苏里格气田致密砂岩气藏水平井体积压裂矿场试验

马旭，郝瑞芬，来轩昂，张燕明，马占国，何明舫，肖元相，毕曼，马新星

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室）

苏里格气田致密砂岩气藏水平井体积压裂矿场试验

马旭1,2，郝瑞芬1,2，来轩昂1,2，张燕明1,2，马占国1,2，何明舫1,2，肖元相1,2，毕曼1,2，马新星1,2

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室）

基于苏里格气田致密砂岩储集层天然微裂缝发育情况、岩石脆性、两向应力等地质条件，分析苏里格气田采用体积压裂技术增产的可行性，并通过现场试验进行验证。苏里格气田致密砂岩天然微裂缝较发育、裂缝复杂指数主要分布在0.3～0.5、岩石脆性指数分布在36～52、两向应力非均质系数为0.17，对比国外非常规气藏开发经验，苏里格气田具备开展体积压裂试验的地质条件。通过室内模拟和现场先导性试验研究，形成了“低黏度液体造缝、高黏度液体携砂、多尺度支撑剂组合、高排量大规模注入”的体积压裂工艺技术。截至2013年底，已在苏里格气田试验42口水平井，投产初期日均产气量是邻近常规压裂水平井的1.2倍，实现了苏里格气田水平井单井产量的大幅提高。图12表4参15

苏里格气田；致密砂岩；体积压裂；天然裂缝；脆性；水平井；裂缝监测

1 苏里格气田体积压裂矿场试验背景

苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内，构造上隶属伊陕斜坡，主力产层为二叠系石盒子组，岩性以岩屑砂岩为主，平均孔隙度5%～12%，平均渗透率（0.01～2.00)× 10−3μm2，为典型的致密砂岩气藏，储集层横向非均质性强，纵向多期叠置，压力系数低，开发难度大。气田2002年开始水平井开发试验，2008年开展水平井压裂技术攻关试验，初步具备分段压裂能力，2010—2011年水平井规模应用，分段压裂水平不断提高，形成了水力喷砂分段压裂[1-2]和裸眼封隔器分段压裂两大主体技术，施工排量达到4.0 m3/min，分压段数达15段。水平井初期产量为（3.0～5.0）×104m3/d，是邻近直井的3～5倍。水平井多段压裂技术取得突破性进展，增产效果显著，促进了水平井的规模应用。但是，苏里格气田部分井产量低，特别是以苏里格气田东区为代表的致密砂岩，储集层平面非均质性更强，主力砂层和单砂层厚度薄，井筒周围有效泄流范围小，直井、水平井改造后仍不能满足整体有效开发的需求，亟待寻求进一步提高单井产量的有效开发技术。

水平井钻井技术、水平井体积改造技术、微地震实时诊断技术已成为北美实现“页岩气革命”的三大关键技术，国内各大油气田也借鉴国外体积改造成功经验，展开了对致密油气藏的探索研究[3-4]。2012年长庆油田借鉴国外非常规气藏体积压裂理念，在致密油气田开展体积压裂先导性试验。油田17口直井投产半年，日均产量比邻井增长46%，6口水平井比常规水平井单井日产量提高6 t[5-6]；气田6口直井平均日产气量1.4×104m3，增产效果明显（见表1）。体积压裂先导性试验在长庆致密油气田取得良好的增产效果。

表1 苏里格气田东区试验井组混合水压裂参数及效果

本文基于苏里格气田致密砂岩储集层渗透率、天然微裂缝发育情况、岩石脆性、两向应力等地质条件，分析苏里格气田采用体积压裂技术增产的可行性，在先导性试验取得一定认识的基础上开展气田水平井体积压裂试验，寻求提高苏里格气田致密气藏单井产量的途径，明确水平井分段压裂攻关试验方向。

2 苏里格气田体积压裂的地质条件

体积压裂突破了传统的增产机理，将以提高人工裂缝泄流面积为目标转变为扩大裂缝与气藏的接触体积，将储集体“压碎”，实现人造“渗透率”，大幅度提高单井产量，提高气藏最终采收率[7]。

通过系统分析美国Barnett页岩气地质特征与体积压裂技术模式，明确天然裂缝、最大水平主应力与最小水平主应力的应力差、岩石脆性等是影响体积压裂的关键因素[8]。天然裂缝与人工裂缝相互沟通，能够较大程度地增加裂缝的复杂程度；水平两向应力差是沟通天然裂缝与人工裂缝的主控因素之一，两向应力差较小，有利于裂缝转向、弯曲等，较易形成复杂裂缝，反之则较难形成复杂裂缝；此外，高岩石脆性是保持复杂裂缝导流能力的关键，岩石的弹性模量越高，岩石越坚硬，脆性指数越高，越易产生剪切破坏，易形成剪切裂缝及粗糙的节理并保持张开状态和一定的导流能力[9]。

