川東深層致密砂巖儲層改造難點及技術現狀

段 華, 李 枚, 鄧 燕, 扶喆一, 殷雪峰

(1.中國石化勘探分公司，成都 610041； 2.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，西南石油大學，成都 610500)

全球非常規油氣資源主要包括重油、油砂、致密油、油頁巖油、頁巖氣、煤層氣和致密氣等7種類型，主要分布在全球60個國家的363個盆地中，其中北美地區非常規油氣資源最為豐富，中亞-俄羅斯地區次之[1]。非常規天然氣總資源量達921.4×1012m3，是常規天然氣總資源量的2.1倍，其中致密砂巖氣資源量為209.6×1012m3[2]，開發潛力大，已成為全球非常規天然氣勘探開發的重要領域之一。中國在“十二五”期間，對類似四川盆地西部須家河組等埋深深、巖性致密、非均質性強[3]、地層壓力高，施工壓力高[4-5]的致密砂巖的儲層改造工藝技術取得了突破性進展。研究區域川東YL地區陸相致密砂巖是“十三五”期間的勘探開發對象，與川西相比，埋深更深、巖性更致密，改造難度大。通過總結 “十三五”期間對YL地區致密砂巖改造現場實踐中面臨的技術難題及實施經驗，介紹了目前適用于川東深層致密砂巖氣藏的壓裂改造工藝技術。

1 YL地區致密砂巖儲層特征

YL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，以及侏羅系自流井組珍珠沖段等致密砂巖儲層，儲層特征參數如表1所示。

表1 YL地區陸相致密砂巖氣藏特征要素統計

1.1 須二段

儲層為辮狀河三角洲前緣沉積，發育多期水下分流河道砂體，具有疊置連片分布特征。巖性為中粒的巖屑砂巖、長石巖屑砂巖、含巖屑石英砂巖和石英砂巖等，儲集空間以粒間溶孔、粒內溶孔、殘余粒間孔為主，局部發育裂縫。裂縫提高了儲層的滲透性，并為溶蝕作用提供了通道。該儲層相對較厚為20～30 m，屬低孔低滲孔隙型層狀致密砂巖儲層類型，具有超高壓、低地溫梯度、低含氣飽和度等特征，屬于“混源充注”成藏模式(圖1)。

T3X2上為上三疊統須家河組二段上亞段圖1 “混源充注”成藏模式Fig.1 Mixed source reservoiring pattern diagram

1.2 須三段

儲層為辮狀河道、水下分流河道沉積，垂向上疊置、橫向上連通。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，儲集空間以粒間溶孔、裂縫為主。屬低孔、中-低滲的裂縫-孔隙型儲層類型，具有高壓、低地溫梯度特征，屬于“源內充注”成藏模式(圖2)。

1.3 須四段

1.3.1 西部須四段

主要為辮狀河道及水下分流河道微相沉積，其中上亞段主要為巖屑砂質礫巖、巖屑砂巖，巖屑成分主要為灰巖；下亞段儲層主要為石英砂質礫巖。儲集空間類型以粒間溶孔、粒內溶孔和裂縫為主，裂縫主要發育于砂質礫巖中，并以中、低角度的構造縫為主，屬低孔、低滲裂縫-孔隙型儲層類型，它具有縱向疊置、橫向連通、分布廣、高壓、低溫梯度、低含氣飽和度等特征。

1.3.2 中部須四段

主要為辮狀河道和水下分流河道微相沉積，巖石類型為灰質巖屑砂巖、長石巖屑砂巖。儲集空間類型以粒間溶孔、粒內溶孔和裂縫為主。其中，裂縫主要發育于中-粗粒砂巖中，并以中、低角度的構造縫為主，為低孔、低滲裂縫-孔隙型儲層，具有縱向相互疊置、橫向相互連通、分布廣、低地溫梯度、超高壓、低含氣飽和度等特征。

1.3.3 東部須四段

主要為水下分流河道微相沉積，儲層巖性主要為長石巖屑砂巖，儲集空間類型以粒內溶孔、粒間溶孔和裂縫為主，少量黏土雜基微孔，屬低孔、低滲裂縫-孔隙型儲層，具有縱向疊置、橫向連片、低地溫梯度、超高壓、低含氣飽和度等特征，成藏模式為“近源充注”(圖3)。

