苏里格大型致密砂岩气藏储层改造难点及技术对策

段瑶瑶　田助红　杨战伟　杨立峰　易新斌

(中国石油勘探开发研究院廊坊分院， 河北 廊坊 065007)



苏里格大型致密砂岩气藏储层改造难点及技术对策

段瑶瑶田助红杨战伟杨立峰易新斌

(中国石油勘探开发研究院廊坊分院， 河北 廊坊 065007)

苏里格气田储层具有致密低渗、非均质性严重、孔喉细小压力系数低、砂泥岩薄互分布、气水关系复杂等特点。储层改造存在较多问题，如扩大施工规模的改造效果有限，致密气层对压裂液伤害较敏感，纵向小层高效动用难度较大，地层水合理疏堵困难。针对这些储层改造中的问题，探讨并提出有效的技术对策。

苏里格气田； 致密砂岩气藏； 储层改造

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，面积约5×104km2，资源量可达5×1012m3，是我国目前探明储量规模最大的世界级整装致密气田。自2005年开始实施“5+1”的合作开发创新模式至今，苏里格气田已逐渐实现了产量跨越式发展，成为国内天然气产量最高和生产能力最强的气田。苏里格气田绝大部分气井采用的是水力压裂开采技术，储层改造是实现气田规模效益开发的关键环节。随着气田勘探开发的进一步深入，新增和未动用储量品质下降，储层改造技术亟待突破。本次研究将针对储层改造中的难点进行分析，探讨并提出有效的技术对策。

1　储层改造面临的问题及难点

1.1扩大施工规模的改造效果有限

苏里格气田储层低孔低渗、砂体不连续的特性，制约了改造规模及改造效果的提升。其产层的孔隙度主要介于3%～12%，孔隙度小于8%的储层比例占50%以上；常压空气渗透率主要介于0.01×10-3～1.00×10-3μm2，常压空气渗透率小于0.1×10-3μm2的储层占50%以上， 覆压条件下渗透率小于0.1×10-3μm2的储层占92%，具有典型致密气特征[1]。主力气层整体属于辫状河三角洲沉积体系，其所在储层表现出较强的非均质性，有效砂体规模小，连续性和连通性差。开发效果评价显示，主力含气砂体(心滩)多呈孤立状分布，砂体宽度主要为400～600m，长度主要为600～1 200m，70%以上呈孤立状分布。地应力测试结果显示，主力气层最大主应力方向为近东西向，而砂体走向为南北向，人工裂缝方向与砂体走向呈垂直状态，水力压裂处于不利方位。开发此类气藏的难点在于：一方面储层致密低渗，需要通过大型压裂改造形成长裂缝来沟通更多储层，以提高单井产量，工程量巨大；另一方面储层非均质性较强，有效气层段的井间对应关系变化较大，且人工裂缝延伸方向与有利砂体展布方向不一致，因而较大规模压裂无法沟通更多产层，难以达到预期增产效果。

1.2致密气层对压裂液伤害较敏感

苏里格气田储层孔隙结构具有孔喉小、裂缝少、孔喉连通性差、排驱压力高、连续相饱和度偏低、主贡献喉道小等特点，压裂液对储层和裂缝的损害较严重。前期探井资料统计结果显示，主贡献喉道的直径一般为0.4～2.5μm，排驱压力一般为0.01～1.00MPa，连续相饱和度平均为35%。苏里格气田地层压力系数较低：中区压力系数为9 400Pam； 西区压力系数为8 300Pam；东区压力系数为8 500Pam。此类致密气藏压裂改造的主要难点在于：

(1)气体渗流启动压差较大，油气渗流动用范围有限。必须通过压裂改造形成长裂缝以沟通远处储层，才能提高单井产能，增加单井控制储量。

(2)储层岩石致密，孔喉细小，亲水性强，自吸性严重，具有潜在的水锁伤害；而地层压力系数低，驱替压差小，更容易导致压裂液进入储层，返排困难。

(3)压裂液残渣和残胶对人工裂缝导流能力的伤害较大。与残胶的黏度相比，通过人工裂缝的气体介质黏度太低，无法实现活塞式驱替返排，压裂液残胶和残渣更易滞留地层而造成永久伤害。

