勝北深層致密砂巖氣藏水平井細分切割體積壓裂技術

向洪 隋陽 王靜 王波 楊雄

1.中國石油吐哈油田公司工程技術研究院；2.中國石油集團西部鉆探工程有限公司吐哈井下作業公司

勝北洼陷位于吐魯番坳陷臺北凹陷西部，面積約為3 000 km2，是臺北凹陷重要的富油氣洼陷，油氣成藏條件良好［1］。沉積環境以辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積為主，自南向北發育辮狀河-泛濫平原-三角洲沉積體系，具有南北分帶特征。縱向上分布J2q 和J2s 2 套致密砂巖氣藏，儲層埋深分布在3 900～4 600 m 之間，儲層巖石以細砂巖為主，具有較高的彈性模量(33～46 GPa)和中低的泊松比(0.27～0.34)特征，石英平均含量29.7%，巖石脆性特征不強，天然裂縫不發育。儲層物性總體上表現為特低孔、特低滲特征，平均孔隙度6.6%，平均滲透率0.92×10?3μm2，非均值性較強。參照致密油儲層物性分類標準，研究區以Ⅱ類和Ⅲ類致密儲層為主［2］。儲層縱向上以多薄層為主，其中J2q 儲層單砂層厚度5～8 m，有效厚度累計20～30 m；J2s 儲層單砂層厚度5～15 m，有效厚度累計50～70 m。區塊儲層具有高溫高壓特征，壓力系數1.35～1.41 之間，屬異常高壓系統，地層溫度102.8～132.5 ℃之間。儲層生產特征為油氣水三相同出，屬凝析氣藏，凝析油含量431.2 g/m3，沒有統一的氣水界面，構造+砂體+斷裂為其主控因素。

1 壓裂難點及技術對策

1.1 壓裂難點分析

勝北區塊壓裂技術難點：(1)儲層埋藏深、地應力高，施工泵壓高，同時彈性模量高，易導致縫寬較窄，大規模加砂壓裂砂堵風險高；(2)儲層溫度(120 ℃左右)和井底施工壓力(90～110 MPa)高，對入井流體和壓裂工具的耐高溫、抗高壓性能要求高；(3)儲層巖石致密，脆性不強，兩向水平應力差大(10～20 MPa)，天然裂縫不發育，導致難以形成復雜縫網，采取直井改造無法實現儲量的有效動用，需考慮如何最大限度提高儲層改造體積。

1.2 壓裂技術對策

以最大限度提高單井產量為目標，以保證施工成功為原則，通過實施長水平井多段大規模體積壓裂改造，最大限度地增加水平井筒與地層接觸面積，以提高儲層動用程度［3-6］。(1)針對儲層脆性不強，兩向應力差大，天然裂縫不發育的特點，改造思路由“打碎”儲層轉變為細分切割“剁碎”儲層。采取長水平井細分切割體積改造路線，實施單段多簇，盡可能增大儲層平面上接觸面積，提高改造體積。(2)采取以增加裂縫長度為主導的大規模改造，提高改造強度，增加儲層平面上橫向的接觸面積。(3)優選壓裂工具以及壓裂液體系，滿足耐高溫高壓的施工需求，同時減少二次作業，最大程度降低儲層傷害，保護氣層。(4)采取低成本改造技術路線，在保證施工成功的基礎上，優化改造規模、液砂比、滑溜水比例、施工砂比等關鍵參數，降低施工風險和成本。

2 前期直井壓裂實施情況

按壓裂施工工藝劃分，前期區塊直井壓裂可以分為2 個階段。

第1 階段：2007—2015 年，采取?89 mm 油管單層壓裂，全凍膠壓裂液，以30/50 目+20/40 目陶粒為主，由于施工泵壓高(平均達到80 MPa)，導致排量低，整體表現為施工難度大，加砂規模小。該階段壓后單井最高日產氣僅2 000 m3，以低產液為主，直井常規壓裂方式無法實現區塊致密氣藏的有效動用。

第2 階段：2016—2019 年，開始探索直井大排量體積壓裂(?139.7 mm 套管/ ?101.6 mm 非標油管壓裂)，采用混合壓裂液體系，施工排量大幅度提高，泵壓明顯降低，同時支撐劑粒徑變小，砂比進一步降低，單層最大加砂量提高至80.1 m3，壓裂風險明顯降低，施工成功率達到100%。該階段實施壓裂后依然未能取得突破，僅見少量氣。

