滴西18井区石炭系气层压裂改造技术研究

2013-10-25丁士辉陈效领鱼文军许骏

测井技术 2013年3期

关键词：段塞支撑剂压裂液

丁士辉，陈效领，鱼文军，许骏

（中国石油西部钻探井下作业公司，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

气藏的地质特征一般都表现为埋藏深、储层物性差、地层温度高、多裂缝发育，这些特征也决定了加砂压裂对于深层石炭系气藏，施工难度大、对压裂液要求高等特点。通过滴西18井区滴西184井气层的成功压裂，积累了一些石炭系气层压裂的经验。

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。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200m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（见图1）。由于受风化淋滤作用，顶部火山岩普遍表现出灰褐色破碎状，通过对岩心的详细观察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。石炭系火山岩储层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（见图2）。

克拉美丽气田石炭系火山岩储层埋藏深度约为3 500～3 800m，地层温度110～114℃，地层压力41～48MPa，该储层为受断裂、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0.01～1mD＊。岩心的全矿物分析表明，岩石以酸反应矿物长石为主，黏土矿物含量集中在11%～14%，黏土矿物中以绿泥石、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0.303 3～0.356 9g，表现了较强的气藏亲水性特征。

2 压裂改造技术研究

2.1 支撑剂段塞技术

支撑剂段塞技术是指在前置液中加入低砂比的支撑剂，其作用原理是利用高速的含砂流体的水利切割作用，对射孔孔眼、近井地带的复杂裂缝进行切割、打磨，使压裂通道更加平滑，降低摩擦阻力。对于射孔孔眼不平滑、裂缝面粗糙、近井裂缝扭曲的储层，支撑剂段塞技术的作用更加明显。对于近井的多裂缝，这种低砂比的支撑剂段塞能够堵塞一些缝宽较小的裂缝，有利于形成具有较大宽度的裂缝。

通过滴西184井测井曲线分析，该井目的层平均声波时差为55μs／ft＊，地层孔隙度较低，而低孔隙度特征下出现了明显的泥浆侵入特征，说明储层具有较高的渗透性，“低孔高渗”的特征反映了该井火山岩储层存在天然裂缝。根据FMI成像测井图及滴西184井取心资料可知，该区石炭系储层存在较为发育的裂缝。天然裂缝发育的储层压裂时容易产生多裂缝、近井裂缝扭曲等现象，存在早期脱砂的风险。

根据对近井摩擦阻力、多裂缝的认识不同，可采用不同浓度、不同粒径的支撑剂段塞。对于近井摩擦阻力高、多裂缝严重的储层，一般采用100目陶粒；近井摩擦阻力较低时可采用40～70目陶粒，也可根据具体情况采用100目和40～70目的复合段塞。支撑剂段塞的浓度一般选用60～180kg／m3。参考该区前期施工情况，滴西184井支撑剂段塞选用40～70目陶粒，支撑剂砂浓度为5%、10%、10%，支撑剂用量共5m3。

2.2 提高前置液比例技术

前置液的主要作用是造缝，因此前置液的比例选择的合适程度关系到施工的成败和压后的效果，而前置液比例是根据压裂液在储层中的压裂液效率确定。前置液过量会造成裂缝过度延伸，如果周围有注水井，可能会造成油井过早见水；而前置液不足可能造成施工失败。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。

滴西14井、滴西17井、滴西18井区火山岩储层物性相近，根据这3个井区前期小型测试压裂分析资料，压裂液效率为36.0%～40.5%。根据Nolte前置液计算方法：前置液比例＝（1－F.E.）2＋0.05（F.E.为压裂液效率），因此为达到充分造缝目的，压裂液比例应达到40%～46%。

2.3 变排量工艺

采用巴布库克方法对砂子在垂直裂缝中的分布进行试验研究。平衡状态下，在垂直裂缝中颗粒浓度的垂直剖面上存在着差别，可以分为4个区域（见图3）。由下往上，第1个区域是砂堤区，这部分是沉积下来的砂堤，平衡状态下砂堤的高度为平衡高度；第2个区域是颗粒滚流区；第3个区域是悬砂液区，虽然颗粒都处于悬浮状态，但不是均匀的，存在浓度梯度；最上面的区域是无砂区。平衡状态下增加地面排量，则砂堤区、颗粒滚流区和无砂区均将变薄，悬砂液区则变厚。如果流速足够大，则沉积下来的砂堤可能完全消失。再进一步增加排量，缝内的浓度梯度剖面消失，成为均质的悬浮流。

