鄂爾多斯盆地東緣本溪組致密氣井壓裂難點及對策

邱守美，郭布民，徐延濤，許田鵬，張萬春，陳 玲

(中海油田服務股份有限公司，天津 300451)

鄂爾多斯盆地東緣本溪組發育分布廣泛、厚度穩定的烴源巖，具有良好的天然氣開發前景。鄂爾多斯盆地東緣本溪組儲層巖性以深灰色炭質泥巖、灰巖、灰色中砂巖、煤為主，本溪組儲層有效孔隙度4.2%～8.2%，滲透率0.1～2.31 mD，為低孔低滲儲層。儲層滲透率低、物性差，只能通過增產措施來增加儲量，壓裂已成為致密氣藏增產的主要手段，近幾年來鄂爾多斯盆地東緣本溪組壓裂井數逐年增加，部分井壓裂過程中常伴隨壓力異常波動、加砂困難，壓力突升等現象，一定程度上影響了壓裂效果。本文針對鄂爾多斯盆地東緣本溪組壓裂中存在問題，從以下幾方面展開分析研究。

1 常見問題及對策分析

結合儲層地質油藏特征，分析總結近幾年來壓裂過程中出現問題，歸納總結為以下幾點：

1.1 常見問題

部分井儲層上下煤層、灰巖發育、天然裂縫發育，壓裂液濾失造成液體利用率低，造縫不充分主要表現在以下兩方面：

(1)隔層煤層、泥巖發育

圖1 SM-X、SM-Z井測井解釋圖Fig.1 Logging interpretation diagram of SM-X SM-Z well

部分井壓裂加砂后期高砂比階段普遍出現壓力突升導致砂堵跡象，被迫停止加砂，導致未按設計完成加砂?？偨Y分析這類井存在一個共性，這些井地質解釋壓裂目的層上下隔層灰巖、煤巖發育(見圖1)，壓裂時，不可避免壓開上下灰巖、煤層，導致壓裂液濾失，加砂困難。

(2)部分井儲層天然裂縫發育

運用FracproPT模擬軟件，通過導入施工數據對這類井進行凈壓力擬合后，從圖2中SM-X井的G函數曲線中明顯可看出部分井天然裂縫發育。

圖2 SM-X井G函數曲線Fig.2 G function curve of SM-X well

這一結果從同層位的臨井的裂縫監測結果中也得到了驗證，從裂縫監測看，均出現了分支縫。以SM-S井裂縫監測結果顯示為例(見圖3)，圖中“油壓”曲線上的11個小藍點分別對應著11個裂縫形態隨時間變化的小藍圖，不難看出，在不借助轉向措施等工藝干擾的情況下，壓裂過程中產生了分支縫。裂縫監測結果證實了儲層本身具備天然裂縫。

圖3 SM-S井裂縫監測形態圖Fig.3 Fracture monitoring morphology of SM-S well

圖4 SM-S井壓裂施工曲線圖Fig.4 Fracturing operation curve of well SM-S

分析認為，在這些井施工過程中，不可避免地溝通了天然裂縫。這也是這些井壓裂過程中高砂比階段壓力突升的問題所在，壓裂過程中溝通了天然裂縫，導致壓裂液濾失嚴重，液體利用率低，造縫不充分，在加砂過程中前期支撐劑填充部分裂縫后，使得后續施工時只過液不過砂，使得砂濃度增加，增加了砂堵風險，壓力突升，最終停止施工，SM-S井在砂比達到25%時開始出現砂堵跡象(見圖4)。

針對這一問題，可嘗試采取以下措施：

(1)針對隔層灰巖、煤巖發育的井，工藝上可采取二次加砂措施，加砂完成后停泵30～60 min，待支撐劑沉降后進行二次加砂，正常排量施工。二次加砂可有效控制縫高，避免過多溝通上下隔層的灰巖及煤巖，同時也可降濾失。提高壓裂施工的成功率。

(2)針對天然裂縫發育儲層，可采取相應的措施：①采用多級段塞加砂技術，不但可以降濾失，提高液體利用率，還可以打磨孔眼，降低施工摩阻；②支撐劑采用組合陶粒，不同粒徑陶粒填充不同寬度裂縫，既可降濾失，又能合理支撐裂縫；③合理范圍內適當增加前置液比例。

1.2 儲層不均質性強，施工壓力波動大，加砂困難

壓裂施工過程中，部分井井口壓力波動異常，根據井口施工壓力推算井底壓力，P井底=P井口+P液柱-P摩阻，井底壓力可以更真實反應儲層特征，壓裂同一層位時，液柱壓力我們視為常量，摩阻壓力是一個隨施工排量、砂濃度、孔眼摩阻等因素變化的變量，要想定量分析井口壓力與井底壓力的變化，選施工曲線中施工排量、砂濃度穩定的階段進行分析，在此，我們需要忽略孔眼摩阻，所以這個階段我們選取在加砂后期，孔眼摩阻在前置液段塞和攜砂液加砂的打磨下，孔眼摩阻可忽略。如下圖(圖1)所示，在施工排量、加砂濃度幾乎穩定的狀態下，井口壓力波動明顯，同時也反映了井底壓力的波動(見圖5)，從井底壓力的異常波動以及破裂壓力的不明顯，可以反映出壓裂層段儲層非均質性強，這也是導致加砂困難的原因之一。