現場實踐表明，采取直井壓裂改造的方式無法實現區塊儲量的有效動用，長期處于有儲量無產量的未動用狀態。

3 水平井分段壓裂優化設計

3.1 優化原則和軟件

主要通過實施長水平段+大排量大規模體積改造，最大限度地增加水平井筒及人工壓裂裂縫與儲集層的接觸體積，減小儲層流體從基質流到裂縫的距離以及所需壓差，以提高儲層動用程度，達到提高單井產量的目的。考慮區塊儲層特征，是以增加裂縫條數和縫長為主導的體積改造，因此在參數優化上選擇FracPro 專業壓裂軟件。

3.2 工藝優選

根據國內外非常規油氣藏開發壓裂實踐，多采用電纜射孔＋橋塞聯作的分段壓裂技術，該工藝技術成熟可靠，單井壓裂段數不受限制，是水平井分段體積改造首選技術，目前大規模應用的橋塞按材質可分為速鉆橋塞和可溶橋塞。結合區塊儲層特征以及后續連續生產的要求，優選高溫可溶橋塞分段壓裂工藝，結合區塊完井情況，配套形成?127 mm 和?139.7 mm 套管完井2 種尺寸工具，能夠滿足耐高溫120 ℃，耐壓差70 MPa 條件下的壓裂施工，在Cl?濃度為10 000 mg/L 條件下溶解時間為5～20 d之間。

3.3 細分切割+分段分簇布縫

當前圍繞非常規油氣藏體積改造的總技術趨勢是增加水平段長度和改造段數、縮短簇間距，提高改造強度，增加“縫控”儲量［7-10］。勝北區塊深層致密氣藏儲層由于存在天然裂縫不發育、巖石脆性不強、兩向水平主應力較大的特點，難以形成復雜裂縫網絡。因此，為了最大限度提高區塊儲層改造體積，壓裂設計思路由“大排量打碎儲集體”調整為“密切割剁碎儲集體”，盡可能增加壓裂裂縫條數和縫長規模，采取細分切割+分段分簇布縫的具體措施，通過細分切割縮短段長和簇間距、縮小致密油氣由基質向裂縫的流動距離、減小單縫與單縫之間未充分改造區域，從而提高單井產量和儲量動用率。分段方面主要考慮4 個原則：(1)選擇巖性基本一致的層段，盡可能避開泥巖段；(2)選擇測井解釋物性條件相近的層段；(3)選擇固井條件較好的層段進行分隔；(4)縱向上精細劃分小層，單段不跨小層，當前優化區塊單段長度50～60 m 之間。分簇射孔方面主要考慮3 個原則：(1)結合儲層解釋結果，優選氣測全烴含量高、測井解釋好的“甜點”位置射孔；(2)采取單段多簇射孔，增加人工裂縫條數，降低單簇孔數從而減小射孔簇長，同時考慮保護套管，單根套管內最多射1 簇，優化單段5～8 簇，簇間距10 m 左右；(3)單段控制射孔數，通過增加節流壓差，提高縫內凈壓力，降低各簇破裂壓力差異，保障各簇均勻起裂。

3.4 射孔參數優化

目前致密油氣體積壓裂大多采取單段多簇射孔的方式，為了盡可能保證各個射孔簇都能有效開啟，提高壓裂裂縫密度，限流射孔則成了必須要考慮的問題。大量文獻研究和實踐表明，通過減少射孔數以增大孔眼摩阻是限流射孔技術的一種有效手段。壓裂施工過程中，孔眼摩阻為

式中，P為孔眼摩阻，MPa；ρ為液體密度，g/cm3；Q為總的流體排量，m3/min；n為射孔總數；d為射孔孔眼直徑，cm；c為孔眼流量系數。

根據式(1)，按照射孔孔眼直徑為10 mm，孔眼流量系數取0.85，計算出不同排量和射孔數條件下的孔眼摩阻，如圖1 所示。

圖1 不同排量及射孔孔眼數下的孔眼摩阻Fig.1 Perforation friction at different displacements and perforation numbers

由圖1 可知，孔眼摩阻隨著排量的增加而增大，隨著射孔孔數的增加而減小。以12 m3/min 排量為例，射孔孔數由60 孔減少到20 孔時，孔眼摩阻由1.27 MPa 增加至11.41 MPa，這樣將極大提高各射孔簇開啟的概率。根據勝北區塊儲層地應力特點以及目前配套設備能力，施工排量能達到12～14 m3/min，在40 孔的條件下，孔眼摩阻能夠保持在3～4 MPa 之間，間距總孔數超過50 孔后，孔眼摩阻降低至2 MPa 以內，因此為了提高各簇的開啟概率，必須優化區塊單段射孔總數控制在50 孔以內，同時采取等孔徑射孔，減少因孔徑不一影響各射孔孔眼的液體注入量，確保壓裂施工和改造的效果。

