延113-133区块致密砂岩气新型纤维压裂液携砂技术试验

仝方超，曹永波，李文博

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.延长石油集团油气勘探公司，陕西延安 716000）

延113-133区块致密砂岩气新型纤维压裂液携砂技术试验

仝方超1，2，曹永波2，李文博2

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.延长石油集团油气勘探公司，陕西延安 716000）

由于支撑剂沉降速度受压裂液黏度、注入排量、支撑剂粒径、密度等诸多因素制约，压裂实际裂缝导流能力达不到设计指标和实际要求的实际现状，在鄂尔多斯盆地延安气田延113-133致密气田开展纤维压裂液携砂压裂技术试验，利用纤维的吸附特性及增黏作用，一方面通过降低支撑剂的沉降速度，改善裂缝纵向上的铺置剖面，进而提高纵向裂缝整体导流能力及裂缝的有效性；另一方面在支撑剂沉降速度一定情况下，使用更低黏度的纤维压裂液，有利于控制裂缝高度、增加裂缝长度，同时也降低了胍胶残余物对裂缝和储层的伤害。该技术已经在延113-延133井区试验23口井，取得了明显的效果。相比传统压裂更加有效地协助地层释放产能。对于指导和提高该区天然气深入开发具有重要的指导和借鉴意义。

致密砂岩气藏；纤维压裂液；支撑剂传输和铺置；导流能力

鄂尔多斯盆地经过四十余年的技术攻关与管理创新，目前已实现了特低渗透和超低渗透油气藏的规模开发。最新的资源评价结果显示，鄂尔多斯盆地拥有超过20亿吨的致密油气资源。近年来，美国、加拿大、澳大利亚等国家的致密油气藏、页岩油气藏作为非常规油气资源之一，得到了商业性的开发。其中匹杨（Piceance）盆地致密气及瑟鲁斯Marcellus、Fort Worth盆地Barnett页岩气开发进展迅速，产量大幅度上升[1]。非常规致密气、页岩气藏产量已超过总产量的60%以上。水力压裂作为致密及非常规储藏增产的一项主体技术，目前全球范围内的压裂施工作业量将近有250万次。但是由于支撑剂沉降速度受压裂液黏度、注入排量、支撑剂粒径、密度等诸多因素制约，在传统的压裂施工过程中及裂缝闭合前绝大部分支撑剂会沉降在裂缝的底部，导致裂缝上部支撑剂铺置浓度太低而影响裂缝上部的裂缝导流能力，影响改造效果。2014-2016年在鄂尔多斯盆地延安气田延113-133致密气田开展纤维压裂液携砂技术试验，取得了明显的效果。相比传统压裂更加有效地协助地层释放产能。对于指导和提高该区天然气深入开发具有重要的指导意义。

1 国内外致密储层纤维压裂液携砂压裂技术现状

最近几年国内纤维的研制和纤维添加泵的开发上开展了大量的研究工作。在纤维加砂机理研究、纤维性能改进，纤维添加泵的研制方面均取得了长足的进展。目前纤维压裂已经在西南地区、大庆油田开展了现场试验，无论是尾追纤维、还是全程纤维携砂压裂，均取得了良好的试验效果[2，3]。

国外对纤维压裂液携砂技术的提出相对较早，但是受纤维性能和纤维添加技术的限制，投入现场应用较晚。2000年以后随着技术研究的深入，国外部分大的油服公司比如斯伦贝谢公司已经完全掌握了纤维压裂液携砂压裂技术，并在东德克萨斯州、墨西哥、俄罗斯西伯利亚投入商业化的现场应用[4，5]。

2 延安气田砂岩致密气储层压裂地质特征

延安气田位于延安市以北，鄂尔多斯盆地天然气富集区的南缘。在行政区域上，该气田主要分布在子长县西部、延安市宝塔区北部，西部边缘部分处于安塞县境内，东部边缘小部分处于延川县境内。主要发育上古生界石盒子组、山西组、太原组、本溪组层位。与榆林气田长北区块相比，延安气田主力气层山西组山2段山23砂组深度基本相当，但有效厚度小将近一倍，渗透率小五倍到一个量级。较之道达尔苏里格南区块，延安气田主力气层盒8、山1段深度浅800 m左右，有效厚度相当，平均渗透率略小。气田采用直井/定向井和水平井大丛式井组方式开发。储层埋深2 900 m～3 100 m，温度100℃～120℃，压力梯度 0.7 MPa/m～0.8 MPa/m，有效厚度3 m～9 m。2014年以前采用传统方式压裂后，平均试气无阻流量1.6×104m3/d。效果不理想，需要改进工艺，进一步挖潜储层的潜能[6]（见图1）。

