永和气田压裂优化技术研究与应用

2013-12-23刘松青

石油地质与工程 2013年1期

刘松青

（中国石油长城钻探工程有限公司国际钻修分公司，北京100101）

永和气田位于山西省永和县、石楼县及隰县境内，勘探开发区块面积1 524 km2。区块具有多层系含气特点，含气层位有千5、盒4、盒6、盒7、盒8、山1和山2，主力含气层位为盒8和山2，埋深约1 700～2 300 m，为砂泥岩地层，是一个低渗、低压、低丰度岩性气藏。永和气田绝大部分井层都需要采取压裂增产措施才能投产，而采用常规的加砂压裂容易导致压裂液返排困难、对储层造成伤害，也不符合低成本开发的要求。因此，有必要针对永和气田不同地层压裂设计参数、中高温井压裂液的耐温耐剪切、携砂和防膨助排性能等问题开展研究。

1 气藏特征

永和气田地表为黄土覆盖，构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡与晋西挠褶带之间的过渡带，为东高西低的单斜构造，构造线近南北走向平均坡降6～8 m／km，倾角约1°。

永和气田储层孔隙度在1.63%～10.85%之间，平均值为5.16%；渗透率在（0.043～0.574）×10-3μm2之间，平均0.1408×10-3μm2。储层孔隙类型有岩屑溶孔、粒间孔、晶间孔、杂基溶孔及收缩孔等。其中以岩屑溶孔为主，次为粒间孔、晶间孔及杂基溶孔等。压汞资料统计表明，储层孔喉结构非均质性较强，具有“小孔喉、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。

平均地温梯度为3.27℃∕100 m，气层段温度在66.4～74.2℃之间，属于正常温度系统。地层压力系数在0.74～0.93之间，平均值0.87，属于低压气藏。

2 压裂工艺技术研究［1-5］

2.1 压裂设计优化技术

利用气藏数值模拟软件研究了不同物性条件下，气井对裂缝长度和导流能力的不同需求等问题，并对永和气田分别做了5种渗透率等级的裂缝参数优化，基本涵盖了永和气田特低渗、低渗、平均渗透率及相对较高的渗透率情况。最终通过散点回归的方法，得到有效渗透率与优化缝长和导流的关系图版，这是压裂方案、施工参数和工艺优化的基础（表1）。

表1 永和气田裂缝参数优化结果

利用3D 裂缝模拟软件研究了裂缝纵向延伸规律，同时研究了不同物性条件下，压裂方案优化目标所需的施工参数，包括前置液百分数、排量、砂量和砂比等（表2、图1～4）。

2.2 压裂液配方优化技术

2.2.1 压裂液配方优化

图1 前置液量与动态比关系

图2 排量与产层厚度关系

图3 加砂量与缝长关系

图4 平均砂比与导流能力关系

表2 压裂加砂量、砂比、施工排量、支撑剂半长优化设计结果

稠化剂：0.5%～0.55%辽河瓜胶或0.45%～0.5%特级瓜尔胶；交联剂：0.3%～0.25%有机硼交联剂；助排剂：0.3%FR-CL／LH-Ⅺ；粘土稳定剂：1.0%KCl；起泡剂：0.3%EOR-HTFO／LH-Ⅶ；温度稳定剂：0.08%；杀菌剂：0.1%甲醛；pH 值调节剂：0.12%Na2CO3、0.02%～0.03%NaOH；破胶剂：0.0015%～0.03%胶囊破胶剂＋0.002%～0.02～0.06%过硫酸铵。

2.2.2 压裂液的性能参数

①基液性能：基液pH 值：9.0～10.0；基液粘度：57～69 mPa·s；交联时间：70～110 min（性能良好，可形成挑挂的粘弹性冻胶）；②压裂液在80℃的耐温耐剪切性能：90 min时的粘度为98.5 mPa·s。

2.3 压裂现场施工技术

2.3.1 变排量施工技术

永和地区含气层在平面和纵向上连续性较差，压裂施工压力变化较大，通过调整排量才能保持裂缝的稳定和恒速扩展，并防止压裂过程中的砂堵问题。压裂时，采用低排量泵注前置液或注入部分低粘混砂液，然后瞬间提高泵注排量（根据油层情况，可一次或多次地进行排量跃变），同时在保证不发生砂堵的前提下，尽可能快地逐次提高砂比，直至施工结束。通过排量的瞬间跃变，可在控制压裂裂缝缝口高度向下延伸的同时，将支撑剂输送至裂缝更深处，以增大支撑缝长、提高裂缝的导流能力。

