苏里格气田西区控水压裂技术研究及应用

何 平 ，石 强 ，李 达 ，蔺吉春 ，傅 鹏 ，岳 君

（1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300；2.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018）

苏里格气田西区存在的主要问题是局部存在地层水，Ⅰ+Ⅱ类井比例和单井产量提高难度大，前期探井试气122口井，有64口井产水，平均日产水10.5 m3。压裂改造后出水则试气产量较低，气井产水会大幅度提高气田开采难度并降低气田整体开采效益。因此，针对苏里格气田西区含水气层地质和物性特征，开展了低伤害压裂液体系优选和控水增气压裂工艺技术研究，提高了低渗复杂气水气藏压裂改造技术水平，实现了增加产气量、降低出水量的目标。

1 苏里格气田西区储层特征及压裂难点

1.1 苏里格气田西区储层特征

苏里格气田西区气藏属于岩性圈闭气藏，储层的分布受砂体展布和物性的控制，局部存在地层水，但无统一的气水边界，属于无边底水定容弹性驱动气藏。储层属于中深、中温、低压储层，岩性以石英砂岩为主，岩屑石英砂岩次之，岩屑砂岩较少。储层总体粘土矿物不高，储层水敏性不强，但是潜在水敏伤害。根据岩心物性资料及测井解释的物性资料显示，研究区盒8、山1段平均孔隙度为 6.42%，平均渗透率为0.361 3×10-3μm2，总体上物性较差，属于低孔低渗和特低孔特低渗储层。储层孔喉结构非均质性较强，具有“孔喉小、分选差、排驱压力高、连续相饱和度偏低和主贡献喉道小”的特点。

1.2 苏里格气田西区地层水分析

依据测井解释成果、试气生产数据、注入和返排量对比以及水化学分析（矿化度、水化学特征系数及水型），归纳苏西地层产水类型包括地层水、凝析水和残留压裂液，影响气井生产的主要是地层水。地层水可分为构造低部位滞留水、“透镜状”滞留水和孤立透镜体水三种类型地层水[1]。产出水的化学性质分析表明，盒8段地层水总矿化度平均为30.181 g/L；山1段总矿化度平均为25.375 g/L。地层水pH值在6.0～7.0之间，显示酸性水特征，含盐变化较大，氯根含量从8 000 mg/L～40 000 mg/L，水型主要为氯化钙型。

1.3 苏里格气田西区储层压裂改造难点

（1）储层基质低孔低渗，要求压裂形成适当长缝，并与井网系统优化匹配。

（2）苏里格气田西区有效储层气水关系复杂，且试气产量与出水量大小有较大相关性，一般出水量大的井产气量相对较低，要求加强储层气水关系认识。

（3）苏里格西区地层致密，孔喉半径小、排驱压力大，粘土矿物总量较高，储层较易受压裂液伤害。

（4）储层压力系数低（0.87），地层能量有限，所带来的问题是滤失增加、返排率降低、生产压差减少、有效应力增加，有效渗透率降低，需要在助排措施上和返排控制方面严格优化。

2 苏里格西区储层控水压裂技术研究

2.1 支撑剂优选

为了控制缝高，需要保持较低的净压力，这种情况下裂缝缝宽受限，采用小粒径支撑剂，且30/40目较30/50目分选好，其支撑剂导流能力较高，因此应选用密度较低而导流能力较高的30/40目陶粒作为控水压裂使用的支撑剂。经过实验测试，在50 MPa的闭合压力下，该陶粒可提供约40 dc·cm的导流能力值。

2.2 压裂液体系优选

根据苏里格西区气层特点和压裂工艺要求，重点在降低稠化剂浓度方面对压裂液进行优选和优化，主要技术以下三方面考虑：（1）通过优化压裂液配方，有望实现大幅降低稠化剂用量，从而减少对储层的伤害；（2）降低稠化剂用量有利于降低压裂液粘度，进而降低净压力，防止缝高过度延伸；（3）降低稠化剂浓度可以降低压裂液体系的成本，从而实现低成本施工。

苏里格气田西区控水压裂分别试验了超级瓜胶压裂液体系、超分子压裂液体系和0.45%羟丙基瓜胶压裂液体系，通过三种压裂液体系现场试验效果及优缺点对比（见表1），优选0.45%羟丙基瓜胶压裂液体系。

