排誘噴排液；必要時采用連續油管+膜制氮氣舉排液；采用優化助排劑、起泡劑助排等措施，減少壓裂液在儲層中的滯留時間，提高壓裂液的返排率，確保壓裂施工效果。

6.其他配套技術

高強度支撐劑以及射孔優化等其它配套技術的采用進一步保證了施工的成功率和改造效果。

(1)高強度支撐劑。由于儲層埋藏深，應力高，縫寬有限，攜砂液主要采用40/70目103 MPa中密高強度陶粒，后期加入30/50目低密度高強度陶粒作支撐劑以滿足長期導流能力，同時在前置液階段設計70/140目粉陶段塞來封堵多裂縫及天然裂縫，以提高壓裂施工成功率。

(2)射孔及壓裂管柱優化技術。采用集中射孔策略，縮小射孔井段，增大孔密(由16孔/m增加為20孔/m)，能降低破裂壓力。盡可能采用?114.3 mm油管，以降低沿程摩阻，達到降低施工壓力提升施工排量的目的。

四、改造效果

以上系列技術在元壩深層致密砂巖儲層的勘探開發中發揮了重要作用，取得了良好的開發效果。近年來對該區域30多井層進行了儲層改造，大部分井常規測試未見氣或低產，經儲層改造后才獲得了工業氣流，施工成功率達到 100%，高效井比例達到48%，如YL28井的須四層段解釋為差氣層、干層，經改造后，獲得試氣產量102.36×104m3/d，成為一口高效井。類似改造后成為主產井的還有YL7、YB221、YB224、YL12、Y2等井。YB3、YL3等解釋為差氣層、干層的井經改造后成為中產井。這些井層的高效改造有效支撐了該區域的勘探工作，對同類型的深層致密砂巖壓裂改造也具有重要借鑒意義。

五、結論

(1)元壩地區深層致密砂巖儲層中有利沉積相帶和裂縫控制了氣藏的富集、高產。溝通裂縫是高產關鍵，可以通過壓前地質評估，應用高精度儲層預測技術，準確認識有利儲集相帶展布規律及近井天然裂縫發育情況，從而提高儲層改造成功率及有效性。

(2)元壩地區各井破裂壓力高、延伸壓力高，施工難度大，通過前置酸化預處理、優化射孔參數并配套低摩阻壓裂液、優化測試管柱和超高壓施工設備可以有效降低破裂壓力和施工壓力確保安全高效改造。

(3)采用復合改造等工藝來實現造長縫，最大限度疏通裂縫、溝通裂縫是提高元壩深層致密砂巖儲層改造效果的重要手段。

(4)元壩深層致密儲層低孔、低滲，孔喉半徑，通過優化低傷害壓裂液體系和運用快速返排的各種措施，確保改造過程中的低傷害是提高改造效果的重要方面。