吐哈油田深層致密砂巖氣藏體積壓裂技術應用

張永國，鮑 黎，陳 維，葸尚勇，劉非莠，楊文魁，樊新剛，義壹輝

（中國石油西部鉆探吐哈井下作業公司，新疆鄯善 838200）

隨著油田發展，勘探開發逐步向頁巖油（氣）、致密油（氣）發展，吐哈油田臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏表現為中-強水敏、低孔-特低滲、礫石含量高、天然裂縫發育、儲層非均質性強等特點，常規壓裂工藝難以動用，需采用水平井+體積壓裂工藝技術改造以實現油藏經濟有效開發。但因地層巖性物性、埋藏深度、溫度壓力系統、流體特性等因素影響，存在以下工藝技術難點。（1）儲層埋深5 000～6 000 m，儲層溫度140～150 ℃，對壓裂液耐溫抗剪切性能提出較高要求，同時裂縫延伸壓力梯度0.020～0.023 MPa/m，施工壓力高，排量無法達到工藝設計排量，施工風險大，成功率低；（2）儲層中-強水敏、儲層致密，對壓裂液交聯性能、破膠返排等性能要求較高；（3）區塊前期直井試油10 口井，壓裂效果差；（4）區塊未能開發動用，注采井網未配置，地層能量無法補充。針對以上難題，有必要開展臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏水平井體積壓裂技術研究應用[1-2]。

1 儲層特征分析

1.1 儲層巖性物性特征

臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏主要分布在西部弧形帶、勝北-紅連構造帶、鄯善弧形帶等五大區塊，儲層埋藏深（5 000～6 000 m），自上而下發育J2x3、J2x1、J1s2、J1s1等小層，臺北凹陷丘東洼陷儲層巖石類型主要為細砂巖、砂礫巖；儲層孔隙度峰值集中在2%～6%，滲透率＜0.5×10-3μm2，含水飽和度峰值集中在35%～60%，為低孔、低-特低滲強深層致密砂巖儲層[3]。

1.2 儲層壓力、溫度及流體性質

地層壓力系統：區塊儲層壓力系數1.1～1.2，屬正常壓力系統，儲層地應力高，延伸壓力梯度0.019～0.022 MPa/m。

地層溫度系統：地溫梯度2.26～2.45 ℃/100m，為異常低溫系統。

1.3 儲層敏感性傷害特征（表1）

表1 吉X 井敏感性評價結果

儲層黏土礦物整體含量高，黏土礦物含量14%～27%。黏土礦物X 射線衍射分析顯示，伊/蒙混層占比11%～34%。

2 臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏水平井體積壓裂技術研究

2.1 壓裂工藝技術思路

借鑒“細分切割+極限限流+高強度改造+控液增砂”為組合拳體積壓裂技術2.0 技術思路，通過細分段、細分簇，對儲層細分切割粉粹，由井控儲量轉變為縫控可采儲量，最大限度提高水平井一次開發動用程度及EUR。考慮儲層兩向應力差較大（20～30 MPa），難以形成復雜裂縫網絡，無法將儲層基質“打碎”，只能將其“剁碎”，因此，采用細分段、細分簇的“細分切割”；同時為提高縫網改造體積SRV，提高裂縫復雜程度，采用逆混合壓裂技術思路，高黏膠液造縫+低黏液體擴縫+高黏膠液攜砂，實現近簡遠復，盡可能激活更多天然裂縫；同時根據儲層物性顯示差異及水平井鉆進情況，按照“一段一策”差異化設計原則，增大甜點段規模改造，適當減小趾端及A 點附近改造規模，考慮儲層致密，為減少壓裂液破膠液殘渣對儲層基質的傷害，壓裂液中加入高效有機高分子黏土穩定劑+超低界面張力助排劑，有效降低儲層水敏、水鎖傷害，以提高單井產量[4]。

2.1.1 應力敏感實驗評價 分別將吉X 井干巖心、35 MPa 圍壓下驅替后巖心、40 MPa 圍壓下驅替后巖心利用低磁場核磁共振分析技術并結合巖心液體飽和法，對比分析巖心在干重的狀態下和巖心飽和地層水狀態下核磁共振T2譜，測量出地層水侵入巖心及返排后引起的巖心中束縛水增加量和可動水在巖心中的滯留量，進而判斷出應力敏感對儲層傷害程度[5]。實驗結果表明，在干巖心的情況下，信號強度較低，用35 MPa 圍壓驅替后，地層水進入巖心內部微裂縫和基質中，信號大幅增強；增大圍壓至40 MPa 時，基質信號強度基本不變，裂縫信號強度增大，推測是巖心內部產生了新的微裂縫（表2）。

表2 應力敏感實驗評價

2.1.2 巖石力學實驗 通過巖石力學實驗結果（表3）表明，最大水平地應力與最小水平地應力的差值在18～31 MPa，無法形成復雜縫網，難以形成復雜裂縫網絡，裂縫形態主要為水力主裂縫。因此，對施工排量、壓裂液攜砂性能等方面提出較高要求。