表1 三种压裂液体系优缺点对比

2.3 压裂改造工艺优化研究

2.3.1 裂缝方案优化 针对不同渗透率条件，优化缝长、导流能力。在600×800米矩形井网下进行裂缝方案优化，地层有效渗透率分别为0.03 mD、0.08 mD、0.14 mD和0.4 mD四个渗透率等级，分别研究不同缝长及导流能力对产量动态的影响，确定合理缝长与导流能力（见表2和图 1）。

表2 苏西主体井网不同渗透率条件下的裂缝缝长和导流能力优化表

2.3.2 裂缝垂向延伸研究 根据苏西地区储层地质、物性、岩石性质、应力特征等结合测井资料分析，对苏西部分井地应力场与裂缝垂向延伸规律研究。苏西区块岩心实验分析层间应力差约5.3～8.6 MPa，地应力剖面解释结果是6～12 MPa，模拟时分别考察了应力差为6、8、10、12 MPa的四种情况，苏里格西区（以苏 48 区块为例）富集区平均单井气层厚度6.3～8.1 m（盒8上为6.9 m，盒8下为8.1 m，山1为6.3 m），在模拟时压裂目的层厚度分别考虑5 m、10 m、15 m三种情况。在相同的压裂施工规模下，用三维压裂设计软件sitmplan研究不同储层厚度和不同储、隔层地应力差下，实现分层压裂所需的最小隔层厚度（见图2）。

综上可得，应力差越大，对隔层厚度要求越低；压裂目的层段越厚，对隔层的要求越薄。6 MPa左右的应力差，对于5～15 m的压裂目的层段而言，需要35～7 m的隔层，通过变排量等控制缝高的措施，对隔层的厚度要求可降低到26～6 m；8 MPa左右的应力差则对隔层的厚度要求降低到22～3 m；对于更强的应力遮挡层，如应力差达到12 MPa，纯泥岩隔层达到14～2 m即可控制裂缝高度，实现分层压裂。

2.3.3 排量优化 苏西区块岩心实验分析层间应力差约 5.3～8.6 MPa，地应力剖面解释结果是 6～12 MPa，纵向应力遮挡条件较好，对裂缝高度的控制较好。在气层厚度10 m、应力差8 MPa条件下，经参数组合采用stimplan软件模拟计算，得到排量优化图版（见图3）。单井优化设计时，可根据其应力遮挡条件等物性，优化各个井层适合的排量。

表3 不同排量的缝高延伸情况（气层厚度10 m，应力差8 MPa）

由曲线可以看出，排量在2.5～3.5 m3/min之间时，缝高的延伸在15～20 m，排量超过4 m3/min时，缝高延伸增长明显，所以最佳排量应该在2.5～3.5 m3/min之间。

2.3.4 配套技术研究 针对苏西区块复杂气水层水力压裂的需要，进行了下列配套技术研究，包括支撑剂段塞技术、变排量控缝高技术、液氮伴注增能助排技术和相渗改变技术。

支撑剂段塞技术，前置液阶段的支撑剂段塞，主要用于确认施工过程中近井扭曲摩阻较大，目的是减少近井扭曲，增加有效缝宽，降低施工压力，减少施工风险。变排量施工技术[2]，前置液排量由低到高变排量控缝高和滤失，同时实施分析裂缝净压力随排量的变化，确定加砂阶段合理的施工排量；携砂阶段在保证不过分张开多裂缝的前提下，变排量提砂比，尤其是加砂最后阶段，提排量增大净压力，增加缝宽，使后期高砂比携砂液顺利进入地层，沟通远井、远缝储层；同时，后期提排量以提高压裂液的携砂能力，获得更长的支撑裂缝，变排量可产生压力脉冲效应，震荡裂缝内可能的砂堵处，从而可提前解除砂堵风险性。

液氮伴注增能助排技术[3]，是采用在压裂液的前置液中加入液氮，形成均匀泡沫冻胶以撑开地层，并且在压裂后，靠压力释放后的氮气膨胀提供驱动破胶水化液流动的能量。该技术可加快压后压裂液的返排速度，提高压裂液的返排率，减少压裂液对地层的伤害，确保压裂效果。改变相渗特性实质是改变水在地层中的渗流特性[4]。在地层中，只有通过加入表面活性剂和堵塞剂，可以控制流体的渗流规律，使孔隙中流体由可流动变为不可流动或由流动快变为流动慢。研发可进入基质孔隙、在水中吸附溶胀、油气中不吸附体积缩小的选择性高分子聚合物，不仅堵裂缝，还可以进入孔隙基质中，可以长期具有堵水效果。

