滴西18井区石炭系气层压裂改造技术研究

2013-04-08丁士辉苑新红鱼文军冉照辉

石油地质与工程 2013年3期

丁士辉，苑新红，鱼文军，冉照辉

（1.中国石油西部钻探井下作业公司，新疆鄯善 838200；2.中国石油西部钻探工程有限公司）

1 滴西18井区储层特征

火山岩是克拉美丽气藏石炭系的主要储集岩，主要岩性为玄武岩、安山岩、流纹岩、花岗岩、凝灰岩和火山角砾岩。物性较好的主要是流纹岩、安山岩、花岗岩和火山角砾岩，主要的储集空间类型为裂缝和孔隙，有利储层主要发育在距石炭系顶面200 m的风化壳层段内，孔隙度主要分布在10%～25%之间，随着距离火山岩顶面的深度加深，火山岩的孔隙度逐渐降低。通过岩心的详细观察并结合研究区成像测井手段分析认为，火山岩发育的空间类型有角砾间孔、裂缝、原生气孔、次生溶蚀空洞以及孔－缝组合。石炭系火山岩的产气层段裂缝都较发育，高角度缝占统计总数的65%以上，溶蚀孔洞也十分发育，且孔、缝相连。

克拉美丽气田石炭系火成岩储层埋藏深度约为3500～3800 m，地层温度110～114℃，地层压力41～48 MPa，该气藏圈闭类型为受断裂、岩性、地层等控制形成的多个次级圈闭；滴西18井区岩性以酸性花岗斑岩、二长玢岩为主，储集空间类型为晶间孔、长石斑晶溶孔、构造缝、微裂缝，储层孔隙度在5%～15%之间，渗透率约（0.01～1.00）×10－3μm2。岩心的全矿物分析表明，岩石以酸反应矿物长石为主，粘土矿物含量集中在11%～14%，粘土矿物中以绿泥石、伊／蒙混层为主，其中绿泥石含量较高（80%左右），伊／蒙混层比高（50%～70%）。储层的敏感性评价表现出了强水敏（水敏指数＞70%）和强酸敏（酸敏指数＞35%）的特征；岩心吸附能力强，在测试时间内岩心吸附量为0.3033～0.3569 g，表现了较强的气藏亲水性特征。

2 压裂难点分析

根据滴西18井区气藏的地质描述，该区储层具有裂缝和孔隙双重介质特征，分析认为压裂改造难点在于：埋藏深、储层物性差、地层温度高、火成岩地层微裂缝发育等。

（1）该区气藏埋藏较深，导致该区压裂施工存在以下难点：①破裂压力高、施工泵压高，对压裂设备提出了更高的要求；②施工管柱长，摩阻高，对管柱强度要求高，同时管柱对压裂液剪切作用强，存在脱砂、砂堵的风险；③深层火山岩地层杨氏模量大，形成的人工裂缝较窄，不宜高砂比加砂。

（2）该区火山岩储层属于低孔、特低渗储层，必须经过储层改造才能取得良好的产能效果，而且该储层具有强水敏性和较强的亲水性特征，水基压裂极易造成水锁效应，造成气藏的二次污染。

（3）地层温度高，压裂液破胶速度快，容易造成脱砂、砂堵。

（4）石炭系储层微裂缝发育，容易造成压裂过程中形成多裂缝，压裂液滤失较大，单个裂缝的缝宽非常窄，容易造成砂堵。

3 压裂改造技术研究［1－5］

为取得压裂施工的顺利进行，针对以上难点，经查阅相关文献、室内研究，总结得出以下深层火山岩压裂改造配套工艺技术。

3.1 前置液段塞技术

对于多裂缝发育、近井裂缝复杂的储层，前置液段塞技术是最经济、最有效的处理方法。前置液段塞技术不仅可以打磨孔眼、弯曲裂缝和人工裂缝面，有效地降低近井摩阻，而且同时也能堵塞次裂缝，控制裂缝参数，使主裂缝能够更好地延伸，同时能够降低压裂液的滤失，降低脱砂的风险。

3.2 提高前置液比例技术

石炭系火山岩天然裂缝发育，压裂液滤失增大，造成压裂液造缝效率大大降低。为达到充分造缝的目的，需适当提高压裂液比例。理想情况下，施工泵注程序完毕时，支撑缝长略小于（或基本等于）动态缝长，此时压裂液用量最少，对地层伤害小。但为了保证火成岩多裂缝储层压裂施工的顺利进行，在设计中主要考虑到地层物性、裂缝发育情况、压裂液滤失系数等，最终确定前置液体积分数在40%～50%之间。

