苏里格气田中深致密砂岩气藏压裂工艺技术初探

蒋成白，龙明顺，冷兴江

（中国石化集团江汉石油管理局井下测试公司，湖北 武汉430040）

苏里格气田中深致密砂岩气藏压裂工艺技术初探

蒋成白，龙明顺，冷兴江

（中国石化集团江汉石油管理局井下测试公司，湖北 武汉430040）

对于中深致密砂岩气层来说，由于储层非均质强，具有低压、低孔、低渗、岩性致密等特点，且存在严重的水锁损害和其它敏感性损害，采用常规砂岩储层的压裂改造方法效果不佳。根据低压致密气藏的储层地质特点，以苏里格气田为压裂工艺技术研究对象，收到了一定的效果。结果表明：1、研究的压裂液体系延迟交联时间大于60S，连续剪切120min的粘度大于60mPa．S，压后压裂液lh内破胶，破胶液粘度（1．71～4．75）mPa．S，残渣299mg／L，岩心渗透率损害率小于19．8%，表现出携砂性能好、滤失性小、流变性好及与地层流体配伍性好、易返排、对基质渗透率损害低的特征。2、气井助排剂、起泡剂优选使用，施工中液氮的伴注有利于压裂液的快速返排，减少压裂液对气层的伤害。3、不动管柱多层压裂及排液一体化工艺技术是集压裂、排液、求产、测压、测井温等一体的完整配套工艺技术。

致密砂岩；压裂工艺；苏里格气田

苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区。气田储层主要岩石类型以岩屑石英砂岩为主，次为岩屑砂岩。各储层主要分布在下二叠统下石盒子组的盒8上段和盒8下段及山西组的山1段。

以苏西地区为例，砂岩主要成分为石英，次为其他各类岩屑。盒8、山1石英平均含量分别为50．5%、48．3%；岩屑平均含量分别为18．7%、19．3%，主要为变质岩屑；填隙物平均含量分别为19．8%、22% （见表1）。

表1 主要岩石成分及含量（均值）统计表

其岩石填隙物以水云母、高岭石及硅质为主，次为绿泥石和铁方解石。粘土敏感性分析方面，储层岩石总体敏感性均偏弱，不会对气井产能造成大的影响。

1 中深致密砂岩气藏压裂液体系配方优化

依据苏里格气田储层物性条件要求，所需压裂液体系应具有更好的携砂能力，具有滤失小、延迟交联时间、低残渣、低摩阻、易破胶、晚返排等特点。主要用中高温交联主剂及交联助剂按一定比例混合起交联作用，并有一定的延迟交联时间。使用过硫酸铵（APS）和胶囊破胶剂（LZEN）联合作用对交联后的压裂液进行破胶。工艺上要求中低排量、低限压压裂施工，排量限制在1．8m～3．0m之间（特殊压裂液体系施工排量除外，如滑溜水等），限压70MPa，在施工各阶段不断变化交联比例延迟交联时间，以减少因压裂液交联在管线和井筒的摩阻，从而降低施工压力，提高施工的成功率。下文对延缓交联体系的进行了系列研究，找到了适合苏里格气田各区块施工的延缓交联体系液配方，投入现场应用，取得了显著的效果。

1．1 主要添加剂的优选

1．1．1 温度稳定剂浓度优化

为了使压裂液在高温作用下，既能够保持适合的粘度而不被剪碎或降解，又能在适宜的时间内破胶，需要对温度稳定剂的使用浓度进行优化筛选（见表2）。

表2 100℃温度稳定剂浓度优化筛选试验

由表2，当温度稳定剂浓度为0．3%，破胶剂浓度为0．02% 时，150 min才破胶，当温度稳定剂浓度为0．2%时，130min未破胶，按常规施工时间计算，破胶时间过长，综合考虑，最终选用温度稳定剂的使用浓度为0．1%。

1．1．2 粘土稳定剂的优化

苏里格气田粘土矿物含量高达30%，平均含量在11．5%～17．5%，储层偏向弱－中等速敏，对粘土稳定剂的防膨性能要求高，在加入防膨能力强的粘土稳定剂KCl及有机物后，KCL及有机物中小分子阳离子吸附在粘土矿物的表面上，防膨作用明显且长效。因此，综合筛选粘土稳定剂采用为复合型，即采用有机物及无机盐复合方式。

1．2 压裂液体系的耐温性能

根据地质资料显示，苏里格气田东西部区块各储层温度在100℃～110℃之间，属中高温储层。为了充分了解该压裂液体系的耐温性能，我们对该压裂液体系耐温性能进行了评估（见表3）。表3为加入温度稳定剂后体系的耐温性能，经过实验表明该压裂液体系最高承受温度为117℃，完全满足苏里格气田东西部区块尤其是西部区块对压裂液耐温性能的要求。

