基于“极限缝宽”理论的压裂工艺优化与应用

宋燕高　王兴文

（中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川　德阳　618000）

基于“极限缝宽”理论的压裂工艺优化与应用

宋燕高王兴文

（中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳618000）

川西深层DY气藏埋深4 500～6 100 m，地层温度127～140℃，平均基质孔隙度2%～4%、平均基质渗透率0.01～0.1 mD。具有低孔、低渗、地应力高、天然裂缝发育等特点，钻井过程中钻井液漏失，采用常规的压裂技术，施工中经常出现砂堵和泵压异常偏高的情况，导致加砂压裂施工失败。基于“极限缝宽”理论，通过开展裂缝性储层加砂工艺优化，采用滑溜水加砂压裂改造，大规模液量、高施工排量和低砂比压裂技术，压裂设计采用多段塞加砂技术并适当控制最高砂比等针对性措施，配套井口装置和深穿透射孔技术，DY2-C1现场试验施工有效率为100%，最大加砂量达到50 m3，最大加砂浓度达到352 kg/m3，与常规工艺相比，该项试验提高了DY气藏压裂规模和效果。

川西深层DY气藏极限缝宽段塞加砂

0　引言

川西深层DY气藏由于储层埋藏深，施工压力高，通过前期加砂压裂工艺实践，存在三大难点：一是储层致密，埋藏深，施工压力高，施工中经常出现砂堵和压力异常偏高的情况，同时储层温度高，对工作液和井下工具的耐温、承压性能都提出较高要求，常规压裂改造工艺不能满足深层储层改造需求。二是气藏破裂压力受裂缝和砂体影响，差异较大，局部表现出异常高破裂压力特征：靠近f1断层的DY1井、DY101井、DY102井、DY103井的TX21无明显破裂点；轴部的DY3井和DY2井须二段TX21破裂压力居中；远离断层的DY4井TX21表现低应力特征；而靠近断层的DY7井TX21-3、DY1井TX23和远离断层的DY2井、DY4井TX23表现出高破裂压力特征。三是储层发育的天然裂缝和压裂形成的多条微裂缝，会在储层改造过程中表现出多裂缝效应的影响，即加砂压裂施工时压裂液滤失大，容易出现脱砂而砂堵；并且由于多条裂缝同时吸液，吸液面大，主裂缝形成困难，压裂缝较窄而易出现砂堵，特别是在低砂比段极易发生砂堵；储层加砂时多裂缝竞争，裂缝形态复杂，近井弯曲摩阻高，同时储层埋藏深，会导致更高的施工压力，施工排量受限。钻井过程中钻井液漏失，给后期储层改造带来极大困难［1-2］。

1　储层特征

DY气藏目的层主要为须二段和须三段，储层埋深4 500～6 100 m，原始地层压力52～55 MPa，压力系数在1.10～1.19 MPa/100 m，地温梯度为2.07～2.24℃/100 m。储层黏土矿物以伊利石为主，平均70.3%，其次为绿泥石，平均为29.6%。储层物性差，孔隙度为0.95%～5.52%，平均为3.12%，属特低孔隙度储层，渗透率0.002～4.3 mD，平均为0.25 mD，主体属致密—极致密储层，以裂缝—孔隙型和孔隙—裂缝型储层为主、孔隙型储层次之，局部发育裂缝型储层，饱和水条件下，抗张强度为0.79～10.94 MPa，抗压强度为64～575 MPa，局部表现为高破裂压力特征。

2　压裂工艺技术优化

针对DY地区储层特征，为解除裂缝性储层钻井液污染、降低压裂液带来的二次伤害，以“极限缝宽”理论为指导，采用滑溜水加砂压裂改造，大规模液量、高施工排量和低砂比压裂技术，压裂设计采用多段塞加砂技术并适当控制最高砂比等针对性措施，尽可能造长缝，沟通远端储层或裂缝。

2.1“极限缝宽”理论

深层加砂压裂的最大施工风险就是砂堵，除了加砂浓度外，引起砂堵的另一个重要因素就是裂缝宽度。裂缝有一个极限宽度，在这个极限宽度以下，当支撑剂达到一定浓度时，就容易出现支撑剂桥架，从而发生砂堵。表1为DY须家河组气藏储层的岩石力学参数，从这些参数可知，压裂液形成的裂缝宽度有限，加砂压裂存在极大的风险。

表1　DY须家河组气藏储层岩石力学参数表

通过研究发现，在一定的砂浓度范围内，当裂缝宽度与支撑剂粒径的比值（W/D）达到一定要求后，加砂才能顺利进行，表2为不同砂浓度下的极限缝宽要求［3］。

表2　不同砂比时的极限缝宽要求表

砂比与要求的裂缝缝宽并不是线性关系，而是存在临界值的关系，如果通过某种措施使裂缝平均缝宽超过该临界值，砂比可以大幅度提高，甚至成倍地提高。对于裂缝型储层，近井多裂缝发育，形成的各条裂缝宽度不能达到其临界值，那么就容易出现支撑剂桥架，从而发生砂堵。

2.2滑溜水压裂工艺技术

1）段塞加砂技术。对于裂缝型储层，采用支撑剂段塞或多级段塞在一定程度上减少或消除多裂缝，同时打磨缝内弯曲，从而降低因裂缝弯曲引起的近井效应，降低施工井口压力。在加砂过程中，采用“携砂液→中顶液→携砂液→中顶液→携砂液→中顶液”的施工工序，进一步增大支撑剂的有效铺置，营造一条长而有利的裂缝，达到有效评价储层的目的［4］。

