延川南致密砂岩压裂关键技术应用

周成香，谢先平，胡圆圆

（1.中国石化华东分公司非常规指挥部，山西 乡宁 042100；2.中国石化华东分公司物探研究院，江苏 南京 210007）

1 延川南区块致密砂岩气藏概况

我国致密砂岩气藏分布广泛、类型多样，主要包括4大含气区：川西超致密砂岩含气区、松辽断陷致密砂岩含气区、准南深埋致密砂岩含气区和鄂尔多斯深盆含气区[1]。延川南区块位于鄂尔多斯盆地东南缘，该区块致密砂岩主要分布在万宝山构造带，该构造带砂体致密、低孔、低渗，砂岩上部主要为泥岩，下部以砂岩为主，伴有少量泥岩，上下岩层含水性弱，上下盖层具有相对较好的封盖能力。地层温度低（35℃），地温梯度为2.99℃/100m。待改造层段地层渗透率0.041×10-3μm2，地层原始压力为5.36 MPa，压力系数0.56，渗透性差，压力系数低，导致储层渗流条件差、气藏单井自然产能低。延川南区块万宝山构造带已钻6口井，其中有5口显示气测异常，累计厚度169.53m，累计层数51层。万宝山构造带砂岩气层总体层数相对较多，单层厚度大，累计厚度相对可观，可作为致密砂岩气勘探的目标区。

2 致密砂岩气藏压裂技术难点及对策

延川南致密砂岩储层不仅储层物性差，且黏土含量相对较高，在压裂过程中极易造成水锁及水敏伤害。此外，大量压裂液长时间滞留地层会造成有效裂缝的长度降低[2-3]。因此，如何降低压裂液对储层伤害并提高压裂液的返排率是改善压裂效果的核心技术。

针对延川南致密砂岩特性，开展了压裂液体系的优化研究，参考国内致密砂岩压裂经验，采用低伤害、强化破胶、高效返排的压裂液体系，配以纤维加砂、液氮伴注和压后返排控制技术，可使低渗致密砂岩气藏得到充分改造。

3 低伤害增效压裂液体系评价

3.1 多功能增效剂优化

为了改善压裂液的综合性能，根据压裂施工时间和储层温度，在对压裂液耐温、抗剪切性能调试的基础上，现场采用一种集助排、防膨和降滤效果于一体的含有机阳离子和非离子表活剂基团低分子量高聚合物多功能增效剂BM-B10[4]。

开展了压裂液稠化剂浓度优化和添加剂优选的室内试验，进一步降低了稠化剂浓度，优选出35℃条件下满足压裂需要的超低稠化剂浓度压裂液配方：当稠化剂浓度降低到0.2%～0.25%时，压裂液的破胶液残渣和水不溶物较0.3%～0.4%时低得多，稠化剂的压裂液体系残渣含量降低了21%，有效减少了对地层的污染，并且裂缝渗透率可提高25%左右（图1）。

图1 不同浓度稠化剂条件下对应的地层伤害率Fig.1 The corresponding formation damage rates under different concentrations of thickener

3.2 低温催化破胶剂量优化

在目的层温度较低，破胶困难的情况下，采取低温催化破胶技术可使压裂液破胶迅速、彻底，施工结束后液体快速返排。通过对室内在35℃和25℃静态破胶性能检测发现，浓度在0.1%MG时破胶效果较好（表1和表2）。根据施工时间及裂缝中压裂液温度剖面，对不同压裂液阶段采取不同的破胶浓度，即采用分段破胶，使压裂液的破胶时间与施工时间相一致。这样既能保证压裂液的造缝与携砂能力，又能使压裂液在施工结束后快速破胶、水化返排，减少压裂液对地层的伤害。

表1 35℃静态破胶性能检测Table 1 Static gelout performance detection under 35℃

表2 25℃静态破胶性能检测Table 2 Static gelout performance detection under 25℃

综合考虑延川南致密砂岩的地质特征，在室内试验基础上优选出具有低伤害、携砂能力强、高效返排等特性的压裂液。该压裂液配方：0.25%GRJ-11+0.1%WDS-2+0.5%WD-5+0.5%WD-12+0.5%BMB10+0.25%Na2CO3。

交联剂：WD-4，0.25%；破胶助剂：三乙醇胺，0.1%。

3.3 “纤维+液氮”高效返排工艺技术

针对地层压力低、压裂液返排速度及返排率低的问题，提出“纤维+液氮”高效返排工艺技术[5]，以增加压裂液返排压差和避免支撑剂回流，同时加大压裂液的返排速度。根据地层压力、储层埋深、启动压力优化液氮的用量，现场推荐液氮用量5%～7%，同时根据国内外试验，纤维的质量浓度为5%时，导流能力的损失率要比其它三种质量浓度（10%、15%和20%）小20%以上[6]。