3 现场实施及效果评价

3.1 现场试验总体效果

2011-2012年，针对苏里格西区含水井开展了5口井控水压裂工艺试验，对施工参数进行了优化，分别试验采用了超级瓜胶压裂液体系、超分子压裂液体系和0.45%羟丙基瓜胶压裂液体系，从试气效果及出水量分析，3口井控水效果较好，2口井缝高延伸至水层，出水较多。

现场试验表明，采用0.45%羟丙基瓜胶压裂液和优化控水压裂工艺能较好的控制层内裂缝纵向延伸，达到控制缝高的目的，并取得较好的压裂效果，现场进行控水压裂施工5口井，其中3口井控水效果较好（见表4）。苏47-CC-CC和苏120-BB-BB由于遮挡层较薄、气水同层气藏及固井质量不好等原因，导致裂缝延伸至水层，压裂改造效果不明显，苏48-AA-AA井产水量与邻井相比较显著降低，苏48-DD-DD井不产水，控水效果显著。苏47-EE-EE井试气效果分析，出水量较小。

表4 2011-2012年苏里格西区控缝高工艺开发井压裂试验情况表

3.2 单井设计实例及效果评价

3.2.1 储层地质介绍及设计参数 以苏48-DD-DD为例，根据测井解释资料解释，该井目的层上下地应力剖面，从解释结果看出，盒8射孔段3 585～3 587 m与下部3 593.1 m处气水层应力遮挡不明显，仅有1.5 m左右的有效应力遮挡层（应力差5～10 MPa），因此施工过程中需要优化排量、粘度等施工参数实现缝高控制的目的。

该井为了防止与下部水层串通，优选0.45%羟丙基瓜胶压裂液体系，降低压裂液粘度，并优化施工规模，从而控制缝高下延。根据模拟结果，储层的有效渗透率为0.05 mD，优化的裂缝半长约为150 m,优化裂缝导流能力30 dc·cm。优化施工排量2.2～2.4 m3/min，优化加砂量30 m3，在前置液和携砂液低砂比阶段伴注液氮，排量分别为0.24 m3/min和0.12 m3/min。

2012年8月25日对该井进行了施工，施工曲线，盒8施工排量 2.2～2.4 m3/min，施工压力 56.3～44.2 MPa，平均砂比24.1%，累计加砂31 m3，伴注液氮12.2 m3，累计注入地层液量226.3 m3，停泵压力34.3 MPa。

3.2.2 施工井压后返排及效果 苏48-DD-DD井压裂后针阀1/3～1/2～1控制放喷，累计自喷排液377 m3，自喷返排率83%；放喷期间点火可燃，火焰长度3～4 m，黄红色。进行测试求产计算天然气无阻流量为3.520 1×104m3，日产气量 1.018×104m3，不产水。

3.2.3 压后评估分析 根据净压力拟合结果来看，裂缝几何尺寸（见表5）。

表5 裂缝几何尺寸

结合净压力拟合结果及裂缝形态模拟结果来看，按照储层情况水力裂缝未延伸至下部水层；从后期求产来看，无出水现象；邻井苏48-DD-DL井目前油压2.51 MPa，套压 0.8 MPa，日产气量 0.094 6×104m3,出水严重。因此采取了控制缝高措施，苏48-DD-DD井控水效果显著。

4 结论及建议

（1）底部含水储层改造主要通过压裂液体系优选和压裂工艺技术优化达到控制缝高避免压开水层的目的，现场试验取得了较好的控水压裂效果。

（2）气水同层储层现场试验控水效果不显著，还需进一步进行控水压裂技术及改变相渗压裂液体系研究试验。

（3）通过市场价格和现场施工效果对比，优选0.45%羟丙基瓜胶压裂液体系能保证控水压裂要求。

（4）建议应用裂缝监测技术监测控水压裂井的裂缝缝高延伸情况，为更好的评价控水压裂技术提供技术支撑。

[1]石玉江，等.低渗透岩性气藏含水特征分析与测井识别技术—以苏里格气田为例[J].天然气工业，2011，31（2）：25-28.

[2]刘欣.河南“双高”油田薄层增油控水压裂技术[J].石油天然气学报，2008，30（3）：365-367.

[3]罗小军，等.苏里格气田液氮助排工艺技术[J].石油天然气学报，2012，34（9）：291-293.

[4]吕芬敏.控水压裂技术在温米油田的研究与应用[J].钻采工艺，2011，34（5）:77-79.