2）滑溜水用量的确定。在加砂压裂时，滑溜水加入主要是解除钻井液侵入伤害，而钻井液滤液侵入是一个与储层物性、含气性、正向压差、钻井液性能以及浸泡时间等因素有关的复杂过程，其径向侵入深度在0～5 m内变化。在这些假设条件下：①地层中介质均匀且各相同性；② 地层中流体微可压缩；③ 考虑毛管压力，忽略重力，流体只有水平方向的径向流动；④ 地层中流体服从达西定律，离子扩散服从Fick定律；⑤ 井筒内有恒定钻井液柱压力，且大于地层孔隙压力；⑥ 地层外边界封闭。通过理论计算，DY地区钻井液浸入深度为0.4～0.5 m，优化滑溜水用量为钻井液漏失量的2～2.5倍［5-6］。

2.3配套工艺技术

1）超高压设备。利用140 MPa超高压设备提高井口压力级别，在限压下进一步提高施工排量，同时配以大管柱结构降低液体施工摩阻，达到降低施工压力的目的。

2）深穿透射孔技术。对于高破裂压力储层，通过射孔方式与压裂技术的结合，达到降低破裂压力，提高施工成功率，因此对于辅助压裂射孔方式的选择也是不能忽视的一个环节［7］。如图1和图2所示，随着穿深的增加，破裂压力逐步降低，采用深穿透射孔技术射孔穿深比常规射孔增加了40%，这也是目前射孔器材往深穿透方面发展的原因之一。

图1　射孔穿深对于降低破裂压力的关系图

图2　穿深比较图

3　现场试验及效果

DY2-C1井是在DY构造北部部署的一口深层预探井，目的层T3X3为漏失性储层，钻井过程中漏失钻井液198.02 m3，为保证施工顺利进行，采用450 m3滑溜水进行低砂比压裂施工，射孔段4 725～4 730 m，设计7级段塞，平均砂比15%，最高砂浓度352 kg/m3，同时配套140 MPa井口装置，提高施工限压。

3.1施工情况

对DY2-C1井4 725～4 730 m井段，采用国产2 500型压裂车组、140 MPa的采油树、地面连接管线和测试管线、∅88.9油管+Y344封隔器，进行了50 m3规模加砂压裂施工。注入450 m3滑溜水、7级段塞，加入砂量50 m3，完成了DY地区最大规模加砂，施工平均砂比为12.8%。滑溜水进入地层后，解除了近井伤害，当排量稳定在2.1 m3/min时，施工压力下降（从60.6 MPa下降到46.8 MPa），粉陶封堵近井多裂缝，降低了压裂液滤失（试破时2 min压降5 MPa，压裂时30 min压降3.5 MPa）；多级段塞处理，打磨缝内弯曲摩阻，降低了因裂缝弯曲引起的近井效应，从而降低施工压力［8］。

3.2压后分析

加砂压裂净压力历史拟合结果表明，采用优化的压裂工艺加砂压裂形成了一条长237.9 m，高73.54 m，宽1.146 cm，导流能力7.432 mD·m的有效支撑裂缝，满足地层流体导流能力需要，压后测试产量为3.160 2×104m3/d。

与常规工艺相比，该项试验提高了DY气藏压裂规模和效果，如表3所示。

表3　DY须家河组气藏压裂效果对比表

4　结论

1）DY须家河组致密气藏物性差，非均质性强，储层多具有多裂缝特征，现场施工复杂情况多变，滑溜水低砂比段塞压裂工艺解决了DY地区常规加砂难题。

2）基于“极限缝宽”理论，通过裂缝性储层加砂工艺优化，采用滑溜水加砂压裂改造，大液量、大排量、低砂比和多段塞加砂技术等针对性措施，配套井口装置和深穿透射孔技术，DY2-C1井现场试验施工有效率达100%，取得了DY地区50 m3最大规模加砂压裂施工的成功。

［1］王新纯，李彤，王秀臣.压裂系统工程［M］.北京：石油工业出版社，2002.

［2］王径，郭凯，胥军，等.须家河组裂缝—孔隙型气藏效益开发方案的思路［J］.天然气技术与经济，2015，9（2）：58-60.

［3］蒋廷学，田占良.模糊数学在压裂设计中的应用［J］.天然气工业，1998，18（3）：61-64.

［4］侯强，李延飞，周瑶，等.川西坳陷须家河组须三段烃源岩地化特征［J］.天然气技术与经济，2014，8（2）：5-8.

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［6］付永强，李鹭光，何顺利.四川盆地须家河低压致密气藏水力加砂压裂工艺技术的研究与应用［C］.成都：2007年中国石油学会天然气专业委员会学术年会论文，2007.

［7］宋燕高，赵素惠，王兴文，等.深层气藏压裂改造降低施工摩阻技术［J］.特种油气藏，2012，19（2）：123-125.

（编辑：李臻）

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2095-1132（2016）04-0044-03

10.3969/j.issn.2095-1132.2016.04.012

修订回稿日期：2016-07-13

本文系国家科技重大攻关专项《大型油气田及煤层气开发》（编号：2016ZX05048）下设专题《薄层窄河道致密砂岩气藏水平井压裂关键技术》（编号：2016ZX05048004-003）的部分研究内容。

宋燕高（1980-），工程师，从事储层改造设计和科研工作。E-mail：tsz19@163.com。