(4)储层具有致密低渗、孔隙结构细小的特点，压裂液进入地层后可能引起液相圈闭、固相侵入、黏土矿物膨胀运移、敏感性损害等后果，进而导致储层渗透率大幅度下降。储层物性越差，则渗透率越低，且损害也越严重，难以恢复。

1.3纵向小层高效动用难度较大

砂泥岩呈薄互状分布，物性差异大，纵向小层高效动用难度大。苏里格气田单井普遍存在多个小层(多层井的比例达80%以上),中区、西区单井多存在2～3个小层，东区单井多存在3～4个小层，全区有10.3%的单井存在5个小层。主力气层山1、盒8下和盒8上等段的渗透率非均质系数介于0.11～0.28，级差一般大于50，各小层物性差异大，层间非均质性较严重。气层段内隔夹层发育，单个气层厚3～8m，各气层间存在一定的应力差，储层与隔层的应力差介于6～12MPa，平均8MPa。由于不同气层段之间有物性与应力差异，易造成人工裂缝仅在应力低或物性好的小层延伸，无法充分动用各纵向层；因此，部分小层改造不充分，改造后有效供气体积小，高产稳产难度较大。

1.4地层水合理疏堵困难

部分区域气水关系复杂，压裂中对地层水的合理疏堵困难。前期勘探开发实践表明，苏里格气田西区气藏产水井数量比例过高。测试资料统计显示：已完成试井的224口探井中出水井155口，出水井所占比例达69.1%；气井、气水同产井和水井相间分布，地层水产出范围大，分布零散；出水井的出水量为0.5～93.0m3，试气产量与出水量有较大相关性，一般出水量大的气井产气量相对较低。

当地层出水之后，气水两相流动阻力加大，气相渗透率降低，致使气井产能大幅下降，影响气藏采收率。苏里格西区储层埋深较深(平均埋深约3 640m)，压力系数偏低(平均压力系数约0.83)，单井产气量较低(平均约3.8×104m3d)，出水井井筒易形成积液，严重影响正常生产。随着国家工业污水处理相关标准的提高，地层水处理回注成本加大，且回注井选择有困难；因此，地层水的合理疏堵工作面临经济和技术上的双重困难。

2　储层改造技术对策建议

2.1实施适度规模压裂探索改造增产技术

不连续的砂体展布决定了大规模压裂造长裂缝无法充分动用储层。现场实践已证明，苏里格气田大规模压裂试气产量存在增产量与加砂规模不相匹配的矛盾。与适度规模压裂井相比，较大规模压裂井没有明显的增产优势[2]。因此，应转换储层改造思路，实施适度规模压裂，积极探索改造技术。

(1)优选水平井部署有利区，充分发挥水平井分段压裂技术的增产作用。鉴于苏里格气田含气砂体小而分散、多层分布的地质特征，水平井开采技术主要应用于主力气层发育好的区块。这是因为，选取局部有利位置分散部署，需要考虑与已钻直井的相互配置；同时选取有利区块整体集中部署，需要考虑水平井网的设计[3]。目前现场已经形成以多级滑套水力喷射水平井分段和水平井裸眼封隔器技术为主体的水平井分段改造技术，2011年完成了水平井分段压裂75井次，最大分层达15层。

(2)开展重复压裂研究，助力老井复产。有些老井由于规模受限，其导流能力、有效裂缝长度均有所降低，从而导致人工裂缝有效期缩短、气井产量降速加快。针对这些由于产量低而关井的老井，应适时开展致密气井的重复压裂研究，使老井恢复生产。

(3)挑战物性下限，运用非常规技术动用非常规储层。北美页岩气的开发，带来了储层改造技术和理念的进步[4]。借鉴北美页岩气的开发经验，运用体积改造技术可对储层进行细分切割，从而使以往无法动用的超致密储层可以动用。苏里格地区目前已开展了“低钻度液体造缝、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矿场试验，增产效果显著[5]。推广该技术的同时，应做好工程区优选和经济效益核算工作。