图3 颗粒在缝高上的浓度分布

在前置液阶段、低砂比阶段采用较低的排量达到平衡状态，可在裂缝底部形成低渗透或不渗透的人工隔层，可控制裂缝向下延伸；瞬间提高排量，高浓度的砂堤、颗粒滚流区将变薄，悬砂液区变厚，可将更多的支撑剂送至裂缝深部。由于滤失、摩擦阻力的损失，砂堤在较远处又将形成动平衡，若再次提高排量，仍可将支撑剂送至更远处。因此，变排量工艺可有效增加气藏中裂缝的长度，提高整个裂缝的导流能力。

2.4 低砂比、小阶梯砂比加砂工艺

对于低渗透率地层，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。针对火山岩气藏的低渗透率－特低渗透率特征，根据无因次导流能力的定义［无因次导流能力＝（裂缝的渗透率×支撑缝宽）／（裂缝半缝长×地层渗透率）］，要提高裂缝的无因次导流能力，主要通过增加支撑缝宽和增加裂缝半缝长实现。采用较高的施工砂比可增加缝宽，但根据滴西18井区前期施工情况看，26%以上的砂比进入地层后，套压便开始爬升，提升砂比的空间有限，所以增加裂缝半缝长更容易实现较高的无因次导流能力。因此，该井采用低砂比、大规模加砂实现造长缝目的。

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，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。

2.5 防水锁压裂液体系

由于受外来侵入液的影响，使得近井地带储层的含水饱和度急剧增加，最终导致油气渗透率下降，阻碍油气通过，使采收率下降，这种现象称为水锁。克拉美丽火山岩气藏受到低孔隙度、特低渗透率储层的影响，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（见图4）。

图4 水锁处理剂表界面张力图

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、水及少量油流动的通道很窄，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，改变油层岩石的润湿性有助于控制毛细管压力和相对渗透率，将油润湿表面转变为水润湿表面，使油气不为岩石滞留，而易于流动，从而解决了外来液体的水锁。在压裂液中加入水锁处理剂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。

3 现场应用

3.1 滴西184井基本情况

滴西184井位于滴南凸起的滴西18井区，该井顶部的3 551.0～3 567.0m井段为1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3 550.75～3 557.15m）显示岩心整体上不规则，微细裂缝发育，缝宽0.2～0.5mm，裂缝密度5～10条／10cm；岩心表面气孔及溶蚀孔洞发育，气孔一般孔径1～3mm，最大孔径5～10mm，气孔密度10～15个／10cm，物性较好（见图5）。

图5 滴西184井构造剖面图

3.2 施工情况及压后效果

施工情况：施工排量3.5～4.0m3／min，入井液量427.6m3（前置液220.5m3，携砂液190m3，顶替液17.1m3），平均砂比19.5%，最高加砂比28%，加砂42m3（5m340／70目前置液陶粒段塞，37m320／40目高强中密陶粒），最高施工压力54.5MPa。

该井压后取得了良好的试气效果，采用7mm油嘴试气，油压30.59～28.62MPa，套管压力30.91～29.63MPa，日产气量约15×103m3，日产油量约18.6m3（见图6）。

3.3 施工方案分析

图6 滴西184井施工曲线图

①采用5%—10%—10%三级段塞技术，从施工情况来看，5%段塞进入地层后，套压仍处于爬升状态，反映了储层具有多裂缝特征；而10%砂比进入地层后套压下降，说明支撑剂段塞起到了降低摩擦阻力的作用；②前置液比例确定为46.35%，达到充分造缝的目的；③整个施工过程中砂比控制平稳，压力波动不大，说明施工中没有因砂比变化过大而造成砂桥；④采用变排量工艺，前置液阶段采用3.5m3／min，加砂阶段采用4.0m3／min，提高排量后，套压小幅度上升，反映出裂缝内裂缝向下延伸，导致净压力上升，变排量工艺起到了一定的控高作用；⑤选用YLYJ-10防水锁压裂液体系，满足施工要求。