煤系烃源岩凝析气藏改造技术研究与应用

杨立峰 谢正凯 卢拥军 杨振周 许志赫

（1.中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室，河北廊坊 065007；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；3.中国石油天然气集团公司科技管理部，北京 100011）

煤系烃源岩凝析气藏改造技术研究与应用

杨立峰1，2谢正凯3卢拥军1，2杨振周1，2许志赫1，2

（1.中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室，河北廊坊 065007；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；3.中国石油天然气集团公司科技管理部，北京 100011）

针对煤系烃源成藏的H凹陷凝析气藏部分储层与邻近煤层之间的隔层应力差较小、裂缝高度不易控制的改造难点，通过理论研究制定了用线性胶携带多级支撑剂段塞控制裂缝高度的工艺方法，改变以往采用下沉剂控制裂缝向下延伸的控缝高的技术思路。针对储层泥质含量较高易伤害的特点，优选了低浓度羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系，并在前置液阶段混5%～10%柴油进行乳化降滤，降低储层伤害。通过改变工艺措施和工作液方案，确保了加砂压裂施工成功率和压后效果。在H10井进行了先导性试验，分压3层，采用三级段塞加砂，单层最大加入20～40目陶粒支撑剂35 m3，砂浓度最高570 kg/m3（砂比35%），平均砂浓度478 kg/m3（砂比27.5%）。3层压前无产量，压后返排率48%，合层试气求产日产天然气4×104m3，凝析油0.4 t/d。井温测试和模拟分析表明，缝高、滤失和多裂缝均得到了有效控制。该井加砂压裂改造先导性试验的成功实施，为同类储层改造提供了借鉴。

煤系烃源岩；凝析气藏；压裂；线性胶；缝高控制；先导性试验

煤系烃源岩成藏的油气藏，往往与煤层相邻。这类储层改造的主要难点是控制人工裂缝高度向煤层的延伸和降低压裂液对高含泥储层的人工裂缝的潜在伤害。以往多采用主压裂施工前加入“下沉剂”、“上浮剂”的工艺措施控制裂缝向下、向上延伸。但该方法施工工艺较为复杂，而且大量的液体在主加砂压裂前就进入储层，会引起不必要的储层伤害［1-9］。在储层改造压裂液体系方面，以往多采用常规瓜胶压裂液体系作为工作液，由于破胶后的残渣含量和残胶含量较高，对储层和裂缝导流能力的伤害较高，致使储层改造后效果较差［10］。笔者以H凹陷煤系烃源岩凝析气藏改造为例，对该类储层改造中存在的主要问题、应对措施及效果进行阐述。

1 H凹陷概况

H凹陷是海塔盆地勘探重点区域之一，该凹陷属于煤系烃源岩成藏。储层岩性以粉砂岩、砂砾岩为主，岩心分析孔隙度3.6%～18.8%，平均值11.98%，渗透率（0.01～69.4） mD，平均值1.4 mD，储层岩石X衍射结果表明，储层黏土的绝对含量16.9%～22.6%，综合评价属低孔特低渗型储集层。

由于储层物性差，必须进行压裂改造，形成较长的高导流人工裂缝才能获工业油气流，但由于储层的特殊性导致储层改造困难。该区块有7口探井测井解释含油气层，其中3口井4层采用普通瓜胶压裂液体系和常规冻胶连续性加砂进行压裂改造，施工排量2.0～3.5 m3/min，施工平均砂比18%～28.7%，单层砂量10～32 m3，均未获得工业油气流。评估表明，部分储层压后最大缝高近储层厚度的2.6～3.3倍，裂缝在高度方向控制困难，停泵压力梯度0.017 6～0.021 MPa/m，具有复杂裂缝特征。

以H10井为例对该类储层改造中面临的问题进行说明。H10井是H凹陷的一口探井，储层埋深 1 877.8～1 943.6 m，跨度 32.9 m，共有 54Ⅰ、58、59共3个砂层，累计有效厚度22.7 m，测井解释孔隙度14.9%～20.9%，渗透率（4.82～13.95） mD，泥质含量9.2%～22.3%。储层段静态弹性模量17～20 GPa，泊松比0.18～0.24，储层岩性为砂岩。54Ⅰ和58号层间有合计4.6 m厚的煤层，59号层距下部1 944.8～1 963.2 m处 10.8 m厚度的煤层仅不到2 m。应力解释结果54Ⅰ、59号层与下部隔层应力差2～4 MPa。