2.1 天然裂缝发育情况

苏里格气田东区储集层孔隙类型可以分为3种：粒间孔-溶孔型、溶孔-晶间孔型、晶间孔型，部分发育高角度天然裂缝（见图1），同时广泛发育交错层理。具备形成一定复杂缝网的基础，有助于体积压裂改造中产生相对复杂裂缝。

图1 苏1-1井石盒子组裂缝成像图

Cipolla C L等[10-11]用裂缝复杂指数（FCI）描述水力压裂裂缝类型和形态的复杂性，进而反映体积压裂改造的效果。裂缝复杂指数是微地震监测的水力压裂缝网宽度（Xn）与长度（2Xf）的比值[10]，即

FCI值越大，说明产生的裂缝越复杂、越丰富，形成的改造体积越大，改造效果越好。苏东1-1井是苏里格气田的一口体积压裂水平井，将微地震监测获得的裂缝宽度和半长带入（1）式，计算得到该井的裂缝复杂指数主要分布在0.3～0.5，与国外气田气井体积压裂后形成的人工裂缝复杂指数[10]（见图2）对比可知，苏里格气田通过体积压裂能够形成一定的复杂裂缝。

图2 国内外气田气井体积压裂后形成的人工裂缝复杂指数

2.2 砂岩储集层两向应力

用水平两向应力非均质系数（Kh，定义为最大水平主应力与最小水平主应力之差与最小水平主应力比值）描述裂缝形态。根据物模实验和软件模拟结果：当Kh大于0.2时，水力裂缝趋向于单一缝（见图3），当Kh为0～0.2时，水力裂缝趋向于一定程度的复杂裂缝或者网状裂缝。对苏里格气田不同区块石盒子组盒8段（H8段）48块岩心进行岩心应力实验，结果（见表2）表明，苏里格气田东区H8段砂岩Kh值为0.169，中区Kh值为0.170。表明苏里格气田石盒子组H8段砂岩能够形成相对复杂的裂缝。

图3 水平两向应力非均质系数与裂缝形态图

表2 苏里格气田H8段砂岩储集层岩心应力测试结果

2.3 岩石脆性评价

岩石力学定义岩石脆性为物体受力后变形很小时就发生破裂的性质。工程上一般把岩石分为3类：破裂时轴向应变小于0.03为脆性岩石，0.03～0.05为半脆性岩石，大于0.05为塑性岩石[12]。对苏里格气田东区H8段砂岩储集层岩心进行岩石应力-应变室内实验分析，得出H8段砂岩破坏前轴向应变为0.010～0.015（见图4），小于0.03，属于脆性岩石。

图4 苏1-3井H8段砂岩岩心应力-应变图（围压20 MPa）

岩石脆性指数是在北美页岩气开发中总结出来的判断储集层可压性的参数，其值大于40时，易形成复杂裂缝，脆性指数越高，压裂形成的裂缝网络越复杂[13]。岩石脆性指数计算公式为[13]：

式中 EBRIT——归一化后的弹性模量，无因次；υBRIT——归一化后的泊松比，无因次；Ec——综合测定的弹性模量，MPa；Ecmax，Ecmin——综合测定的弹性模量最大值、最小值，MPa；υc——综合测定的泊松比；υcmax，υcmin——综合测定的泊松比最大值、最小值；BRIT——岩石脆性指数，无因次。

由（2）～（4）式计算得到苏里格气田H8段砂岩储集层的脆性指数主要分布在36～52（见图5）。

2.4 储集层渗透率

针对苏里格气田地质、生产情况，结合体积压裂形成的复杂裂缝形态，建立气藏水平井数值模型。模型大小2 000 m×800 m×15 m，网格步长20 m×20 m× 5 m，取水平段长度1 200 m、裂缝条数12条、主裂缝长度440 m、簇间距20 m、次裂缝间距20 m、主裂缝导流能力40 μm2·cm、次裂缝导流能力4 μm2·cm。设置不同的基质渗透率模拟对比水平井生产10 a的增产倍数（体积压裂水平井产能与常规压裂水平井产能之比）。模拟结果表明，体积压裂形成了一定的复杂裂缝网络，增大了储集层的有效接触面积，泄气面积明显大于常规分段压裂工艺水平井。随着渗透率减小，体积压裂水平井增产倍数明显增大，当渗透率为（0.1～1.0）×10−3μm2时，增产倍数达到1.175～1.500（见图6）。苏里格气田东区H8段渗透率为（0.018～0.320）×10−3μm2，实施体积压裂具有一定的增产空间。

