二次加砂工艺2种模式在苏里格气田的应用效果对比分析

洪亮

(长江大学石油工程学院，湖北武汉430100 中石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司，天津30028)

张华，徐梓晟，刘瀚宇　(中石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司,天津 300280)

卢伟，刘智恪　(中石油渤海钻探工程有限公司工程技术研究院,天津 300280)



二次加砂工艺2种模式在苏里格气田的应用效果对比分析

洪亮

(长江大学石油工程学院，湖北武汉430100 中石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司，天津30028)

张华，徐梓晟，刘瀚宇(中石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司,天津 300280)

卢伟，刘智恪(中石油渤海钻探工程有限公司工程技术研究院,天津 300280)

[摘要]苏里格气田储层具有层位多、层薄、跨度大、隔层条件差、水层多等特点，常规的压裂工艺已无法满足生产发展的要求，严重制约了该气田的增产增效。通过多年不断研究与实践，在苏里格气田逐步探索出“加砂-停泵-加砂”和“加砂-暂堵-加砂”两种二次加砂压裂工艺模式。选取了苏里格气田S区块的3口直井，这3口井目的层均为盒8段且砂体厚度及含气性相当，3口井的压裂工艺模式分别是常规模式、加砂-停泵-加砂模式、加砂-暂堵-加砂模式，在相同的施工参数及压裂液体系下，从最终的试气效果对比可以看出二次加砂压裂工艺明显优于常规压裂工艺，产量大幅度提高，为后续的储层改造探索出一条新思路。

[关键词]苏里格气田；二次加砂；裂缝转向；铺砂浓度；应用对比

目前，苏里格气田直井的多层开发主要采用的是封隔器分层压裂工艺，该工艺已经非常成熟，对于层间相距较远，隔层条件较好的储层来说具有非常不错的改造效果，但是对于层多、层薄，且储层隔层条件较差的储层，如采用合压工艺，裂缝肯定优先起裂于那些地应力低、泥质含量低的储层，而对于地应力以及泥质含量相对较高的储层来说改造效果较差，甚至得不到有效改造；如采用封隔器分压的工艺，往往又容易出现封隔器管内能分隔开，而地层封隔不开的现象,导致压裂上下窜层，最终影响储层的改造效果。二次加砂压裂工艺是近几年应用较广泛的一项技术，对类似储层有显著效果，能提高缝内铺砂浓度和裂缝导流能力，有效控制裂缝垂向延伸，从而有效提高单井产量，延长单井生产周期。笔者通过实际的应用及效果对比来说明二次加砂工艺的适用性。

1二次加砂压裂工艺模式及改造机理

通过从苏里格地区地质状况、区块储层特点和压裂施工等多个环节上的不断研究，逐步探索出2种有效提高单井产量的直井压裂改造模式。一是“加砂-停泵-加砂”模式，有效控制缝长、缝高，增加缝宽，达到提高支撑裂缝导流能力的目的[1]，克服常规加砂压裂小层改造不均且缝长不能有效控制的弊端；二是“加砂-暂堵-加砂”模式，有效实现裂缝转向、多裂缝，通过增大油气泄流面积来提高单井产量，延长单井生产周期。

1.1“加砂-停泵-加砂”模式

该模式是将支撑剂分2次加入，第1次加砂完成后，停泵等支撑剂下沉及裂缝闭合，然后进行第2次加砂。由于第1次加砂地层已经形成人工裂缝，第2次加砂时液体仍然会沿着原先开启的老缝流动。支撑剂在老缝中的沉降一方面会在裂缝壁面上形成滤饼，使得再次加砂时的液体滤失率大幅度降低，大大提高了液体造缝效率。另一方面会改变井筒周围的应力分布状态，限制裂缝在垂向上的过度延伸，达到造长缝、宽缝的目的，从而提高裂缝导流能力[2]。