2.2开发新型压裂液体系，降低储层和裂缝伤害

苏里格气田使用的主体压裂液体系为低浓度瓜胶压裂液体系[6]和羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系。两套体系均降低了稠化剂用量，减少了残渣含量，降低了储层伤害，在苏里格气田200口井的应用实践中，显示出良好的储层适应性。瓜胶压裂液残渣伤害无法完全消除，因此，需要开发出无残渣压裂液，以进一步降低储层伤害。

中石油廊坊分院开发的酸性交联纤维素压裂液体系，有效地解决了早期纤维素压裂液存在的相关问题[7]。在苏里格气田生产实践中，质量分数为0.35%的稠化剂可耐高温120 ℃，破胶快速彻底，零残渣，岩心伤害率低。2013年应用于苏里格气田统33区块的4口气井，单井最大加砂量为96.5m3，平均砂比为21.0%，最高砂比为36%，平均试气无阻流量达到同一井组地质条件相似邻井的2.8倍，具有良好的推广前景。

表面活性剂类压裂液由于具有外加剂种类少、无残渣、易破胶、伤害低、弹性大及携砂性能好等特点而备受重视，尤其在致密易伤害储层开发中应用潜力巨大。长庆油田油气工艺研究院开发的阴离子表面活性剂压裂液，在现场应用中显示出了良好的储层适应性，但因其成本过高而限制了推广应用[8]。中石油廊坊分院研发出CEF超分子表面活性剂压裂液，表面活性剂的用量降低至0.5%，较同等性能表面活性剂压裂液成本降低50%～70%，与超低浓度瓜尔胶压裂液成本相当，具有较好的携砂能力和耐温性。此压裂液应用于苏里格气田3口井的现场试验中，压后平均无阻流量为10.2×104m3d，增产效果明显。

无水压裂技术主要包括氮气泡沫压裂、二氧化碳干法压裂和液化石油气压裂。相对于传统水力压裂技术，无水压裂技术具有无水相、无残渣、快返排等特点，可使裂缝面和人工裂缝保持清洁。2015年川庆钻探公司在神木气田完成了国内最大规模CO2干法加砂压裂，储备液态CO2达590m3，加入陶粒9.6m3，平均砂比为7.9%。该技术存在裂缝扩展机理不明确、压裂设计优化难、加砂规模小、压裂施工成本高、压裂装备要求高等问题，尚处于技术储备阶段。

2.3完善分层压裂配套技术，研发多层压裂配套工具

国内外致密多层气田开发实践表明，提高纵向各小层动用程度是提高单井产量的关键。针对苏里格气田储层特征，充分动用纵向各小层，需做好以下工作：

(1)建立分层压裂与合层压裂的选层标准。层间距和层间应力差是决定是否具备分压条件的关键地质参数，施工规模和排量是影响裂缝高度延伸的关键施工参数。应根据单井地应力剖面特征来研究裂缝的垂向延伸规律，从而确定分层方式及分层级数。

(2)针对储层条件，优选分层压裂方式。分层压裂可以解决由于层间矛盾突出、通过常规合层压裂不能充分改造的目的层无法达到预期压裂效果的问题。对于隔层遮挡条件好、层间距满足工具分层要求的井层，可采用不动管柱机械分层压裂技术。应用不动管柱机械进行精确分层时，一次施工分压多层，保证压开每一个目的层，可实现对各小层的彻底改造。该技术也是目前用于苏里格直井分层压裂的主体技术。对于隔层遮挡条件差、射孔层段距离较近、不具备工具分层条件的井层，可采用前置液投球选择性分压技术[9]。该压裂方式对常规投球分层压裂进行了改进，可作为不动管柱机械封隔器分层压裂技术的有效补充。