表3 苏里格压裂液耐温性能评价

1．3 压裂液体系的抗剪切性能

由于压裂管柱基本上采用的采用2"（80S，EUE）措施油管，压裂液沿途摩阻高，承受剪切力强。因此，要求压裂液体系具有较强的抗剪切性能。该体系在加入温度稳定剂后，压裂体系在170S－1下剪切120min后，冻胶粘度保持率达到70%左右。因此，压裂液整体耐剪切性能均明显有所提高，同时有效地提高了压裂液效率。

1．4 两种破胶剂使用浓度优化

依据胶囊破胶剂（LZEN）、过硫酸铵（APS）破胶剂对温度的敏感性进行评价及对压裂施工温度剖面进行研究，结果表明：优化了二种破胶剂整合的比例，依据先低后高的原则，前期性线加入胶囊破胶剂（LZEN），施工中后期呈阶梯上升式追加过硫酸铵（APS），施工后期大量追加过硫酸铵（APS），实现了压裂液具有理想的造缝、携砂及压后快速破胶的复合功能。

1．5 压裂液对储层伤害评价

压裂液对储层的伤害评价是一项体现了压裂液的破乳、防膨、返排能力与储层的配伍性等方面的综合指标。依据SY／T5107－1995标准，对压裂液滤液在储层滞留时间不同所引起的非常规伤害进行了评价分析（见表4）。常规伤害范围在13．04%～11．02%，属弱伤害；随着压裂液滤液在岩心中滞留时间增加，伤害增大，但当滞留时间继续延长时，岩心的渗透率有所恢复。试验表明，该压裂液配方体系能较好地降低储层喉道毛细管的界面张力，有利于压后压裂液的返排。为了减少压裂液在地层滞留时间，在压裂施工完成后应缩短关井时间，甚至实行“0时间”关井制度，即压裂后立即放喷返排，进一步减少压裂液对地层的伤害。

表4 压裂液伤害评价结果

1．6 不同区块的压裂液配方的优化

通过对苏里格气田压裂液体系加入温度稳定剂、粘土稳定剂的优化整合、实施延迟破胶技术措施，使优化后的压裂液体系各项性能指标与以前配方相比均有所提高，深层次地满足苏里格气田不同区块压裂工艺技术的要求。依据苏里格不同区域，调整胍胶浓度及优选添加剂。

1．6．1 苏西区块配方优化

苏西地区井深3000m～4000m，根据不同地区的储层物性及不同井深，具体优化如下：

苏48井区、苏47井区属于中高温储层，井深3500m～3700m，适当提高胍胶浓度，胶联剂选用耐高温胶联剂，添加温度稳定剂；3700m～3800m井深，在原有基础上再适当提高胍胶浓度，添加温度稳定；井深超过3800m均需添加温度稳定剂，胍胶浓度采用较高浓度，添加交联促进剂和温度稳定剂。胶联剂泵注过程中，施工后期为了降低摩阻采用交联比先高后低的阶梯降方式。

1．6．2 桃2地区配方优化

桃2地区井深一般在3000m～3700m，胶联剂选用中温胶联剂，为了压裂液返排，胍胶浓度采用中等浓度，桃2井区可不加入温度稳定剂及交联促进剂，其它相同。

1．6．3 子洲区块配方优化

井深一般在2200m～2800m，胶联剂选用中温胶联剂，胍胶浓度采用中低等浓度，不加入温度稳定剂及交联促进剂。

1．6．4 苏东地区配方优化

苏东区块井深一般在2800m～3300m，胶联剂选用中温胶联剂，胍胶浓度采用中低等浓度，不加入温度稳定剂及交联促进剂。

2 不动管柱分层压裂工艺技术

2．1 分层压裂改造工艺的选择

目前，国内常见的分层压裂改造工艺有：投尼龙球选择性压裂或限流分层压裂、填砂分层压裂、液体胶塞＋填砂分层压裂、水泥塞＋填砂分层压裂、桥塞分层压裂等形式。

2．2 不动管柱多层压裂工艺

所谓不动管柱分层压裂就是在不起下钻的基础上，实现一趟管柱分压多段，第一段压裂完成后，投球打开滑套，滑套打开后继续压裂第二、三层等多层段。对于气井而言，大多数措施管柱也是生产管柱生产，压裂完成后不起出措施管柱，放喷返排完成后措施管柱也是生产管柱。因此对于气井分层压裂应考虑下层的排液问题及出现砂堵处理方案，要求管柱结构可实现一趟管柱完成两个以上层段的压裂，并在不动管柱的前提下，实现压后排液求产。

2．3 压裂气举排液及完井一趟管柱

2．3．1 工艺原理

按压裂施工工艺设计下入压裂管柱，各级气举阀的下入深度在上下5m范围内可以调整，坐封Y344隔器，并进行压裂前准备。压裂结束后，拆卸井口保护器和地面管线，利用压缩机气体从环空注，油管排液，注入气依靠压力将环空液体从气举挤入油管，随着环空液面的降低，注入气由气举进入油管，使油管中的流体密度由于注入的气体降低，从而降低井底流压，达到迅速排液的目。排液过程中井口不允许节流，排出的液体从放管线流入放喷池，且点火燃烧含H2S的气体。排液结束后，油井进入系统连续气举生产。