1.2“加砂-暂堵-加砂”模式

该模式的依据是桥堵原理，即施工过程中将转向剂实时地加入压裂液中，由于转向剂是黏弹性的固体小颗粒，悬浮于压裂液中并随流体流向阻力最小的方向，当流过进入井筒的炮眼后，部分转向剂颗粒进入地层中的裂缝或高渗透层，在炮眼端部和高渗透区域形成滤饼桥堵，这些桥堵阻挡了后续液体向原裂缝、高渗透带或较低地应力区的流动，形成高于裂缝破裂压力的压差值，迫使压裂液进入其他区域，从而产生新的裂缝[3]。施工结束后形成桥堵的转向剂溶解在压裂液或地层水中，因此不会对地层造成污染。

2基本情况

S-1井、S-2井、S-3井为3口直丛井，其构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，目的层为盒8段。经过地质对比(图1～3)，3口井目的层为一套砂体，岩性为灰白色中砂岩，砂体厚度20～25m，气层中部垂深3175～3185m。其中S-1井砂体岩性较纯，含气层厚度7.9m；S-2井气层集中在砂体底部，含气层厚度9.7m；S-3井砂体泥岩条带发育，非均质性较强，含气层厚度10.5m。

图1　S-1井目的层测井曲线

图2　S-2井目的层测井曲线

图3　S-3井目的层测井曲线

为对比二次加砂工艺的几种模式的效果，3口井分别采用不同的工艺模式，S-1井为常规模式，S-2井为加砂-停泵-加砂模式，S-3井为加砂-暂堵-加砂模式。

3施工参数设计及压裂材料优化

3.1施工参数设计

根据测井解释结果及砂体分布特点，同时参考区块邻井施工经验，设计压裂施工参数，按照该区块大厚砂体2～3m3/m的加砂强度，设计加砂规模45～55m3，压裂方式采用∅73.02mm油管注入，排量2.8～3.5m3/min，前置液比例35%～37%(质量比)，最高砂比30%。根据S区块前期压裂井的裂缝闭合时间，确定S-2井中途停泵时间为60min。

3.2压裂材料优化

该地区地层温度梯度3.06℃/100m，折算地层温度98℃，压裂液选用中温羟丙基瓜胶压裂液体系。优选的压裂液体系基液黏度为70mPa·s，pH值为10，加入质量分数为0.3%的有机硼交联剂反应2～3min后，在剪切速率为170s-1、温度100℃的条件下，初始黏度为1000mPa·s，剪切90min后，黏度为120mPa·s，能够满足施工要求。该区块在3200m地层闭合压力约为48MPa，支撑剂选用粒径20～40目中密度高强度陶粒，其在52MPa下，破碎率小于7%。

4压裂效果

2014年11月对3口井分别进行了压裂施工，现场施工过程顺利，按设计完成加砂，其中S-1井第1次加砂结束后中途停泵60min等待裂缝闭合，S-3井第1次加砂结束后混砂车投入35kg高强度的水溶性暂堵剂。为了更好地对比效果，3口井采取了相似的加砂规模、前置液比例。具体的施工参数见表1，压裂施工曲线见图4～6。

表1　3口井施工参数表

图4　S-1井压裂施工曲线

图5　S-2井压裂施工曲线

图6 S-3井压裂施工曲线

S-1井求产期间，油压16.6MPa，套压17.2MPa，平均日产气量18086m3。根据实测流压计算地层流压为23.71MPa/3162.8m，流温为95.91℃/3162.8m；根据实测静压计算地层静压为27.01MPa/3162.8m，静温为94.90℃/3162.8m，计算无阻流量为6.6305×104m3/d。

S-2井求产期间，油压17MPa，套压17.5MPa，平均日产气量20352m3。根据实测流压计算地层流压为24.11MPa/3188.6m，流温为99.74℃/3188.6m；根据实测静压计算地层静压为28.42MPa/3188.6m，静温为98.45℃/3188.6m，计算无阻流量为10.4901×104m3/d。

S-3井求产期间，油压17.8MPa，套压18.2MPa，平均日产气量36413m3。根据实测流压计算地层流压为25.24MPa/3186.1m，流温为98.99℃/3186.1m；根据实测静压计算地层静压为27.45MPa/3186.1m，静温为97.59℃/3186.1m，计算无阻流量为16.0663×104m3/d。