圖5 SM-SE井壓裂施工曲線圖Fig.5 Fracturing curve of SM-SE well

針對以上問題，可嘗試采取以下措施：

(1)合理范圍內提高前置液比例，適當減小施工砂比，提高施工成功率；

(2)為降低壓裂施工時的施工壓力，順利完成加砂，改進射孔孔技術，采取后效射孔、多級脈沖射孔等射孔技術，這些深穿透射孔技術不但可以避免常規射孔造成的壓實帶，還可以降低施工時的破裂壓力。

1.3 壓裂現場實時決策

壓裂施工曲線是壓裂時地面所得到的最實時、最直接的壓裂施工情況的真實反映。根據施工曲線對施工過程進行分析，并根據壓力變化情況及時調整施工參數，是保證壓裂施工順利完成的重要手段。

1.3.1 近井地帶砂堵曲線

圖6為本溪組SM-EL井壓裂施工曲線。前期壓力相對平穩,后期壓裂加砂過程中壓力驟升，這種情況一般是近井地帶發生砂堵的特征，這可能是由于加砂不均勻或者砂比提升較快，瞬間砂比過高，造成管柱內或者孔眼處形成壓裂砂堵所致，此時應立即停止加砂、降低施工排量，使壓力降至安全范圍，必要時進行返洗井。

圖6 SM-EL井壓裂施工曲線Fig.6 Fracturing curve of SM-EL well

1.3.2 儲層內發生砂堵曲線

圖7為SM-ST井壓裂施工曲線。壓裂過程中壓力波動比較大,說明地層非均質性比較強,壓裂加砂過程中泵壓連續上升，還會有多個壓力上升尖峰，說明壓裂儲層內發生砂堵，可能是油藏面積過小或者不滲透邊界過早出現，攜砂液在裂縫水平和垂直方向受到限制，端部受阻、縫內砂堵等造成縫內壓力急劇上升導致，這種情況在壓力上升初期，適時合理調節砂比和排量，確保順利完成設計砂量，如果砂堵已經發生，則應立即停止施工。

圖7 SM-ST井壓裂施工曲線Fig.7 Fracturing curve of SM-ST well

壓裂施工時可根據同一區塊壓裂井進行分析統計，掌握施工過程中經常出現問題的共性，進行總結分析，對施工中有可能遇到的問題做到提前防范，并根據施工壓力變化隨時調整施工參數，確保施工能夠順利完成。

2 壓裂案例分析

梳理總結前期壓裂中存在問題，通過分析，對儲層進行重新認識，改進工藝，優化方案，將分析結論進行運用，提高后期壓裂施工成功率。

2.1 多級加砂工藝提高復雜巖性儲層壓裂成功率

圖8為 SM-XX井的壓裂施工曲線圖，由于本井壓裂井段下部隔層灰巖發育，為防止溝通下部隔層導致壓裂液濾失，優化工藝方案，采用二次加砂工藝，按設計順利完成施工。

2.2 后效射孔后進行壓裂,降低施工壓力

后效射孔技術通過安裝在射孔彈上的后效體(見圖9)對孔道、儲層實施有效做功。后效射孔技術的成功設計在于對2個能量釋放點分倉進行處理，分別作用于不同目標靶向：第一靶向是射孔彈的能量釋放點在開墾孔道的同時，由高速射流引起的渦流場引力將后效裝藥的高能粒子拽入到孔道內；第二靶向是使這些被云霧化的高能粒子在孔道內聚集、碰撞、相互作用，引起局部灼熱點火，很快完成從爆燃到螺旋爆轟的轉型。在孔眼周邊造出微裂縫，擴大油層泄油通道。后效體為特制的不含爆炸基源的聚合物，能夠有效解除射孔孔道壓實帶，降低破裂壓力。

圖9 后效體裝置圖Fig.9 Aftereffect device diagram

圖10為SM-TX井的后效射孔后壓裂施工曲線圖，跟同區塊其他井比較，破裂壓裂明顯降低，施工過程中壓力波動相對平穩，按設計完成加砂。

圖10 SM-TX井壓裂施工曲線Fig.10 Fracturing curve of well SM-TX

3 結論與建議

(1)鄂爾多斯盆地東緣本溪組致密氣層滲透率低，物性差，儲層不均質性強，部分井地質解釋壓裂目的層上下隔層灰巖、煤巖發育，同時裂縫監測顯示分枝縫產生，針對這類復雜巖性儲層，方案制定時需重點考慮壓裂液濾失導致的問題，采用多次加砂壓裂方案，合理優化壓裂方案設計參數，可有效控制縫高，避免過多溝通上下隔層的灰巖及煤巖，同時也可降濾失，提高壓裂施工的成功率。

(2)為降低壓裂施工時的施工壓力，順利完成加砂，改進射孔技術，可采取后效射孔、多級脈沖射孔等深穿透射孔技術，這些深穿透射孔技術不但可以避免常規射孔造成的壓實帶，還可以降低施工時的破裂壓力，提高壓裂成功率。

(3)對于本溪組水平井改造，后期可根據致密氣藏的天然裂縫發育等情況，嘗試對水平井進行體積壓裂，通過分段多簇射孔、大型滑溜水、段塞注入、地震監測等綜合研究，保證施工成功率的同時，形成適用于該區塊的水平井體積壓裂增產改造技術。