3.3 排量优化

施工排量是压裂设计的关键参数，它会影响施工泵压和裂缝的几何尺寸。对于天然裂缝发育的地层，如果采用小排量施工，压裂液主要沿天然裂隙流动；采用大排量进行压裂时，能够形成宏观裂缝。根据各种压裂模型的计算公式，施工排量越大，形成的裂缝宽度、长度都有所增加，有利于后期加砂。综合考虑，选用3.0～4.0m3／min的施工排量。

同时采用变排量工艺技术，能够起到一定的控高作用。首先采用较低排量压开地层，仅有部分微裂缝张开，而在前期支撑剂进入地层以后，均被压裂液送至裂缝端部，此时提高排量后，前期的支撑剂形成的砂桥能够起到一定的降滤失、遮挡作用，在一定的造缝空间中，缝长、缝高受阻，缝宽有所增大，有利于后期加砂，降低了高砂比阶段的施工风险。

3.4 低砂比、小阶梯砂比加砂工艺

对于低渗透地层，压裂增产的原理主要在于造长缝，扩大渗滤面积，改善井筒与储层的沟通。针对火山岩气藏的情况，不需要较高的裂缝导流能力，并且高砂比会导致砂堵，故确定平均砂比介于15%～20%之间。

小阶梯砂比加砂工艺缩小了每级砂液比的上升幅度，减少了因为砂比变化大而引起的压力波动，使施工压力更加平稳，同时支撑剂的充填也更加饱满，支撑剂的铺置浓度趋于合理。对于现场施工来说，通过小幅度提高砂比后的压力变化，能够迅速判断地层的加砂难易情况，及时调整施工参数，降低砂堵的风险。

3.5 快速返排技术

气井的压后管理是气井压裂成功的重要保证，这是由于气井对外界流体的敏感性决定的。快速返排技术就是通过控制压裂液的破胶时间，使入井流体尽快返排出地层，最大限度地降低压裂液在地层中的滞留时间，降低压裂液对地层的伤害。

排液速度的大小要根据排液过程中排出物的分析而定，如发现砂子大量排出，就要控制排液压差，一般应采取低压差多次关放方式，逐渐排净残液。其实质是通过调节角式节流阀来优选产气量，使气井在井筒中的天然气流速能达到连续排液的临界流速。

3.6 防水锁压裂液体系

克拉美丽火山岩气藏受到低孔、特低渗储层的影响，储层开发过程中极易受到水锁伤害，因此气井压裂的关键就是选用适合气层压裂的压裂液体系。

在压裂或酸化过程中，大量的压裂液或酸液沿缝壁渗滤到储层中，使储层的原始含水饱和度增加，流动阻力加大。如果储集层压力不能克服升高的毛细管力，则会出现严重而持久的水锁效应。对于低渗透气藏，气、水及少量的油赖以流动的通道很窄，渗流阻力很大，液、固界面及液、气界面的相互作用力很大，水锁效应相对更为严重，而且储层孔隙度和渗透率越低，储层孔喉越小，水锁效应就越严重。

通过实验研究，加入水锁处理剂可以有效地降低进入地层液体的表界面张力，降低地层的水锁效应，降低对储层渗透率的伤害，提高返排率。

YLYJ－10防水锁压裂液体系的研制，很好地解决了该区块压后水锁效应的影响，同时该压裂液体系具有良好的防膨、抗剪切、低摩阻、耐高温性能。

4 现场应用

以滴西184气井3551.0～3567.0m井段压裂改造为例，分析以上压裂改造技术的应用。

4.1 滴西184井基本情况

滴西184井位于滴南凸起的滴西18井区，该井区位于准噶尔盆地陆梁隆起滴南凸起的中段，滴西8井南石炭系火山岩岩性圈闭。滴西184井顶部的3551.0～3567.0m井段为一套凝灰质火山碎屑岩储层，厚度16.0m。根据取心资料（取心井段3550.75－3557.15 m）显示，岩心整体上不规则微细裂缝发育，缝宽0.2～0.5 mm，裂缝密度5～10条／10 cm；岩心表面气孔及溶蚀孔洞发育，气孔一般孔径1～3 mm，最大孔径5～10 mm，气孔密度10～15个／10 cm，物性较好。