分析表明54Ⅰ、58、59号层加砂改造存在以下难点：（1）隔层应力差小，储层紧邻煤层，人工裂缝若延伸到煤层易形成复杂裂缝，导致滤失过大，施工中后期易砂堵；（2）储层泥质含量高，黏土矿物以伊蒙混层为主，外来流体易于引起储层中水敏性矿物膨胀，对储层造成伤害。

2 施工参数优化

为了避免“控缝高剂”施工对改造效果的负面影响，在H凹陷储层论证了不间断加砂方式控制裂缝高度向下延伸的方法。主要是利用线性胶携带与主压裂粒径相同的支撑剂段塞，并通过优化排量、用量，使支撑剂下沉至裂缝底部，形成遮挡转向层，一方面控制裂缝底部的滤失，预防多裂缝的产生［11-15］，另一方面通过对裂缝底部的暂堵和转向作用控制人工裂缝高度的垂向延伸［16-18］。以H10井为例，对支撑剂段塞、施工排量等相关参数的优化过程进行说明。

2.1 考虑井筒因素的线性胶携带支撑剂段塞施工参数选择

为了防止线性胶携带支撑剂段塞过程中支撑剂在井筒过度沉降，导致后期加砂困难，选择砂液比和支撑剂段塞量时需要考虑射孔的孔眼数、沉砂口袋的深度、施工排量、线性胶的黏度及井筒等因素。

H10井射孔段的有效吸液孔数为150个（双翼对称裂缝）。根据支撑剂所受水平拖曳力和垂向惯性力比值判断中心处支撑剂进入地层的可能性，两者比值越大，则支撑剂通过炮眼进入地层的可能性越大。根据本井控下缝高要求和不同施工排量不同黏度的拖曳力和惯性力比值计算结果（图1），选择3.5 m3/min排量作为携带段塞的排量（排量大于3.5 m3/min后裂缝易于向下延伸）。H10井的人工井底2 610.4 m，沉砂口袋深度666.8 m，沉砂口袋体积8 m3，因此在实际施工设计时，支撑剂段塞体积小于8 m3即可保证后期的施工安全。

图1 不同线性胶黏度和排量条件计算的单颗粒支撑剂所受拖曳力与惯性力的比值（砂浓度120 kg/m3）

2.2 考虑缝内因素的支撑剂段塞施工参数选择

H10井58、59号层合压，利用无因次支撑指数的优化设计方法［19-22］，设计人工裂缝半长170～175 m，裂缝导流能力 20～25 D·cm。

采用全三维力学参数模拟软件对支撑剂段塞铺置形态进行了模拟。采用线性胶时，5%、7%的砂比二级共0.6 m3的20～40目的支撑剂陶粒段塞就可以在裂缝的底部形成有效的遮挡（图2）。考虑到支撑剂的井筒沉降，设计段塞的用量为0.7～0.8 m3。

图2 第一段及第二段支撑剂在裂缝中的铺置状态

携带段塞液体的黏度、段塞加入后到正式加砂前所经历的时间是实现段塞遮挡层的关键。这里需要计算3个关键参数，即支撑剂沉降速度、平衡流速和平衡高度。支撑剂沉降速度关系到段塞加入后在裂缝底部形成遮挡所需的时间，如果后面的悬浮式压裂液加入过早则支撑剂不能完全沉降到裂缝底部，从而无法形成有效遮挡。平衡流速和平衡高度是进行段塞遮挡层稳定性判别的依据。在后期如果施工排量过高，或者初期的支撑剂遮挡层堆起的砂堤无法稳定，也会影响段塞所形成遮挡层的效果。所谓平衡流速是当形成的砂堤使得液体流速逐渐达到使得颗粒停止沉降而悬浮时的流速，当低于此流速时支撑剂会沉降。达到平衡流速时，砂堤的高度为平衡高度。本文研究是的低黏不交联液体的携砂沉降问题，因此采用牛顿流体的公式进行相关参数分析。对于缝内支撑剂沉降速度、平衡流速和平衡高度3个参数可以采用以下方法求取。

（1）裂缝内支撑剂沉降速度uH。

其中up可由下式求取

式中，dp为颗粒等效直径，m；Wf为裂缝宽度，m；ρ为液体密度，kg/m3；μ为流体黏度，mPa·s；ρasc为砂的绝对密度，kg/m3，g为重力加速度，9.8 m/s2，up为颗粒的沉降速度，m/s；Vs为支撑剂沉降速度，对于单颗粒Vs=up，对于多颗粒Vs=uH；φ为砂液混合物中液体所占体积分数，小数。