图1 延安气田与邻近区块气层特征对比图

3 纤维压裂液携砂的压裂增产机理

受地层温度和连续剪切的影响，当压裂液黏度降低到临界门限值时，会产生支撑剂沉降，影响裂缝的扩展并降低裂缝导流能力。目前国际上对致密气的压裂施工，普遍使用传统的交联胍胶作为压裂液。压裂液设计要求在压裂施工结束后快速破胶从而进入返排阶段。实际上裂缝闭合需要较长时间，在裂缝闭合之前破胶的压裂液不能充分悬浮支撑剂，导致裂缝闭合后绝大部分支撑剂沉降在裂缝的底部，而裂缝的中上部支撑剂铺置较少，裂缝宽度小，导流能力降低。对于大斜度定向井，支撑剂的过度沉降可能导致射孔位置和裂缝起裂处的裂缝宽度很小（见图2）。

图2 传统压裂与纤维压裂支撑剂铺置剖面对比图

纤维压裂液技术在压裂液中形成基于纤维的网络，利用纤维的吸附性能通过机械的方式传输、悬浮、铺置支撑剂，减少了支撑剂输送对液体黏度的依赖。该技术可以根据油藏的具体特征有针对性的优化裂缝几何尺寸。同时对于裂缝高度不宜控制的储层可以采用黏度较低的压裂液（比如滑溜水、线性胶）。即使在高温下，仍保持良好的支撑剂输送。

由于使用较低浓度压裂液，减少了聚合物残胶的伤害可以大大提高裂缝内支撑剂的渗透率。实验室测试表明，减少40%的聚合物加入量可以使支撑剂渗透率增加24%。另外较低黏度的压裂液有利于裂缝高度的控制，增加裂缝长度，纤维压裂液可以将支撑剂输送到更远的裂缝尖端，有效的支持裂缝长度对产量的贡献更大[7]（见图3）。

在选取纵向上地应力特性差异较大的两个储层进行传统压裂液和纤维压裂液平行对比理论模拟计算结果证实：相同的液体体系、相同的泵注程序的前提下，两种情形下纤维压裂液均表现出了更加均匀的纵向裂缝铺置剖面、更有效的支撑裂缝长度，水力裂缝支撑品质均得到了质的提升。而裂缝几何尺寸并没有明显的差异。

图3 纤维压裂和传统压裂理论模拟裂缝内支撑剂分布剖面对比图

表1 纤维压裂液特性

主要技术特点∶（1）彻底改变支撑剂的沉降特性，有效提高裂缝纵向支撑剂铺置剖面；（2）携砂性能改善，提高支撑裂缝有效半长；（3）使用更低黏度的压裂液，控制缝高；（4）对黏度需求减小，减少伤害；（5）纤维在地层条件下可降解（压力、稳定）。

4 新型纤维压裂液性能评价

纤维压裂液携砂压裂技术可以用于60℃～173℃，这个温度范围包括了几乎80%的致密气层。实验室和现场试验均表明，纤维压裂液携砂压裂技术改善了支撑剂的铺置剖面、传输距离，从而提高了压裂效果和单井产量（见表1）。

根据延安气田的地质条件，采用了硼酸盐胍胶交联液体系，以下是液体在井底温度（110℃）下的高温流变曲线，可见液体黏度稳定，满足携砂条件。

图4 延安气田用于纤维压裂的典型压裂液流变曲线

纤维提高了液体携砂能力，在同等条件下有助于降低聚合物浓度以达到减少储层伤害的目的。对不同浓度下的硼酸盐交联压裂液的支撑剂沉降速度进行了测试，在3.0 kg/m3的胍胶浓度下，4.8 kg/m3纤维的沉降速度减少了44%。同样地，在沉降速度满足要求的情况下，胍胶浓度可下降20%（见图4）。