T3X4上為上三疊統須家河組四段上亞段；T3X3上為三疊統須家 河組三段圖3 “近源充注”成藏模式Fig.3 Near source reservoiring pattern diagram

1.4 自流井組珍珠沖段

YL地區珍珠沖段巖性區域上可分4類：西北部巖性主要為砂礫巖(礫石成分多為碳酸鹽巖)+灰質巖屑砂巖；西南部巖性主要為巖屑砂巖+灰質巖屑砂巖；中部巖性主要為砂礫巖(礫石成分為石英巖礫石及硅質巖礫石)+巖屑砂巖(變質巖)；東南部巖性主要為砂礫巖+巖屑砂巖。儲層具有巖性致密、巖性復雜、非均質性強、普遍較薄、高壓、高溫、含氣飽和度相對較低等特征。

2 儲層改造技術難點

(1)儲層埋藏深，破裂壓力高,延伸壓力高。YL地區陸相儲層埋深一般為3 800～5 000 m，破裂壓力梯度異常高(2.5～3.2 MPa/100 m)，高于國內外同類氣藏破裂壓力(1.7～2.5 MPa/100 m)。地層出現明顯破裂壓降峰值和多次破裂后泵壓較大幅度下降，裂縫延伸壓力梯度為2.3～2.7 MPa/m，但施工壓力仍較高。超高的破裂壓力和延伸壓力極大程度上限制了施工規模和排量，導致裂縫在長度方向延伸受限，儲層難以得到充分改造。

(2)儲隔層應力差異不大，縫高難控制。該地區致密砂巖儲隔層應力差值小(1.6～10 MPa)，儲層改造時縫高不易控制，裂縫極易在縫高方向失控，不利于裂縫在長度方向的延伸。

(3)裂縫發育程度決定氣井產能大小。裂縫既是油氣運移的通道又是油氣聚集的空間，綜合解釋的裂縫層通常原生裂縫較為發育，酸壓或加砂壓裂可起到較好的解堵和改造的效果，改造后基本顯示為中高產試氣層，部分井僅試擠后常規測試即可獲得良好的產能(表2)。而裂縫欠發育層的井層常規測試后未見氣或低產，小部分經儲層改造后可獲得工業氣流，但大部分層段在改造后產能仍不理想。

3 儲層改造技術及配套

經過“十三五”期間的現場實踐，YL地區探索形成了適合的選層及測試工藝模式，形成了以“射孔-測試聯作、射孔-酸壓-測試三聯作、射孔后加砂壓裂-測試聯作”為核心的環空壓力控制(annulus pressure response，APR)測試技術，配套了膠凝酸酸壓、前置酸+加砂壓裂、試擠、超高壓壓裂等工藝技術，不斷優化射孔、壓裂管柱、復合助排工藝，基本形成了適合YL地區深層致密砂巖儲層改造配套技術體系。

3.1 集中射孔策略

推薦射孔方案：①集中射孔策略，縮小射孔井段，一般射孔厚度10～20 m；②增大孔密(由16孔/m增加為20孔/m)；③采用45°、60 °小相位射孔，增加射孔方位，減少彎曲摩阻；④優選射孔槍、射孔彈，φ139.7/146.1 mm套管選用89/102射孔槍、102射孔彈，φ177.8 mm套管選用127射孔槍、127射孔彈，安裝最大彈藥量，在確保最大穿透深度情況下盡量增大孔徑，確保順利改造。該優化射孔方案有利于降低破裂壓力，同時集中射孔的方式也有助于縫高控制。

3.2 試擠工藝

針對氣層發育、嚴重漏失、溢流層段或壓裂實施難度大的井，通常先試擠破裂求自然產能，如果測試效果差，則進一步改造。通過該方法的應用，較多井獲得了較好的天然氣產能，無需再進一步改造。

表2 YL地區陸相儲層裂縫發育情況及產能Table 2 Fracture development and well production in YL area

3.3 前置酸+加砂壓裂

針對須二、須四段巖性以細砂巖、石英砂巖為主的地層，探索形成了前置酸+壓裂液壓裂技術體系。實驗發現，由于儲層巖石異常致密，酸液與巖石作用有限，增加酸巖作用時間能夠有效增大巖石酸損傷程度。因此當酸液進入地層后適當停泵，或者適當增加酸液用量，以增大近井帶巖石的損傷程度，進而降低后續壓裂施工破裂壓力。推薦酸損傷工藝參數：①排量。低于破裂壓力的條件下盡量增大排量。②酸化規模。儲層厚度×π×損傷半徑2(1 m左右)×孔隙度。