（2）阻力速度。利用多颗粒的自由沉降匀速度与阻力速度关系求取阻力速度，然后求出平衡流速。

①不同流体类型对应的阻力速度。

对于牛顿流体

对于非牛顿流体

②不同流态对应的平衡流速。对于层流

对于紊流

其中

当用砂比表示时

式中，（uw）EQ为平衡时的阻力速度，m/s；uEQ为平衡时的平衡流速，m/s；C0为砂浓度，kg/m3；ρsc为砂液混合物密度，kg/m3；ρasc为支撑剂的绝对密度，kg/m3；S为砂比，小数。

（3）平衡高度。

式中，HEQ为平衡高度，m；h0为裂缝高度，m；Q为施工排量m3/min。

（4）任意t时刻砂堤的堆起高度H（t）

其中

式中，H（t）为t时刻砂堤的堆起高度，m；t为泵注支撑剂的时间，min。

（5）平衡时间。取砂堤达到平衡高度的95%时为平衡时间。

式中，tEQ为砂堤达到平衡高度所需时间，min。

（6）裂缝缝宽估算。采用吉尔滋玛公式进行不同时间缝宽的估算。首先计算n+1时刻的裂缝的长度（n=0, 1, 2, …；Q为注入排量时，L对应的是全缝长，如果取注入排量的一半，则L对应的是半缝长）

其次计算n+1时刻的缝口宽度

最后计算n+1时刻缝长方向x位置处的裂缝宽度

则裂缝的平均宽度为

式中，Q为排量，m3/min；G为剪切模量，Pa；Wwn+1为n+1时刻裂缝的缝口宽度，m；Wx为缝长L时，x位置处的裂缝宽度，m；Wf为平均缝宽宽度，m。

取缝高20 m，排量3.5 m3/min，砂比5%，平均颗粒直径0.6 mm，储层弹性模量20 GPa，泊松比0.23，利用式（11）～（14）计算裂缝平均宽度3.7 mm。利用式（1）～式（10）对不同黏度对应的支撑剂缝内状态参数进行计算，结果见表1。计算结果表明，黏度对支撑剂沉降的时间影响较大，10～15 mPa·s时，顶部支撑剂沉降到裂缝底部需要的时间6～17.8 min。为了使支撑剂在施工过程中短时间内沉降到裂缝底部起到遮挡作用，液体的黏度确定为10 mPa·s。液体黏度 10～30 mPa·s时，支撑剂平衡高度 11.7～18.3 m，均远远大于支撑剂段塞在底部形成的遮挡层高度（平衡高度以下砂堵是稳定的），因此在3.5 m3/min施工时，支撑剂向底部沉降后形成的遮挡层会相对稳定。

表1 不同黏度下支撑剂的缝内沉降参数

3 压裂液体系优选

为了降低压裂液对储层和人工裂缝导流能力的伤害，选用羧甲基瓜胶作为稠化剂，用量为0.25%。加入5%～10%的柴油和0.3%的乳化剂形成乳化压裂液控制滤失［23］，提高液体效率（压裂液乳化时间＜30 s，造壁滤失系数由加入前的9×10-4m/min0.5降低到了5×10-4m/min0.5）；加入0.3%的防膨剂和黏土稳定剂，防止黏土膨胀和微粒运移；加入0.3%的高效助排剂，降低液体与储层的界面张力，使压裂液能够顺利排出，降低水锁伤害。

形成的压裂液体系交联后具有良好的耐温、耐剪切和悬砂性能。80 ℃下剪切1.5 h，黏度仍然保持在 500 mPa·s以上（图 3）。80 ℃下浓度 480 kg/m3的20～40目陶粒在试管内与液体混合后静置4 h不发生沉降；残渣含量200～220 mg/L，较以往该地区相同温度下所用配方降低40%～45%。该液体体系页岩膨胀仪测试防膨率85%～90%，破胶后液体清澈，黏度 2～3 mPa·s。

