低伤害压裂技术在薄互层气藏中的应用

李锦红 ，朱李安 ，薛 媛 ，靳锁宝

（1.西安石油大学油气资源学院，陕西西安 710065；2.长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018；3“.低渗透油气田勘探开发”国家工程实验室，陕西西安710018）

苏里格气田东区储层参数差于苏里格气田中区。地层静压25.72 MPa；压力系数在 0.807～0.917，平均压力系数为0.86，属低压气藏；地温梯度为3.03℃/100m。储层易受污染，压裂液返排困难，影响储层改造效果。针对于东区上述储层特征，采用低伤害羧甲基压裂技术。

苏里格东区盒8～山1、盒8上～盒8下隔层岩性为砂质泥岩，与苏里格中区泥岩、砂岩互层相比，分隔条件复杂。东区地层薄夹层交互现象明显，且实施分段射孔，近井易出现缝间干扰和裂缝弯曲；实验结果表明，该区泥质砂岩与泥岩应力差仅为4.5、3.0 MPa，相对较低。虽有一定的遮挡应力，但部分井纵向上小层多，层间差异较大；裂缝易上延或下延。

苏东区储层具典型的薄层多段特征，储层一井多层比例高达95.6%，多以3～4层为主。各小层有效砂岩钻遇率在12%～38%，有效砂岩呈现高度的分散性。使得低伤害压裂技术开展面临以下问题：（1）天然裂缝存在导致液体滤失较大；（2）有一定的应力遮挡，但部分井纵向上小层多，层间差异较大；既要保证纵向铺置剖面合理，又要控制裂缝高度；（3）施工规模难以扩大。

表1 苏里格东区互薄储层统计表

1 低伤害压裂技术在互薄气藏中的优化

1.1 压裂液优化技术

针对于东区多薄层易伤害储层特征，建立适合苏里格东区多薄层低伤害羧甲基压裂液，该液体较常规液体具有以下几点特点：

（1）低聚合物用量，比常规交联瓜胶压裂液的用量要少1/3～1/2，水不溶物低，比常规瓜胶平均降低90%，比优级瓜胶降低75%，比超级瓜胶降低33%。

（2）压裂残渣低，100℃条件下为88 mg/L，仅为常规瓜胶压裂液体系的30%左右。

（3）弹性优于粘性，携砂性能好。

（4）破胶彻底，残胶伤害小。

140℃、170 s-1剪切60 min后，压裂液的粘度为100 mPa·s左右，说明该体系有良好的耐温性能，可满足现场施工要求。

1.2 降滤失优化技术

1.2.1 前置液降滤失剂 由于羧甲基压裂液体粘度较低，导致前置液阶段滤失量较大，为此在前置液中添加油性降滤失剂，大大改善了前置液滤失性能。

体系中加入0.5%CYJ-2降滤失剂后，在90℃下连剪切60 min后，粘度均保持在200 mPa·s以上，流变性能无明显变化，说明降滤失剂对体系性能无影响。

1.2.2 液氮伴注降滤助排技术优化 液氮在压裂液中形成一定干度的泡沫，泡沫占据孔隙空间，封堵大孔隙，对降低压裂液的初滤失和综合滤失系数有积极的作用，此外液氮在压后放喷时，降低了井简液柱压力，达到助排的目的，从而提高压裂效果。

1.2.3 粉陶组合段塞降滤技术优化 粉陶在压裂形成的主裂缝延伸过程中遇到微裂缝时，可以在相交处形成堵塞，达到控制和减少压裂液向天然裂缝滤失的目的。粉陶是控制天然裂缝的最主要的降滤措施。

在考虑段塞颗粒大小时，颗粒过小造成天然裂缝深部堵塞，起不到明显的降滤失效果；颗粒过大从而在天然裂缝缝口疏松堵塞，同样起不到降滤效果（见图4）。因此，颗粒大小应根据天然裂缝的开度进行合理选择。然而，由于地层内情况复杂，天然裂缝的开度很难确定。因此，苏里格气藏的低闭合应力地层，推荐使用成本低廉的100目粉砂；对于闭合应力较高的地层，可采用强度更高的70～100目粉陶为段塞材料。

