混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

毕曼 ，杨映洲 ，马占国 ，肖元相 ，李小玲 ，赵倩云 ，王大武

（1．中国石油长庆油田公司油气工艺研究院，陕西 西安 710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710021；3．中国石油长庆油田公司第三采气厂，陕西 西安 710018；4.中国石油长庆油田公司矿区事业部，陕西 西安 710021）

0 引言

苏里格致密砂岩气藏前期水平井主要采用交联冻胶压裂液［1-3］携带高浓度支撑剂的常规水力压裂，这种压裂能形成具有高导流能力的裂缝，在低渗砂岩储层Ⅰ+Ⅱ类井见到良好增产效果。但随着气田进一步的勘探和开发，常规水力压裂对于低渗致密砂岩储层Ⅲ，Ⅳ类井增产幅度较低。另外，高黏度的交联冻胶压裂液残渣对储层伤害较大［4-6］，且施工成本较高。近年来，混合压裂工艺由于“低伤害、控缝高、造缝长、低成本”等特点逐渐为国内外油气田应用，成为致密油气藏增产的有效手段之一［7-8］。

1 技术现状

周宗强等［9］应用混合水力压裂工艺在长庆油田致密油藏取得成功，在同一致密油藏区块比常规压裂井增产 3倍以上。J.A.Coronado［10］针对俄克拉荷马Anadarko盆地致密气层分别进行混合压裂、交联冻胶液压裂和清水压裂模拟，对比分析了不同的裂缝形态和施工费用。J.A.Rushing等［11］在美国东得克萨斯盆地的博瑟尔（Bossier）致密含气砂岩层带，利用裂缝长度、导流能力、短期压力恢复测试，并结合长期天然气产量数据的递减类型曲线，分析评价增产效果。结果表明，混合压裂技术能使压裂裂缝获得较大的有效长度和较高的导流能力。P.J.Handren等［12］在东德克萨斯洲棉花谷6口井成功应用混合压裂，研究了支撑剂铺置理论并优化了设计，与周边邻井比较，增产效果明显。

为了进一步提高长庆气田水平井单井产量，降低施工成本，本文研究了混合压裂工艺在苏里格致密砂岩气藏水平井的应用并进行了效果分析。

2 苏里格致密气藏概况

苏里格气田致密砂岩气资源量为6.6×1012m3，上古生界致密气储层岩性主要是石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，以溶孔、晶间孔为主，孔喉半径0～2 μm，储层裂缝不发育［13-14］。 渗透率小于 1.00×10-3μm2的储层占88.6%，其中小于0.10×10-3μm2的占28.4%。覆压条件下，基质渗透率小于1.00×10-3μm2的Ⅲ，Ⅳ类储层占89%，具有典型的致密气储层特征（见表1）。

表1 低渗致密储层综合分类评价标准

前期的探索试验和应用表明，常规压裂对于苏里格低渗气藏Ⅰ+Ⅱ类井增产效果明显，但对于Ⅲ，Ⅳ类致密气藏井收效甚微。通过对苏里格致密气藏有效渗透率数值模拟分析，认为主裂缝长度对致密砂岩改造效果有较大影响，而支撑导流能力对改造效果影响相对较小，渗透率越低，相对增产幅度越大（见图1、图2）。该研究还证明，低导流长缝比高导流短缝更适合致密气层［15］。

图1 裂缝半长对改造效果的影响

图2 导流能力对改造效果的影响

3 混合压裂

“混合压裂”是指采用降阻水、线性胍胶和交联冻胶液等不同类型的压裂液体系依次进行压裂作业，低黏度的降阻水或线性胍胶作为前置液进入地层延伸裂缝，交联冻胶液携带高浓度支撑剂沿着最小阻力方向流入地层进行支撑剂的铺置［16］，其原理示意见图3。

如图3所示，区域1是低黏度液体或滑溜水作为前置液进入地层，区域2是高黏度交联冻胶携不同粒径支撑剂进入裂缝阶段，区域3是用低黏度液体或滑溜水顶替并隔离阶段。

与常规压裂相比，混合压裂具有以下优点：1）混合压裂增大了低黏度液体比例，易产生复杂缝网；2）混合压裂采用大排量泵送，减少液体滤失，避免支撑剂过早沉降，提高支撑缝长，易产生低导流长裂缝，增大了储层改造体积；3）混合压裂减少了高黏度交联冻胶压裂液比例，压后易破胶、易返排，降低了储层伤害；4）混合压裂降低了施工费用。