表4 測試選層與測試工藝建議

3.4 膠凝酸酸壓

針對須三、須四段及珍珠沖段的灰巖巖屑砂巖、灰巖巖屑砂礫巖儲層，推薦采用耐高溫低摩阻膠凝酸體系。交聯酸可降低酸巖反應速度和酸液大量濾失，克服前置液酸壓、多級注入酸壓、乳化酸酸壓、膠凝酸酸壓、泡沫酸酸壓等工藝酸蝕縫長短之不足，從而提高酸壓效果；采用壓裂液+酸液交替注入壓裂工藝，既可增加縫長，又可提高裂縫導流能力形成長縫，同時還可進一步提高酸壓排量及規模。若巖石中的灰質含量大于30%，鹽酸溶蝕率高，采用膠凝鹽酸體系；若灰質含量小于30%，鹽酸溶蝕率低，土酸溶蝕率高，采用膠凝土酸體系。一般采用“前置酸+主體酸+閉合酸”注入工藝。

3.5 超高壓壓裂系統

采用140 MPa采氣樹及創新研制的140 MPa×FF級、緊急關閉閥式的第一級管匯臺的三級降壓測試流程，可實現5 s內緊急開關井，最大限度保障施工安全。引進適用φ177.8 mm套管的CHAMPTM封隔器，改進提高了適用φ139.7 mm套管的可回收測試-擠壓(retrievable test-treat-squeeze，RTTS)封隔器，提高測試封隔抗壓能力達105 MPa左右。油層套管采用φ177.8 mm+139.7 mm套管組合，便于采用φ114.3×8.56 mm+φ88.9×9.56 mm油壓裂管組合，最大限度降低壓裂施工的井筒摩阻、提高排量；油層套管采用高強度套管，進一步提高了井口套管承壓能力，以確保高壓壓裂施工井筒安全。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3)。

表3 YL地區部分井超高壓井改造效果

3.6 其他配套技術

(1)支撐劑高效鋪置工藝。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，鋪砂濃度為5 kg/m2，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)復合助排配套工藝。①壓裂施工過程盡可能全程伴注液氮，增加殘液返排能量；②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；③必要時采用連續油管+膜制氮氣舉排液；④優化助排劑；⑤起泡劑助排。

4 結論及建議

(1)川東YL地區陸相致密砂巖儲層是“十三五”期間致密砂巖勘探開發對象，基于理論探索和現場實踐，形成了適合地區特點選層及測試工藝模式(表4)，優化了儲層改造規模，提高了儲層改造技術的針對性，有效降低了試氣成本。從井筒、封隔器到井口、地面流程及壓裂管匯的140 MPa超高壓壓裂系統配套極大程度上提高了對該探區的改造能力，促進了地區勘探工作。

(2)酸化和壓裂工藝相結合是未來致密砂巖增產改造技術的重要發展方向。“低傷害、控縫高、造縫長、低成本”的混合壓裂工藝[6]是須二、須四及珍珠沖段的巖屑砂巖、長石巖屑砂巖、巖屑石英砂巖及砂礫巖等儲層的主要改造思路，主壓裂程序前的前置酸損傷處理是有效降低破裂壓力，保證儲層有效改造的工藝措施。

(3)對于儲層改造難以實現溝通的裂縫或有利沉積相帶，可在井內開窗側鉆小井眼分支井進行多井眼合采，既可提高單井產量，又可緩解地面井場選址困難的矛盾，以實現降低勘探成本，提高經濟效益的目的。

(4)對于裂縫發育的層狀氣藏可以探索應用水平井。對比中外目前較廣泛應用的各項分段壓裂工藝[7]，套管內封隔器+滑套和射孔+泵送橋塞聯作分壓工藝較適宜YL地區儲層埋藏深、致密及超高壓的地質特點，YLH-1井須二段采用套管封隔器+滑套分段壓裂工藝，已取得了較好的增產效果；而應用射孔+泵送橋塞聯作分壓工藝，可實現大規模、大排量施工，探索“寬帶、短縫”的體積壓裂改造途徑，有望進一步提高單井產能。