1.3 合理控逢高技术优化

1.3.1 优化施工排量 针对于东区多互薄层气藏特征，裂缝在垂向延伸难以得到控制，因此在室内进行设计优化，通过测井数据计算气层之间地应力及层间应力，模拟裂缝高度与施工排量的匹配关系，优化出合理的泵注排量使得裂缝在垂向得到最佳效果。

1.3.2 变排量技术 根据能量最低原则，就低排量泵注前置液而言，水力压裂裂缝总是沿着能量最小的路径扩展，地层在地应力相对最小的射孔段先破裂，然后裂缝在二维方向延伸，相对于地层横向上的岩性变化，纵向上不同岩性更易形成不同应力差，对裂缝垂向延伸有一定的抑制作用。在裂缝二维扩展过程中，缝内净压力不断增加，如果大于隔层应力差，裂缝在纵向上会不断扩展，在延伸压力逐渐平稳后，提高排量并泵注低砂比含有小粒径支撑剂的压裂液，在近井地带裂缝易形成一条低渗甚至不渗透的人工隔层，可控制裂缝纵向延伸。

人工隔层有两种作用：一是在后续液体进入裂缝时，将限制高压流体的高压向裂缝上下传递，改变缝内垂直方向上流压的分布，降低缝内流压与地应力之间差值，其作用相当于增加了隔层与生产层之间的地应力差；一是起到转向作用，使后来注入的携砂液转为水平方向上的流动，在高排量作用下，液体在裂缝中的流动速度加大，前置液阶段有助于压裂缝长的增加，携砂液阶段上浮区变厚，有利于将支撑剂带入裂缝深处。

1.4 低砂比高导流能力技术优化

羧甲基压裂液由于具有破胶彻底，残胶、残渣少，对储层和人工裂缝导流能力伤害小的优点，在相对较低的铺砂浓度下，人工裂缝达到了与常规羟丙基压裂液相同的导流能力。同时，最高砂比的调整一定程度上能够降低现场施工的安全风险。

砂液比的优化主要受地层渗透率（滤失系数）的影响，因此考虑了平均砂层厚度10 m的情况下，分别优化对比了平均砂液比为16%、18%、20%、22%、25%、28%六种情况，研究表明，裂缝平均导流能力随砂比的增加而增加。

表2 不同地层渗透率16%～28%砂比裂缝导流能力结果表

表3 羧甲基低伤害压裂液与常规压裂液导流能力对比

2 应用效果分析

表4 低伤害羧甲基压裂技术在苏里格东区改造效果对比表

表5 改造规模相同的条件下低伤害压裂技术与常规改造技术效果对比表

针对苏里格气田东区多层薄层垂向相互交错地质特征，通过室内低伤害压裂液进行评价研究，优化出适合东区低伤害羧甲基压裂液体系，结合该液体体系特点，通过室内实验，优化出与之配套的低伤害压裂技术，在苏东区块开展现场试验，有效控制互薄层气层裂缝的延伸，降低前置液滤失过大带来遭逢不完全等问题，取得较好试验效果。

低伤害技术在苏里格气田东区互薄气藏开展现场试验62口井/66井次，获平均无阻流量7.555 1×104m3/d。再与相同地质条件的临井对比，取得较好的试验效果，测试产量较常规羟丙基临井改造井高30%（见表5）。

3 结论与认识

（1）针对于苏里格气田东区储层易伤害，采用低伤害羧甲基压裂液，羧甲基压裂液由于具有破胶彻底，残胶、残渣少，具有明显降低压裂液对储层伤害优势。对储层和人工裂缝导流能力伤害小的优点，在相对较低的铺砂浓度下，人工裂缝达到了与常规羟丙基压裂液相同的导流能力。

（2）由于苏里格东区储层存在互薄层明显的地质特征，采用前置液降滤失剂、液氮伴注、粉陶支撑剂段赛组合技术，有效降低低伤害压裂液的滤失，保证前置液造缝完全，取得较好的试验效果。

（3）针对于苏里格东区产层较薄，裂缝高度难以控制，优化施工排量，采用变排量技术，有效控制了支撑裂缝垂向上的过渡延伸。

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