图3 羧甲基羟丙基瓜胶乳化压裂液耐温耐剪切性能

4 现场应用及压后效果

采用全三维力学参数模拟软件对砂量、排量、前置液量、砂比等参数进行优化。58、59号层设计支撑剂用量35 m3，前置液比例38%，携砂液排量2.5～4.0 m3/min，平均砂比26%，并用0.8 m3的砂比5%～7%共3段支撑剂段塞控制缝高和滤失，前置液加入5%的柴油进行降滤。现场按照设计顺利完成施工（图4），该井压后一次放喷返排率48%，Ø11 mm油嘴求产，日产气近4.0×104m3/d，凝析油约0.4 t/d。

图4 58、59号层现场施工曲线

井底压力计记录数据表明，在注入支撑剂段塞前，井底压力由28.5 MPa降低到28.0 MPa，说明裂缝正在纵向上延伸，注入3段支撑剂段塞后井底压力持续上升，到完成加砂时，裂缝的井底压力上升到30.5 MPa，说明人工裂缝以缝高受控的方式延伸，延伸压力梯度0.016 MPa/m，净压力2～3 MPa，无多裂缝或复杂裂缝开启特征。压后井温测试和净压力分析获得的人工裂缝参数结果均表明人工裂缝高度基本控制在储层范围内 （表2）。

表2 净压力拟合和井温测井裂缝高度解释结果

5 结论

（1）针对H凹陷煤系烃源岩凝析气藏压裂缝高控制困难、易于穿透下部较薄隔层延伸到烃源岩煤层而引起滤失过大、形成多裂缝的改造难点，采用了低排量线性胶携带支撑剂段塞连续加砂模式，井温测试、净压力拟合分析结果表明，该方法实现了液体的纵向转向，有效控制了裂缝高度，预防了下部煤层产生多裂缝的风险。

（2）针对凝析气藏易伤害的特点，采用了性能优良的低浓度的羧甲基羟丙基瓜胶乳化压裂液（5%～10%柴油），降低了压裂液的滤失速度及对储层和裂缝的伤害，为该类凝析气藏改造成功提供了液体保障。

（3）针对邻近煤层的类似储层控制裂缝高度和滤失方法仍然处于探索阶段，如何既保证纵向上不压窜煤层又实现更大的改造体积，是需要进一步探讨和解决的问题。

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（修改稿收到日期 2013-07-25）

Research and application of condensate reservoir stimulation technology of coal measure hydrocarbon source rock

YANG Lifeng1,2, XIE Zhengkai3, LU Yongjun1,2, YANG Zhenzhou1,2, XU Zhihe1,2
（1. Key Laboratory of Reservoir Stimulation,CNPC,Langfang065007,China;2. Langfang Branch,Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Langfang065007,China;3. Science and Technology Management Department of China National Petroleum Corporation,Beijing100011,China）

To deal with the small stress difference between the reservoir and adjacent coal seams of the condensate gas reservoir in H depression of the coal source reservoir, the technology of carrying multi-stage proppant segment by linear gel is studies to control fracture height, instead of the conventional method of sinking agent. To deal with the high clay content of the formation, which may cause damage to itself, low concentration carboxymethyl hydroxypropyl guar fracturing fluid was selected, and for the prepad slug,5%～10% diesel was mixed to lower circulation loss by emulsifying. By changing the treatment process and fracturing liquid, the stimulation treatment obtained good results. Three zones fracturing pilot test was done on H10 well successfully. The maximum proppant volume was 35 m3for single layer, with three proppant segment plugs. And the maximum proppant concentration is 570 kg/m3(sand liquid ratio is 35%). While the average proppant concentration is 478 kg/m3(sand liquid ratio is 27.5% ). The zones have no production before stimulation, but 48% of the fracturing fluid has been flowed back after fracturing, and the total gas production is 4×104m3and condensate oil production is 0.4 t/d. The well temperature test and simulation analysis show that the issues of fracture height, filtration loss and multiple fractures have all been controlled effectively. The successful implementation of the pilot test provides a reference for similar reservoir stimulation.

coal measure hydrocarbon source rock; condensate reservoir; fracturing; linear gel; fracture height control; pilot test

杨立峰，谢正凯，卢拥军，等.煤系烃源岩凝析气藏改造技术研究与应用 ［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：59-63，70.

TE357.1

：A

1000–7393（2013） 05–0059–05

国家科技重大专项“低渗、特低渗油气储层高效改造技术”（编号：2008ZX05013-004）。

杨立峰，1979年生。2002年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发专业，获硕士学位，主要从事水力压裂技术研究工作。电话：010-69213712。E-mail：yanglifeng_9500@126.com。

〔编辑 朱 伟〕