表3 區塊巖石力學實驗結果

2.2 國內外致密/頁巖氣藏地質及工程參數對比

對標國內外致密/頁巖氣藏，臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏儲層埋藏深、厚度大、兩向應力差大、天然裂縫局部發育等特點，工藝參數方面施工排量、簇間距、加砂強度等參數存在一定差異（表4）。

表4 致密/頁巖氣藏地質及工程參數對比

2.3 壓裂液體系優化

針對臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏儲層埋藏深（5 000～6 000 m）、地層溫度高（140～150 ℃）、水敏性強的特點，室內評價優選“滑溜水+高溫低傷害延遲交聯壓裂液”復合體系，優化HPG 濃度為0.35%～0.40%，同時為有效解決黏土膨脹及水敏傷害問題，采用“有機黏土穩定劑+無機KCl+防水鎖抑制劑”復合體系，降低壓裂液對儲層傷害，有效保護儲層。

2.3.1 壓裂液性能評價實驗 高溫低傷害延遲交聯壓裂液體系采用新型交聯劑，突破原有“最低胍膠濃度臨界值”，新型交聯劑能夠通過多鍵分梯次與羥丙基胍膠官能團交聯形成網狀結構，增大分子間作用力。通過室內實驗評價（表5），140 ℃剪切70 min（170 s-1），最終剪切黏度為128 mPa·s，且懸砂性能良好。

表5 壓裂液室內評價參數表

2.3.2 壓裂工藝參數優化模擬 對標國內外致密/頁巖氣藏，丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏儲層埋藏深、厚度大、兩向應力差大、天然裂縫局部發育等特點，優化簇間距、用液強度、米油層加砂強度等工藝參數模擬。

依據地質工程一體化方法，采用Schlumberger 公司Petrel 新型地質工程一體化軟件，建立吉7 塊地質模型進行壓裂規模優化模擬。通過軟件模擬結果，優化施工排量為14.0 m3/min，用液強度為30.0 m3/m，加砂強度為3.5 t/m。

2.4 開展組合支撐劑實驗應用

開展支撐劑導流能力實驗，采用FCS-842 裂縫導流能力測試系統，主要通過模擬壓裂施工時液體在地層中流動的溫度、壓力條件，支撐劑選用20/40、30/50、40/70、70/140 目石英砂及70/140、40/70 目陶粒，不同鋪砂濃度下，測定不同閉合壓力下的裂縫導流能力。依據實驗結果（表6、表7），結合地層壓力與流體性質，優選承壓52 MPa（69 MPa）高強度支撐劑，采用中粒徑+小粒徑組合陶粒，小粒徑支撐劑支撐天然裂縫和次生裂縫，中粒徑支撐劑支撐主裂縫及縫口，從而提高整個人工裂縫的導流能力，提高流體流動能力。同時逐步開展石英砂替代陶粒實驗，降低成本。

表6 石英砂導流能力實驗結果

表7 陶粒導流能力實驗結果

3 應用效果

截至目前，該區塊通過開展巖性評價、地應力分析、“細分切割+水平井+體積壓裂”技術思路、壓裂液體系及支撐劑組合等系列技術研究與應用，取得較好措施增產效果，區塊臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏勘探開發取得了突破性進展[6]。

臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏水平井實施8 井次，措施成功率100%。其中吉XXH 井2021 年10 月26 日-11 月3 日，對J1s 層段（5 407.0～6 113.0/706m）實施可溶橋塞14 段/45 簇體積壓裂。壓后初期7 mm 油嘴自噴生產，日產氣5.3×104m3、日產油40.7 m3，目前累計產氣727×104m3，產油7 300 t，壓后效果顯著。

4 認識與結論

（1）“水平井+體積壓裂”是提高致密砂巖油氣藏單井產量的有效方式。前期直井、水平井采用常規壓裂技術思路壓裂效果差，壓后單產、累產偏低，吉XXH等井采用“水平井+體積壓裂”思路壓裂試油，獲高產商業油流。

（2）臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏儲層非均質性較強，延伸壓力較高，施工難度大。對吉XXH井各段停泵壓裂進行分析，瞬時停泵壓力在43.6～60.0 MPa，儲層延伸壓力在97.1～113.7 MPa，間接反映儲層非均質性較強；儲層楊氏模量偏高，儲層致密，延伸壓力梯度在0.019～0.021 MPa/m，施工壓力整體偏高。

（3）受管柱沿程摩阻、孔眼節流及近井地帶彎曲摩阻等因素影響，多段在壓裂初期排量無法提至設計排量，采用多段塞打磨可有效降低孔眼節流及裂縫彎曲摩阻；為降低管柱沿程摩阻及液體對儲層傷害，送球、送塞采用滑溜水體系（降阻率＞70%）。

（4）壓裂工藝參數需持續優化，同時優化支撐劑組合及石英砂替代陶粒比例，逐步完善臺北凹陷丘東洼陷深層致密砂巖油（氣）藏水平井體積壓裂技術。