图5 苏1-2井H8段储集层脆性指数评价成果图

图6 基质渗透率与增产倍数的关系

3 体积压裂工艺设计模式

3.1 压裂工艺

国外致密油气层体积压裂的主要特点是基于“大排量、大液量、低砂比、小粒径”的参数设计模式，采用水平井裸眼封隔器分级压裂、速钻桥塞分级压裂等工艺[14-15]。

2012年，考虑到苏里格气田水平井采用Φ152.4 mm钻头裸眼完井，在不改变现有井身结构的前提下进行体积压裂初步探索，选择Φ114.3 mm基管裸眼封隔器开展水平井体积压裂的先导试验，施工排量达到6～10 m3/min，最高分压段数达到23段。

采用不同类型的前置液进行水平井体积压裂效果对比。当前置液为100 m3滑溜水+140 m3基液，施工排量为8 m3/min时，裂缝监测结果显示：裂缝方位近东西向，与苏里格气田H8段储集层最小主应力方向垂直，呈不对称分布，西北翼长205 m，带宽170 m，高度79 m，经计算储集层改造体积约为485×104m3；当前置液只用230 m3基液，施工排量为10 m3/min时，裂缝西北翼长220 m，带宽55 m，裂缝高度48 m，储集层改造体积约为156×104m3。裂缝监测表明，前置液采用滑溜水+基液组合时较单独采用基液形成的水力裂缝带宽大，裂缝较复杂（见图7、图8）。

图7 苏1-6井前置液为滑溜水+基液时的井下微地震监测图

图8 苏1-6井前置液为基液时的井下微地震监测图

通过大量室内基础实验、直井现场先导性试验不断优化压裂参数和工艺，苏里格气田最终形成了“低黏度液体造缝、高黏度液体携砂、多尺度支撑剂组合、高排量大规模注入”为主导的水平井体积压裂工艺。

3.2 体积压裂关键参数

储集层改造体积是指通过体积压裂形成的复杂缝网范围的总体积。传统的低渗透储集层压裂主要设计两翼对称的单条细长裂缝，裂缝的设计以优化导流能力和缝长为主；而体积压裂理念以设计缝网为目标，缝网的设计以优化改造体积为主。

采用不同压裂工艺对苏里格气田同区块目的层物性（平均孔隙度8.5%，渗透率0.51×10−3μm2，含气饱和度57.3%）相近的水平井进行压裂，施工参数见表3。由井下微地震裂缝监测结果可知，常规压裂工艺水平井半缝长120～240 m，带宽65～165 m，裂缝高度为34～54 m，储集层改造体积约272.0×104m3；体积压裂工艺水平井半缝长180～390 m，带宽100～310 m，裂缝高度为42～79 m，储集层改造体积约1 035.0×104m3。可见体积压裂工艺形成的裂缝长度、带宽和高度均高于常规压裂工艺（见图9），改造体积也达到了常规压裂工艺改造井的3倍多。

表3 苏里格气田体积压裂与常规压裂水平井参数对比

图9 不同改造工艺下水平井微地震裂缝监测俯视图

在此基础上，在苏里格东区又进行了4口目的层物性相近（平均孔隙度7.9%，平均渗透率0.41×10−3μm2，含气饱和度56.5%）水平井的压裂对比试验，通过井下微地震裂缝监测分析砂量（分别取30 m3、40 m3、50 m3、70 m3、100 m3）和注入液量（分别取300 m3、400 m3、500 m3、600 m3、700 m3、800 m3、1 000 m3、1 500 m3）对改造体积的影响，排量分别取3.5 m3/min、4.0 m3/min、6.0 m3/min、8.0 m3/min、10.0 m3/min，进行分组对比组合。对比研究表明：①在砂量和注入液量相同的情况下，随着排量的增加，储集层改造体积增加（见图10），当体积压裂排量为6～10 m3/min时（常规压裂工艺排量3～4 m3/min），储集层改造体积达（400～906）×104m3，是常规压裂工艺改造体积（170×104m3）的2倍多。②在砂量和排量相同的情况下，随着注入液量的增加，储集层改造体积增加（见图11），当体积压裂注入液量为700～1 500 m3时，改造体积达到（400～900）×104m3。所以，提高施工排量和增大注入液量可以有效地增加储集层改造体积。