3.5 壓裂液體系優選及優化

針對區塊深層致密氣藏壓裂液體系選擇，主要考慮4 個方面的問題：(1)保證高溫高壓條件的下具有良好的流變性能，造縫和攜砂能力較強；(2)具備較低的液體摩阻，能夠盡可能降低施工泵壓及難度；(3)盡可能增大儲層改造體積，擴大裂縫波及體積；(4)配液方便，可以滿足在線混配，提高施工效率。因此，優選高溫滑溜水+交聯凍膠混合的壓裂液體系。針對儲層高溫以及工藝技術要求優化調整液體配方，其中滑溜水優選高性能減阻劑，減阻劑質量分數由常規0.1%提高至0.2%，進一步提高高溫條件下液體黏度，同時降低液體摩阻。室內實驗表明，滑溜水在120 ℃高溫條件下黏度保持在8 mPa·s 左右，減阻率可達到75%以上，滿足低摩阻和在線混配的要求。壓裂液稠化劑則優選速溶胍膠，基液的質量分數配方采用0.35%羥丙基胍膠+0.3%高溫穩定劑+0.3%黏土穩定劑+pH 調節劑，交聯凍膠在110 ℃、170 s?1條件下剪切60 min，液體黏度保持在100 mPa·s 以上，具有良好的耐高溫抗剪切性能，同時通過控制延遲交聯時間，可有效降低壓裂液摩阻，能夠滿足研究區塊大排量施工的需求。

3.6 壓裂規模優化

采用FracPro 壓裂軟件模擬研究區塊儲層在不同滲透率及裂縫長度條件下的產量情況，分別模擬滲透率為0.1×10?3μm2、0.5×10?3μm2和1×10?3μm2時，裂縫半長在80～320 m 條件下的單段產氣量，如圖2 所示。根據模擬結果表明，日產氣量隨著滲透率和裂縫半長的增大而增加，當半縫長達到200 m后，產量增加趨勢明顯變緩，繼續增加裂縫長度對產氣量的提高量開始變小，因此根據模擬結果，優化區塊單段主裂縫半長200 m 左右。

圖2 勝北區塊致密氣壓裂裂縫規模優化結果(單段)Fig.2 Optimization result of hydraulic fracture scale in the tight gas reservoir of Shengbei Block (single stage)

3.7 支撐劑優選及砂比優化

支撐劑是改善油氣滲流通道，形成高導流能力裂縫的重要保障。支撐劑優化主要是對支撐劑類型和粒徑的優化［11］。對于支撐劑的選擇主要是要考察支撐劑在裂縫閉合后的承壓能力和導流能力。勝北區塊致密氣藏埋深普遍在4 000 m左右，測井解釋基質滲透率平均小于1×10?3μm2，實際基質有效滲透率遠小于測井解釋滲透率，根據軟件模擬基質有效滲透率在1×10?3μm2條件下導流能力達到30 μm2·cm即可，而基質有效滲透率在0.1×10?3μm2條件下導流能力達到10 μm2·cm 即可，因此優化區塊裂縫導流能力為10～20 μm2·cm 之間。前期區塊施工資料表明，裂縫閉合壓力在80 MPa 左右，考慮生產流壓，計算支撐劑承壓在50 MPa 左右，因此支撐劑首選中密高強度陶粒。考慮到區塊致密砂巖氣藏具有較高的彈性模量，形成的縫寬較窄，大粒徑支撐劑施工風險較高，因此選擇70/140 目+40/70 目小粒徑支撐劑組合，70/140 目支撐劑主要支撐微縫和分支裂縫，40/70 目支撐劑主要支撐主裂縫，小粒徑支撐劑用量占50%左右，同時為了進一步降低施工成本，借鑒國內外頁巖油氣施工經驗，采取石英砂逐步替代陶粒。

采用壓裂軟件對不同砂比條件下形成的裂縫導流能力進行模擬，使用70/140 目+40/70 目組合陶粒分別模擬了平均砂比5%、10%、15%、20%和25%條件下的裂縫導流能力，模擬結果如圖3 所示。當平均砂比達到10%時，裂縫導流能力可以達到15.3 μm2·cm，平均砂比達到15%時，裂縫導流能力可以達到22.5 μm2·cm，結合儲層對導流能力的要求，優化平均砂比10%～15%即可。

圖3 裂縫導流能力與平均砂比優化結果Fig.3 Optimization result of fracture conductivity and average proppant concentration