（1）低排量泵注前置液。低排量泵注可在近井裂缝内形成砂堤I区的砂堤沉降，在裂缝的底界面桥架一个低渗透或不渗透的人工隔层。该隔层有两个作用：一是在随后的携砂液进裂缝时，它将限制或阻止高压流体的高压向下传递，从而改变缝内垂直方向上流压分布；二是它还起到了转向剂的作用，使后来注入的携砂液转为向水平方向流动，尽可能将支撑剂带入地层深处，增加有效缝长。

（2）瞬间提高排量。瞬间提高排量可使高浓度的I、Ⅱ区变薄、悬浮区Ⅲ变厚，能将更多的支撑剂带入裂缝深处。由于滤失、摩阻损失等原因，砂堤在较远处又会形成动平衡，若在瞬间提高排量，可破坏此平衡，将支撑剂推向更远处。

2.3.2 变破胶剂比例施工技术

随裂缝温度场的变化，破胶剂的比例随之变化，从而保证快速破胶。通过调整破胶剂比例来适应不同温度场的破胶时间，从而达到最佳的破胶效果。不同比例的过硫酸盐在不同温度时的破胶效果见表3，可以看出，在地层温度为80℃以上时，具有较好的效果，在较低温度时（50℃以下），破胶剂难以达到预期的效果。

2.3.3 组合支撑剂段塞压裂技术

该压裂技术是在施工过程中的不同阶段加入不同粒径的陶粒，分别填充在不同宽度的人工裂缝内部，这既起到了降滤、又达到了合理支撑的目的。较大粒径的颗粒可打磨与主裂缝连通较窄的拐弯处，使裂缝通道变得更光滑，流动阻力减小。具体来说，如果砂比不按照由小到大的程序进行，如一开始就采用较大的砂比和较大的砂粒，则会产生裂缝全部在缝口附近堵死的情况（图5C）；如果采用常规的低砂比粉陶进行全程充填，此时仍存在多裂缝同时延伸的情况，效果仍很差（图5A）。理想的工艺过程是一开始就采用低砂比、小粒径颗粒，先封堵较窄的裂缝，随着压裂的进行，各裂缝逐渐变宽，此时可采用逐渐增大砂粒、适当增加砂比的办法，这将产生较好的压裂效果（图5B）。组合支撑剂段塞压裂技术的优点：粉陶首先进入压裂时形成的细微裂缝或地层本身的微裂缝中，而中陶可封堵较宽的裂缝，从而有效地堵塞多裂缝，这样有利于主裂缝的形成，提高压裂施工的成功率。

表3 不同温度场内不同比例破胶剂的降粘率

图5 组合支撑剂段塞作用机理

2.4 液氮拌注施工技术

该技术采用氮气泵注车将液体N2经过地面或井口三通与压裂液混合注入井内，利用液体N2与压裂液的混合液进行加砂压裂施工。由于N2在温度和压力达到一定值后转变为气态，与液体中的发泡剂、助排剂等聚合物汇合变成泡沫，分散在混合液中，使其体积膨胀，降低了液体密度，从而提高了液体的返排速度。

液氮拌注施工可以较好地解决低压气井的排液问题，液氮拌注比例一般控制在2.0%～4.0% （表4）。90%以上的压裂井都能实现压后排液一次成功，减少了对地层的二次污染。

表4 注氮排量及伴注比例推荐

3 现场实施

按照上述的压裂设计思路，2011年对永和气田进行了36 井次的压裂施工，平均单层加砂40.14 m3，平均单层伴注液氮16 m3，平均返排率89.3%。其中，永和1 4井山1层，射孔井段为2 2 6 6.0～2 271.8 m，射孔厚度为5.8 m，测井解释结果表明压裂层段上下部有较好泥岩隔层，储层物性较好。由于该井射孔厚度大，层间非均质性较强，采用了大排量设计（3.0m3／min）；同时全程液氮伴注。本次施工累计泵入前置液35.8 m3、携砂液147.6 m3、液氮14.0m3、顶替液6.8 m3、陶粒30.0m3。压后30 min立即返排，返排86 m3后，油压降为0，改用液氮气举，最终返排率达到90.6%。压后试气求产，产量达28 105 m3／d，取得了较好的压裂增产效果。