(3)研发多层多段压裂配套工具。随着勘探开发的深入，单井需压裂层数越来越多，优质可靠的分层压裂工具是增产措施顺利实施的重要保障。苏里格气田已形成以机械封隔器分层压裂技术为主体的直井分压技术，国内已成功研制出封隔器多层压裂工具，具备一次最多分压11层的能力，已在现场实现了8层连续分压作业。为了满足气田后期开发需求，仍需提高其一趟管柱分压施工层数。国内研发的无限级(可分压不限级数)和有限级(可分压4～11层)套管滑套多层连续分压技术，均实现了大排量压裂、压后井筒全通径和可控开采的目标[10]。现场试验中单井最高可分压5层，但工具结构较复杂，工具的稳定性和可靠性仍有待提高。连续油管水力喷射环空压裂技术可实现深井较大规模的多分层压裂。国内已完成套管接箍定位器、连续油管喷射器等关键工具的研发及相应装备的配套工作，但仍需实现连续油管的国产化以降低施工费用，同时需提高操作人员的技术水平以缩短施工周期。

(4)完善多层压裂配套工艺措施。为保证分层压裂时不发生串层，必须控制裂缝高度延伸限值，可采用控缝高压裂工艺，如变排量、线性胶与冻胶交替注入、线性胶携带支撑剂沉降等方法来实现。应用分层压裂、合层返排的施工方式时，为了解决压后快速破胶返排和裂缝支撑剖面优化的矛盾，需根据施工时间和裂缝温度场变化规律，采用过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形破胶剂追加技术。

2.4划分气水关系类型，确定合理的水处理措施

应加强气水层识别精度，在选井、选层时避开高含水区域。利用钻井、测井、录井、生产测试资料进行综合研究，以明确气水分布规律及其形成机理，充分认识气水分布地质控制因素，建立气水分布的成因演化模式，加强气水识别测井工作，为选区、选井、选层工作避开高含水区域提供准确指导。

划分气水关系类型，确定不同的“避、疏、堵”水措施。苏里格地区气水组合关系主要为气水同层和底部含水。

对于底部含水且气水层间有一定遮挡的储层，应以避水措施为主，实施组合控缝高压裂作业，以防人工裂缝沟通下部水层。采用变排量、变液性(线性胶与瓜胶交替注入)、人工下隔板(线性胶携带支撑剂沉降法)等方法控制裂缝高度。 同时由于控制净压力会导致裂缝宽度受限，为保证施工顺利进行，应选用高强度的小粒径支撑剂。

对于底部含水且气水层间无明显隔夹层的储层，应以封堵底水为主，采用改变相渗压裂技术(RelativePermeabilityModifier，RPM)。试验结果表明，采用RPM技术处理后的岩心水相渗透率降低了96%～99%，而气相渗透率只降低了14%，且具有良好的堵水强度和耐冲刷性能。该技术成功应用于国内多口油井，控水增产效果良好[11-12]。

对于气水同层的储层，可采用前置液阶段深层改变润湿性的疏水压裂技术，预防水锁现象，提高气井累计产量。对于有限底水驱气藏，采用气水均衡同采法有利于提高单井采收率[13]。利用压裂液中的微乳表面活性剂改变岩石润湿性能，可使岩石由亲水性变为憎水性，接触角由10°增加到100°。这样，一方面可提高水相渗透率，有利于水基压裂液的返排，降低储层伤害，又可疏通同层水，且具有长期稳定的有效性；另一方面可降低水锁伤害，避免气藏水窜绕流和贾敏效应产生封闭气无法采出而影响气藏采收率，且水相饱和度和气藏压力下降,气相渗透率也得到相应提高。

3　结　语

针对苏里格气田储层的致密低渗、强非均质性和砂体展布不连续等特点，确立了直井适度规模压裂和水平井分段压裂为主体的储层改造技术。同时提出应借鉴体积改造技术理念，对更多潜力层进行改造，并进行重复压裂超前技术储备研究。

为最大程度地降低储层伤害，研制低成本、低损害、易返排压裂液体系，应加大纤维素清洁压裂液体系和表面活性剂类压裂液体系的现场试验，超前储备无水压裂液体系。

面对气田勘探开发中单井需压裂小层数越来越多的现象，应提高不动管柱机械分层的每趟管柱分压施工层数，实现连续油管、TAP套管滑套完井等无限级分层压裂工具的国产化，并提高现场操作人员的技术水平。