4 現場試驗

4.1 施工情況

截至2021 年2 月，在勝北深層致密砂巖氣藏共實施水平井細分切割體積壓裂3 井26 段，施工成功率100%，單段用液量1 070.3～1 447.8 m3，砂量53～96.2 m3，施 工 排 量10～14.2 m3/min，最 高 砂 比25%，平均砂比12%～15%，停泵壓力44.3～67 MPa。勝北502H 井作為區塊第1 口水平井，由于對儲層認識不足和鉆井難度較大，鉆遇水平段長度只有276.1 m，有效儲層只有217 m，因此改造段數只有3段。在勝北502H 井的基礎上，通過強化儲層認識和優化鉆井方案，勝北503H 井和勝北505H 井水平段長度大幅度提高，分段數和分簇數明顯增加，單段簇數由2～3 簇提高至最高8 簇，平均簇間距下降至10 m 左右，液砂比由23.8 降低至18 以內，加砂強度由1.3 t/m 提高至2 t/m 以上。為了進一步降低成本，在勝北503H 井開展了石英砂替代陶粒探索試驗，采用70/140 目石英砂替代陶粒，具體參數見表1。

表1 勝北致密砂巖氣藏水平井體積壓裂施工參數Table 1 Construction parameters of horizontal-well volume fracturing in the tight sandstone gas reservoir of Shengbei Block

4.2 生產情況

壓裂改造后3 口井均取得明顯的增產效果。其中，勝北502H 井?3 mm 油嘴自噴生產，穩定日產氣2.43×104m3，日產油4.58 t，相比直井時期的單井最高日產氣不足2 000 m3，首次實現了區塊單井產量的突破。勝北503H 井通過實施長水平段+細分切割高強度改造技術，儲層改造程度進一步提高，單井產量也獲得大幅度提升，初期采取?6 mm 油嘴生產，最高日產氣6.3×104m3，日產油40.3 t，油氣當量近100 t/d，目前?5.5 mm 油嘴生產，穩定日產氣4.2×104m3，日產油25 t，截至2021 年2 月已穩產307 d。勝北505H 井在J2s 儲層也獲得了單井產量突破（直井時期壓裂僅見少量氣），目前該井采用了?9 mm 油嘴生產，穩定日產液140 m3，日產氣2.81×104m3，日產油15 t，具體施工效果見表2。

表2 勝北致密砂巖氣藏水平井體積壓裂效果Table 2 Statistical effect of horizontal-well volume fracturing in the tight sandstone gas reservoir of Shengbei Block

4.3 實施效果評價

3 口水平井的現場取得了較好的增產效果，證明長水平段+細分切割體積改造技術在勝北深層致密砂巖氣藏具有良好適應性，水平井單井日產氣量達到直井的10 倍以上。勝北503H 井探索石英砂替代陶粒的低成本改造路線，采用70/140 目石英砂替代陶粒，石英砂質量分數占支撐劑用量的40.9%，從生產情況看，目前已經高產穩產超過300 d，證實了石英砂支撐劑在區塊閉合應力80 MPa 條件下的短期導流能力，長期生產情況還需繼續跟蹤。勝北505H 井示蹤劑監測結果表明，該井分12 段改造，每段都有產出，各段產氣量占比分別為4.7%～18.53%，說明各段均得到了有效改造，但是在各段改造規模相差不大的情況下產氣量差異較大，各段產氣量占比與該段平均全烴值存在一定的正相關性，下步還需要持續細化儲層認識，優化儲層分類和壓裂方案優化設計，對全烴顯示較高的層段進行重點改造。

5 結論及認識

(1)勝北區塊致密氣藏潛力較大，形成了以“細分切割分段分簇+大規模體積改造+高溫混合壓裂液體系+高溫可溶橋塞+小粒徑組合粒徑支撐劑+控制施工砂比”為核心的壓裂技術，實現了單井產量突破，提高了體積改造的有效性。

(2)勝北503H 井的成功，證實了石英砂在區塊的短期適應性，但長期適應性還需進一步跟蹤評價；勝北505H 井單井產量較直井明顯提高，但相比J2q 儲層，J2s 儲層的潛力還需進一步認識和評價。

(3)目前勝北區塊深層致密砂巖氣藏水平井體積壓裂關鍵技術仍處于探索試驗階段，部分壓裂關鍵參數(如改造段長、簇間距、用液強度、加砂強度等)還需要繼續優化完善，低成本壓裂材料還需要進一步優選研究，以獲得技術與經濟的最優組合。