2．3．2 管柱结构

喇叭口＋滑套节流器＋27／8″（80S，EUE）油管3根＋Y344－148封隔器（耐高温）1个＋KDB－146水力锚1个＋气举阀（多级）＋27／8″（80S，EUE）油管至井口。

3 助排放喷技术

3．1 全程液氮助排技术

随着加砂量的增加，各类入井液体增多，向储层深处延伸更远，增加排液难度。为加快排液过程，降低地层伤害，除了在压裂液体系中添加助排剂达到层内助排外，压裂施工时将液氮混合在压裂液中以提高进入地层的液体返排率。苏里格气田施工基本上都采用液氮伴注气体增能技术＋助排剂助排原理，有效提高了压裂液的返排率。

3．2 压后定量控制放喷技术

通过大量的排液技术论证与现场试验，最终形成了适合苏里格气田改造的前置液氮伴注—层内助排—压后定量控制放喷的配套排液技术。压裂施工结束后，视井口压力变化情况，关井时间控制在合理的范围内，而后充分利用压后井筒周围局部高压反弹力及时放喷排液，同时保证压裂液充分破胶，防止放喷时支撑剂回流造成缝口闭合，影响压裂效果。排液初期采用油嘴控制放喷，排液后期根据地层变化情况，可采用关井—放喷间歇控制排液。

3．4 现场施工情况及效果评价

在对苏里格气田压裂液体系的改进与完善下，压裂液的耐温抗剪切性能以及压后快速破胶性能得到了明显的改善，进一步提高了施工成功率和压后排液效率。经过大量的矿场实验，现场施工成功率95%以上。其中桃2－10－30C2井施工加砂规模达到103m3，现场施工顺利，成为苏里格气田施工直井改造段数之最，返排率高达94%，说明压后排液彻底。由施工曲线分析可知，施工压力平稳，改进后的压裂液体系客观地满足了增产工艺技术的需求。

4 结论和建议

1）研究的压裂液体系延迟交联时间大于60S，连续剪切120min的粘度大于60mPa．S，压后压裂液1h内破胶，破胶粘度（1．71～4．75）mPa．S，残渣299mg／L，岩心渗透率损害率小于19．8%。具有携砂性能好、滤失性小、流变性好、与地层流体配伍性好、易返排、对基质渗透率损害低的特点。

2）气井助排剂、起泡剂的优选使用，同时施工中液氮的伴注利于压裂的快速返排，减少压裂液对气层的伤害。

3）不动管柱多层压裂及排液一体化工艺技术是集压裂、排液、求产、测压、测井温等一体的完整配套工艺技术。经过理论计算、室内实验和现场试验，认为其设计科学合理、工艺切实可行；解决了困扰试油试气工作多年的压裂多层上提管柱及排液一体化的难题；使试油试气工序衔接更加紧密，施工周期缩短，作业费用减少，作业环境得到改善，减轻了工人的劳动强度，实现了绿色施工。

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On Fracturing Technology Used in Mid－Depth Gas Reservoir with Tight Sandstone in Sulige Gas Field

JIANG Cheng－bai，LONG Ming－shun，LENG Xing－jiang

（Downhole Testing Company of JHPA，SINOPEC，Wuhan，Hubei，430040，China）

It is not effective to adopt fracturing technology suitable to general sandstone reservoir to transform middepth and tight sandstone gas layers which feature low pressure，low hole，low permeability and tight lithology because of their strong heterogeneity and in which there exist severe water－block damage and other sensitive damage．According to geological features of reservoirs of low－pressure and tight gas reservoir，the author has studied fracturing technology used in Sulige Gas Field．The result shows the followings：1．Delaying crosslinking time of fracturing fluid system studied is greater than 60s；viscosity after continuously cutting 120mm greater than 60mPa．s；and loss ratio of core permeability less than 19．8%，having the characteristics of high sand－carrying capability，low filtration，good rheological property，good compatibility with formation fluid，good flowback and low damage to matrix permeability．2．Optimal use of discharge aiding agent and foaming agent with liquid nitrogen＇s filling in operation contributes to fast flowback of fracturing fluid，decreasing damage to gas bearing formation．3．Fixed string multilayer fracturing and flowing back technology is a full mating technology that gathers technologies including fracturing，flowback，production calculation，measuring pressure as well as temperature logging．

Tight Sandstone；Fracturing Technology；Sulige Gas Field

TE357．3

B

1009—301X（2012）04—0030—04

2012－03－31

蒋成白（1974－），1999年毕业于中国石油大学（东营）石油工程专业，从事油气田压裂酸化工艺技术研究，现任江汉石油管理局井下测试公司陕北分公司技术副经理。

［责任编辑 王惠芬］