图10 压裂液排量与改造体积关系图

图11 注入液量与改造体积关系图

4 现场试验及效果评价

截至2013年底，已在苏里格气田试验体积压裂42口水平井，平均入地液量5 510.0 m3，施工排量8.0～12.0 m3/min，平均无阻流量62.9×104m3/d，是邻近常规压裂工艺水平井的1.5倍，体积压裂井投产后初期平均日产气量（6.2×104m3）是邻近常规压裂工艺水平井的1.2倍（见表4），显示出较好的改造效果。

表4 苏里格气田H8段体积压裂水平井与邻近相似水平井参数比较

苏里格气田东区水平井体积压裂试验9口井，平均分压8.5段，最大加砂量1 091.0 m3，最大注入液量10 791.0 m3，裂缝监测显示储集层改造体积相对常规压裂水平井增大2～4倍，平均无阻流量44.7×104m3/d，是常规压裂水平井的1.8倍（见图12），初期日产气量5.2×104m3/d，为区块常规压裂水平井初期日产气量（3.0×104m3/d）的1.7倍，体积压裂大幅提高了苏里格气田东区致密储集层水平井单井产量。

图12 苏里格气田东区水平井试气效果图

5 结论

苏里格气田致密砂岩储集层渗透率、天然微裂缝发育情况、岩石脆性与两向应力等方面的研究表明苏里格气田具备开展体积压裂试验的地质条件。

结合苏里格气田致密砂岩储集层特点形成的“低黏度液体造缝、高黏度液体携砂、多尺度支撑剂组合、高排量大规模注入”的体积压裂工艺在苏里格气田应用见到初步效果。裂缝监测结果表明，水平井体积压裂形成了一定复杂裂缝，增大了储集层改造体积。

截至2013年底，已在苏里格气田开展体积压裂工艺试验42口井，投产初期日均产气量是邻近常规压裂水平井的1.2倍，改造效果良好。

裸眼封隔器分段压裂工艺的封隔有效性影响体积压裂的效果评价，下一步需要在固井完井条件下开展桥塞分段多簇压裂试验，进一步探索苏里格气田体积压裂增产的新途径。

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（编辑 郭海莉 绘图 刘方方）

Field test of volume fracturing for horizontal wells in Sulige tight sandstone gas reservoirs

Ma Xu1,2,Hao Ruifen1,2,Lai Xuan’ang1,2,Zhang Yanming1,2,Ma Zhanguo1,2,He Mingfang1,2,Xiao Yuanxiang1,2,Bi Man1,2,Ma Xinxing1,2
(1.Oil &Gas Technology Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China;2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil &Gas Fields,Xi’an 710018,China)

Based on the development degree of natural micro-fractures,rock brittleness and two-direction stress and other geological conditions of the Sulige gas field,the feasibility of using volume fracturing to increase production was analyzed and verified by field test.The Sulige gas field,a typical tight sandstone gas reservoir,has developed natural micro-fractures,with fracture complex index of 0.3−0.5,rock brittleness index of 36−52 and two-direction stress heterogeneity factor of 0.17.From the development experiences of unconventional gas reservoirs abroad,the geological conditions in the Sulige gas field is suitable for volume fracturing.Through lab experiments and pilot field tests,a volume fracturing technology for horizontal wells has been developed,which features “fracturing with low-viscosity liquid,carrying proppant with high-viscosity liquid,combination of multi-scale proppants,and massive fracturing at a high injection rate”.The technique had been applied in 42 wells of the Sulige tight gas field by the end of 2013.The initial production of wells treated by this approach is 1.2 times that of the adjacent wells treated by conventional fracturing,indicating that the technique can enhance the production of the horizontal wells in the Sulige gas field substantially.

Sulige gas field;tight sandstone;volume fracturing;natural fracture;brittleness;horizontal well;microseismic monitoring

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“致密气藏开发重大工程技术研究”（2010E-23）

TE357.1

：A

1000-0747(2014)06-0742-06

10.11698/PED.2014.06.15

马旭（1965-），女，甘肃庆阳人，中国石油长庆油田分公司高级工程师，主要从事油气田改造方面的研究及技术管理工作。地址：陕西省西安市未央区明光路，中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，邮政编码：710021。E-mail:mx_cq@petrochina.com.cn

2013-07-23

2014-07-11