对于气水关系复杂的储层，实施压裂改造应以避水为首要原则，采取措施防止裂缝高度过度延伸沟通水层；对于底部含水储层，应以封堵底水为主，进行相渗压裂变化现场试验；对于气水同层的储层，应探索前置液阶段深层改变润湿性的疏水压裂。

[1] 杨华，刘新社，杨勇.鄂尔多斯盆地致密气勘探开发形势与未来发展展望[J].石油勘探与开发，2012，14(6)：40-48.

[2] 赵振峰，马旭，凌云，等.苏里格气田较大规模压裂改造技术研究[J].新疆石油天然气，2008，4(增刊1)：120-125.

[3] 何东博，贾爱林，冀光，等.苏里格大型致密砂岩气田开发井型井网技术[J].石油勘探与开发，2013，40(1)：79-89.

[4] 吴奇，胥云，王晓泉，等.非常规油气藏体积改造技术：内涵、优化设计与实现[J].石油勘探与开发，2012，39(3)：352-358.

[5] 马旭，郝瑞芬，来轩昂，等.苏里格气田致密砂岩气藏水平井体积压裂矿场试验[J].石油勘探与开发，2014，41(6)：742-747.

[6] 程兴生，卢拥军，管保山，等.中石油压裂液技术现状与未来发展[J].石油钻采工艺，2014，36(1)：1-5.

[7] 段瑶瑶，明华，代东每，等.纤维素压裂液在苏里格气田的应用[J].特种油气藏，2014，21(6)：123-125.

[8] 丁里，吕海燕，赵文，等.阴离子表面活性剂压裂液的研制及在苏里格气田的应用[J].石油与天然气化工，2010，39(4)：316-319.

[9] 蒋廷学，胥云，李治平，等.新型前置投球选择性分压方法及其应用[J].天然气工业，2009，29(9):88-90.

[10] 凌云，李宪文，慕立俊，等.苏里格气田致密砂岩气藏压裂技术新进展[J].天然气工业，2014，34(11):66-71.

[11]ALIA，YASSINER，WAHEEDA，etal.RelativePermeabilityModifierFracturingTechniqueInhibitsPost-FracturingWaterProductionCaseHistoriesfromEgypt[G].SPE128322， 2010.

[12]MAHAJANM，RANFN.WaterControlandFracturing[G].SPE101019， 2006.

[13] 夏崇双.不同类型有水气藏提高采收率的途径和方法[J].天然气工业，2002，22(增刊1):73-77.

[14]TANGGQ.RelativePermeabilityModificationinGas-LiquidSystemsThroughWettabilityAlterationtoIntermediateGas-Wetting[G].SPE62934， 2000.

ChallengesofReservoirReconstructionandTechnicalCountermeasuresforLargeTightSandstoneGas,SuligeGasField

DUAN YaoyaoTIAN ZhuhongYANG ZhanweiYANG LifengYI Xinbin

(Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development of PetroChina,LangfangHebei065007,China)

Inviewofthefeaturesoflow-permeability,highheterogeneity,finepore,lowporepressurecoefficient,multi-thin-bedandcomplexgas-waterdistributioninSuligegasfield,thetechnicaldifficultiesofreservoirfracturingwerediscussedinthispaper,whichincludelimitationinimprovingtheproductioneffectbyincreasingfracturingscale,sensitivitytofracturingfluiddamage,unequalfracturingeffectinverticalsublayersandreducingtheinfluenceofformationingasproduction.Then,aseriesoftargetedcountermeasuresweregiventosolvetheseproblemsefficiently.

Suligegasfield;tightsandstonegasfield;fracturing;reservoirreconstruction

2015-12-03

国家科技重大专项“低渗、特低渗透油气储层高效改造关键技术”(2011ZX05013)

段瑶瑶(1983 — )，女，工程师，研究方向为致密气储层改造。

P618

A

1673-1980(2016)04-0058-04