采用纤维增强加砂压裂工艺,排液速度明显加快,排液时间显著缩短,见气时间显著提前,达到了“能快速、高效排液,避免支撑剂回流返吐”的应用效果[7]。因此，可利用纤维的物理支撑作用，改善压裂液性能，提高携砂能力。人工裂缝中加入纤维可用少量线性胶溶液实现高砂比泵注，既可降低液体用量，又能增大支撑剂输送距离以改善支撑剂的铺置剖面降低稠化剂浓度，达到降低裂缝内伤害、控制缝高，保持裂缝高导流能力的目的。

4 压裂施工参数优化

4.1 压裂规模优化

该井压裂目标层闭合应力约为16 MPa，考虑支撑剂耐压性、价格，作业安全等因素，且该低渗储层所需的裂缝导流能力相对较低，需优选各项检测指标符合行业标准。选用价格便宜的20/40目石英砂作为施工的支撑剂。以“造长缝、提高储层渗流面积、力争沟通远井天然裂缝”为目的，应用FracproPT软件对不同加砂规模进行模拟（图2）。可以看出：加砂规模越大，裂缝越长、缝高越大、裂缝导流能力也越大。当加砂量超过30m3以后，缝长增长变缓、而缝高增长加快、裂缝导流能力增幅减缓。因此，该段加砂规模在25～30m3较为合适。

图2 不同加砂规模与裂缝参数关系曲线Fig.2 Relation curves of different gravel input scales and fracture parameters

4.2 施工排量优化

图3 不同延伸压力梯度、不同排量下ϕ73mm油管注入的施工泵压Fig.3 Construction pump pressure of injectedϕ73mm tubing under different extension of pressure gradient and different displacement

由于致密砂岩压裂采取低排量造长缝，同时压裂液含酸，为了更好控制施工排量、保护套管及压后期放喷井控等因素采取了下油管压裂方式。该井油层套管ϕ139.7 mm，采用ϕ73 mm油管进行加砂压裂改造施工。设计施工排量与泵注压力应保证套管、油管、井口、地面高压管汇、井下工具、地面设备等正常使用。模拟改造层段的裂缝延伸压力梯度0.019～0.027 MPa/m，模拟排量为2.0～6.0m3/min，见图3。估算该井层的裂缝延伸压力梯度0.022～0.023 MPa/m，优化施工排量3～4m3/min。

5 现场应用

5.1 施工过程

Y3井是鄂尔多斯盆地东南缘延川南区块部署的一口参数井，139.7 mm套管完井，采用钢级N80级ϕ 73 mm油管进行加砂压裂，施工过程较为顺利，见图4，累计用液221.7m3，20/40目石英砂30m3，加入纤维220 kg，伴注液氮16m3。

图4 Y3井致密砂岩层压裂施工曲线Fig.4 Fracturing construction curves of tight sandstone reservoir of well Y3

5.2 效果评价

压后关井30 min放喷，待进入地层的压裂液彻底破胶后快速返排，分别用ϕ2 mm、ϕ3 mm、ϕ4 mm、ϕ5 mm油嘴进行回压试井，获二项式无阻流量8 457m3/d，同时放喷系统测试压裂液返排率大于50%，达到低伤害、深改造、高返排的效果。

6 结论与认识

1）在室内压裂液研制及压裂参数优化的基础上，BM-B10压裂液体系成功在现场得以应用，压后获得了单井产量的突破，为整个延川南致密气藏开发提供了技术支持和保障。

2）压裂液高效返排技术是低渗致密油气藏低伤害压裂的关键技术,将直接影响压裂改造的效果，实践说明延川南致密气藏高效返排工艺技术可以被应用到国内同类低渗致密油气藏。

3）分析Y3井压裂施工情况及裂缝监测结果，可对延川南致密砂岩压裂进一步开展压裂规模优化研究，以提升压裂规模，提高单井产量。

4）根据国内外水平井开发致密砂岩气的效果及延川南有多套致密砂岩有较好显示的情况，建议积极开展水平井压裂及直井多层分压配套技术研究。

[1]王金琪.中国大型致密砂岩含气区展望[J].天然气工业,2000,20（1）∶10-16.

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[4]黄小军,杨永华,魏宁.致密砂岩气藏大型压裂工艺技术研究与应用——以新场沙溪庙组气藏为例[J].海洋石油,2010,30（3）∶68-72.

[5]王兴文,刘林,任山.致密砂岩气藏压裂液高效返排技术[J].钻采工艺,2010,33（6）∶52-55.

[6]曲占庆,翟恒立,温庆志,等.加纤维压裂支撑裂缝导流能力实验研究[J].内江科技,2012,33（4）∶14-15.

[7]张绍彬,谭明文,张朝举,等.实现快速排液的纤维增强压裂工艺现场应用研究[J].天然气工业,2005,25（11）∶53-55.