3口井施工过程顺利均按设计完成加砂，S-2井停泵后第2次加砂时施工压力较第1次低，停泵压力较第1次高，反映第2次加砂过程中裂缝在老缝的基础上得到了进一步的延伸，同时增加了缝宽，减低了施工压力；S-3井加入暂堵剂后油套压均明显升高，反映了地层新缝的开启。从试气效果上看二次加砂工艺模式明显优于常规模式，产量大幅度提高。

5结论与认识

1)从S-2井2次加砂后停泵压力上看，第2次加砂施工的停泵压力(19.5MPa)高于第1次施工停泵压力(18.6MPa)，说明裂缝在原来的基础上得到了进一步的延伸。

2)S-3井加入暂堵剂后，施工油套压较前一次均有明显的提高，说明暂堵剂较好地封堵了之前开启的裂缝，地层有新的裂缝开启。

3)2014年S区块平均试气产量1.7×104m3/d，平均无阻流量8.73×104m3/d。从试气效果上看二次加砂工艺2种模式明显优于常规模式，且高于S区块平均水平，说明二次加砂工艺针对类似储层具有明显的改造效果，可进一步推广应用。

[参考文献]

[1]李勇明，李莲明，郭建春，等.二次加砂压裂理论模型及应用[J].新疆石油地质，2010,31(2)：190～193.

[2]卢修峰，王杏尊，吉鸿波，等.二次加砂压裂工艺研究与应用[J].石油钻采工艺，2004,26(4)：57～61.

[3]王忍峰，付振银，任雁鹏，等.多裂缝压裂工艺在超低渗储层中的应用[J].钻采工艺，2010,33(增)：41～44.

[4]刘力铭，郭建春.二次加砂压裂技术在樊131区块樊134-1井的应用[J].油气地质与采收率，2014,21(1)：107～110.

[5]王宇宾，刘建伟.二次加砂压裂技术研究与实践[J]. 石油钻采工艺，2005,27(5)：81～84.

[编辑]帅群

65 The Comparison of Application Effects of Two Types of Secondary Sand Fracturing Technologies

Hong Liang，Zhang Hua, Xu Zisheng，Liu Hanyu，Lu Wei, Liu Zhike

(FirstAuthor’sAddress：SchoolofPetroleumEngineering,YangtzeUniversity,Wuhan430100,Hubei,China;OilandGasCooperationandDevelopment,BHDC,CNPC，Tianjin300280,China)

Abstract:The reservoir in Sulige Gas Field had the characteristics of multiple horizons, thin layer, large span,poor interlayer condition and many water layers, the traditional fracturing techniques could not satisfy its needs for production and development, which seriously limited the production increase and its efficiency.After continuous research and practice for many years, 2 kinds of secondary sand-filling fracturing techniques, namely “sand filling-pump stopping-sand filling” and “sand filling-temporary plugging-sand filling”, have been explored gradually in Sulige Gas Field.In this paper，3 straight wells in S Block of Sulige Gas Field are selected, in which the target zoned are in the 8th member of Shihezi Formation with proper sand body thickness and gas containing property.In the design,the operation parameters and fracturing fluid systems are the same,but the fracturing modes in the 3 wells are traditional one，“sand filling-pump stopping- sand filling” and “sand filling-temporary plugging-sand filling”.From the final gas production test result, it can been seen that the secondary sand-filling fracturing technique is obviously better than the traditional one, the production yields greatly increases, and a novel idea is provided for subsequent reservoir transformations.

Key words:Sulige Gas Field；secondary sand filling；turning in fracturing；paved sand content；application and contrast

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)11-0065-06

[中图分类号]TE358.1

[作者简介]洪亮(1984-)，男，工程师，硕士生，现主要从事油气田开发方面的研究与学习，hongliang01@cnpc.com.cn。

[基金项目]中国石油集团渤海钻探工程有限公司重大研发项目(2010JX36K)。

[收稿日期]2016-01-09

[引著格式]洪亮，张华，徐梓晟，等.二次加砂工艺2种模式在苏里格气田的应用效果对比分析[J].长江大学学报(自科版),2016,13(11):65～70.