图5 支撑剂与入地液量对比图

纤维的降解性能与温度有直接关系。将纤维与压裂液混合后置于60℃～170℃范围内泥浆老化罐加热并保持，一定时间后取出并观察溶解情况。试验表明，纤维没有配伍问题，在泵注时井筒内60℃情况下不被降解，且在该储层100℃的温度下能够在12 h～15 h内全部溶解。

5 现场试验及压后评估

2014-2016年在延安气田113-133区块本溪、山2、山1、盒8层共开展纤维压裂23口井78层的压裂试验，所有的现场施工均按照压裂设计顺利完成，施工成功率100%，未发生一起砂堵事件。从施工情况来看，表现出以下几个特点：

（1）相对于传统的压裂，加入相同数量的支撑剂，纤维压裂使用相对较少的压裂液。

（2）压裂施工过程中施工压力比较平稳。

（3）不同加砂阶段施工压力变化较小且普遍低于常规压裂施工压力 7 MPa～15 MPa（见图 5、图 6）。

纤维压裂试验效果明显好于传统压裂，开展的23口定向测试产量达到了5.3×104m3/d，是传统压裂的3.5倍。其中有7口井测试产量大于5×104m3/d，占30.4%，也是传统压裂的10.6%的3倍。纤维压裂使水力裂缝的支撑剂铺置剖面得到了改善，裂缝品质提高后，裂缝导流能力得到了保证，相比传统压裂更加有效地协助地层释放产能。提高了单井产量。对于指导和提高该区天然气深入开发具有重要的指导和借鉴意义。

图6 地应力与施工压力对比图

图7 纤维压裂和传统压裂效果评价对比图

6 认识与结论

（1）纤维压裂液携砂压裂技术在延安气田的成功试验，表明纤维携砂压裂技术能够有效提高定向井压裂效果，指导作用明显。推广应用领域广阔。

（2）优化纤维压裂液性能，确保在支撑剂加入不同阶段（不同支撑剂浓度）情况下施工压裂保持平稳，确保纤维压裂工艺成功。

（3）纤维压裂液携砂压裂工艺可以降低砂堵风险，泵入相同数量的支撑，试验相对较少的压裂液，提高现场施工的可靠性和效率（见图7）。

［1］ S.L.Wolhart，C.E.Odegard，N.R.Warpinski，C.K.Waltman，S.R.Machovoe，Microseismic Fracture Mapping Optimizes Development of Low-Permeability Sands of the Williams Fork Formation in the Piceance Basin［J］.SPE95637，2005.

［2］ 王贤君，尚立涛，明慧，等.可降解纤维压裂技术研究与现场试验［J］.大庆石油地质与开发，2013，32（2）∶141-144.

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［4］ J.N.Engels，E.Martinez，C.N.Fredd，C.L.Boney，B.A.Holms.A Mechanical Methodology of Improved Proppant Transport in Low-Viscosity Fluids∶Application of a Fiber-Assisted Transport Technique in East Texas［J］.SPE 91434，2004.

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FiberFRAC*technology in Yan 113-133 assert tight gas reservoir

TONG Fangchao1，2，CAO Yongbo2，LI Wenbo2
（1.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；
2.Yanchang Petroleum Group Exploration Company，Yan'an Shanxi 716000，China）

Considering that the real flow conductivity does not meet the designed target and operation request in fracture,due to several factors that effect proppant setting speed,including constraints of frac liquid viscosity,injection rate,size and density of proppant particle，developed fiber fracturing fluid pilot for low porosity gasfield in Erdos basin YB113-133.Applying the absorption capacity and viscosity of fiber to reduce the setting speed of proppant,thus improving upward to setting profile,further increase entire flow conductivity on longitudinal direction as well as the effectiveness of fracture.On the other hand,lower viscosity fiber frac liquid helps to control fracture height,and to increase fracture lenghth,meanwhile to mitigate the reservoir harm caused by debris of frac gel.The technique has been applied to 23 wells in YB113-133 block and make a significant effect.Comparing with traditional fracmethod,the technique helps with better performance of reservoir,offering guidance and references for further development.

tight gas reservoir；FiberFRAC*；proppant transport and placement；fracture productivity

TE357.12

A

1673-5285（2017）07-0030-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.007

2017－05-31

仝方超，男（1982-），2006年毕业于长江大学石油工程专业，西安石油大学油气田开发工程硕士在读，工程师，现主要从事天然气勘探开发技术管理工作。