图3 混合压裂概念示意

4 裂缝模拟分析

为了进一步说明2种压裂工艺形成裂缝的不同形态特征、导流能力等因素对致密气储层的影响，采用StimPlan三维裂缝模型，针对2种压裂工艺进行了模拟，施工参数见表2，裂缝模拟结果见图4。

表2 2种压裂工艺模拟施工参数

图4 常规压裂与混合压裂裂缝模拟对比

由图4和图5可知，常规压裂理论裂缝半长284.5 m，支撑裂缝半长190.4 m，最大缝高70.8 m，平均缝宽0.76 cm，平均导流能力31.2 μm2·cm。混合压裂理论裂缝半长387.6 m，支撑裂缝半长304.9 m，最大缝高53.3 m，平均缝宽 0.53 cm，平均导流能力 8.6 μm2·cm。

该模拟结果说明：混合压裂设计能够大幅提高支撑裂缝缝长，增大低渗储层泄气面积，从而提高单井产量；混合压裂设计的支撑缝高较小，有助于减少压裂液和支撑剂在非生产层的浪费；混合压裂设计的裂缝内平均支撑宽度略窄、平均导流能力减小，但支撑导流能力对改造效果影响相对较小。因此，软件模拟的裂缝形态符合2种压裂工艺的技术原理，也印证了国外的相关研究成果。

5 裂缝监测结果

采用井下微地震裂缝监测技术［17-18］，进一步分析了常规压裂和混合压裂的裂缝展布特征（见图5）。

图5 井下微地震裂缝监测对比

如图5所示，在苏里格东区致密气藏中，选取2口储层特征相近的水平井（苏东X-YH1和苏东X-YH2井）开展了井下微地震裂缝监测。苏东X-YH1井水平段长944 m，采用常规压裂改造7段，试气无阻流量0.62×104m3/d；苏东 X-YH2井水平段长 1 000 m，采用混合压裂改造8段，试气无阻流量15.03×104m3/d，增产效果明显。

1）混合压裂能够横向突破阻滞带，易形成长而窄的裂缝。苏东X-YH1井第2段监测到的微地震事件显示，裂缝方位N90°E，裂缝东翼长度60 m，西翼210 m，形成的微地震事件带宽120 m（见图5a）。苏东X-YH2井监测到的微地震事件显示，裂缝方位为N107°E，裂缝西北翼长320 m，东南翼长80 m，监测到的微地震事件带宽达到110 m（见图5b）。

2）混合压裂更有效控制缝高。苏东X-YH1井监测到裂缝深度2 840～2 894 m，高度为54 m，与校深测井图对比，裂缝高度向盒8储层下部扩展。苏东X-YH2井监测到裂缝深度2 883～2 931 m，高度为48 m，裂缝高度未能突破储层。

6 应用效果

苏里格东区储层有效渗透率平均值为0.084×10-3μm2，是典型的致密砂岩储层。前期改造以常规压裂为主体技术，但改造效果远不及苏里格中区和西区。2012—2013年，苏东水平井开展混合压裂试验，采用基液延伸缝网系统，扩大渗流面积，改造体积（SRV）增大2倍以上（见表3），增产效果明显提高。

苏东水平井规模应用混合压裂35口井，平均试气无阻流量32.3×104m3/d，达到前期水平井的1.3倍，大幅提升了苏东水平井的单井产量（见表4）。同时压后破胶更有效，提高了返排效率，减少了化学添加剂用量，降低了聚合物伤害，一次作业可以节省化学药品费用约20%。因此，针对低渗致密砂岩储层Ⅲ，Ⅳ类井，混合压裂是提高单井产量的有效手段之一。

表3 混合压裂与常规压裂单井施工参数对比

表4 苏里格东区常规压裂和混合压裂应用效果对比

7 结论与建议

1）对比混合压裂和常规压裂模拟的裂缝形态，分析了2种压裂工艺井下微地震监测结果，认为混合压裂造成的低导流长裂缝比常规压裂造成的高导流短裂缝更适合低渗致密砂岩气层Ⅲ，Ⅳ类井，并在苏里格东区致密气藏实际生产应用中取得了较好的增产效果。

2）虽然混合压裂对于致密砂岩储层增产有效，但仍有很多问题有待解决。如何将混合压裂工艺与体积压裂理念相结合，优化压裂设计方案，进一步提高致密砂岩气藏单井产量，还需进行更多的现场试验。应对生产井数据进行标准递减曲线分析，并结合油藏工程数据，进一步评价混合压裂和常规压裂对致密砂岩水平井的作用。

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