纤维携砂压裂技术在鄂尔多斯盆地子洲气田盒8上的应用

袁海平，池晓明，陈 飞，陈 超，刘 欢，牛成飞

(中国石油川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西西安 710018)

纤维携砂压裂技术在鄂尔多斯盆地子洲气田盒8上的应用

袁海平，池晓明，陈 飞，陈 超，刘 欢，牛成飞

(中国石油川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西西安 710018)

子洲气田的主力产气层盒8上储层薄且致密，压裂时需要使用低黏液体系控制裂缝缝高并增加缝长，常规压裂工艺难以实现。运用纤维携砂压裂能够很好地控制缝高，改善支撑剂在裂缝中的铺置，提高裂缝导流能力。为此本文开展了可降解纤维携砂在盒8上的可行性室内研究，结果表明，9‰的纤维压裂液在悬砂性、导流能力、可降解性和配伍性方面均满足要求。在子洲气田应用7口井，通过压后分析得到纤维携砂压裂比常规压裂能够有效改善支撑剂铺置、提高裂缝导流能力，日产气量比邻井提高2倍，表明纤维携砂对致密储层盒8上的改造能够达到很好的效果。

致密储层；悬砂性；导流能力；纤维携砂

长庆油田为我国典型的低压、低渗和低丰度油田。目前，开发三低储层的有效方法是进行水力压裂[1]。而位于伊陕斜坡东部的子洲气田盒8上，主要为岩屑石英砂岩，孔隙度小，平均渗透率小于1 mD，储层致密，平均单井产量小于2×104m3/d，为低孔、低渗致密砂岩储层[2]。对于致密储层的开发，需要在压裂时控制缝高的增长，尽可能延长缝长。因此压裂盒8上主要采用低黏压裂液EM50，但是降低黏度会使压裂液的携砂性能变差，支撑剂在裂缝中铺置不均匀，最终影响裂缝的导流能力；使用低密度支撑剂能够满足要求，但只能应用在低闭合压力的储层中[3]。

为了克服上述问题，借鉴国外经验，本文开展了纤维携砂压裂技术研究。通过在低黏压裂液EM50中加入可降解纤维DF-1，在液体中形成纤维网络结构，改善低黏压裂液性能，提高液体携砂能力。该纤维压裂液的优势有[4-5]：①控制缝高的增长，保证裂缝在储层内延伸；②使支撑剂运输到裂缝的指端，提高裂缝的支撑缝长；③防止支撑剂在裂缝内沉降，改善支撑剂在裂缝中的铺置；④降低压裂液浓度，减少残渣对储层的损害，提高裂缝的导流能力。在室内对该压裂液的悬砂性、导流能力、可降解性和配伍性进行了评价，均满足要求。现场应用7口井，有效改善了支撑剂铺置，提高了裂缝导流能力，平均日产气量比邻井提高2倍，达到了较好的效果。

1 室内研究

根据以往压裂分析盒8上的闭合压力为21MPa，储层温度为80℃[6]。普遍采用0.2%EM50、20～40目陶粒进行压裂。试验中纤维采用DF-1型可降解纤维。通过以上数据设置试验条件，进行纤维压裂液室内试验评价研究。

1.1 可降解纤维悬砂性能评价

悬砂性能是判断压裂液性能的重要指标之一。在80℃下0.2%EM50压裂液中配置不同浓度的纤维压裂液(0‰、3‰、6‰、9‰、12‰)，按照支撑剂浓度380 kg/m3加入20～40目陶粒，放置不同时间观察支撑剂沉降量。试验结果如图1和图2所示。

图1 纤维悬砂性能随时间的变化Fig.1 Proppant settling experiment for fiber fluid over time

图2 80℃不同纤维浓度140min时悬砂效果Fig.2 Results after 140 minutes of proppant settling experiment with different fiber concentrations at 80℃

从图中可以看出，纤维的加入有助于延长悬砂时间、降低支撑剂的沉降速率；纤维浓度越大，支撑剂沉降越慢。这主要是因为压裂液的悬砂能力主要取决于黏度，支撑剂沉降过程遵循斯托克斯定律[7-8]；而加入纤维后与支撑剂相互作用，形成有一定强度的网状结构(图3)，支撑剂沉降不再遵循斯托克斯定律，从而降低了压裂液黏度对颗粒沉降速度的决定作用[3]。

图3 纤维网状结构图(50倍)Fig.3 Fiber net configuration(ⅹ50 times)

1.2 可降解纤维压裂液导流能力评价

采用20～40目陶粒与纤维混合，铺置浓度为8.0 kg/m2，模拟闭合压力为21 MPa。测试不同纤维浓度下支撑剂的导流能力，如图4所示。从图中可以看出纤维的加入使导流能力相应减少；但随着纤维浓度的增大，导流能力又开始恢复，在浓度为9‰时与不加纤维的导流能力相当。因此选用9‰作为纤维施工加入浓度，此时纤维的悬砂性能较好(图1)，满足携砂要求。

1.3 纤维可降解性

在0.2%EM50液体中按照纤维浓度9‰配制纤维压裂液，置于80℃环境中，按降解时间分别为0.5、1、2、4、6、9、12 d，分别取出试样，计算降解率，结果如图5所示。从图中可以看出，纤维在0.5 d时降解已经达到了50%；而且在前期降解速率很大，随着时间的延长，降解速率逐渐减小并趋于平缓，但仍然有继续降解的趋势，10 d可降解85%以上。这表明纤维能够较彻底的降解，减小在储层中的残留。

图4 不同纤维浓度对导流能力的影响Fig.4 Proppant conductivity for different fiber concentrations

图5 纤维降解率随时间的变化Fig.5 Fiber decomposition ratio over time

1.4 可降解纤维配伍性评价

将可降解纤维与0.2%EM50压裂液以及模拟地层水(标准盐水)混合，置于80℃下10 h，观察其是否有沉淀产生，结果如图6所示。对比两组照片可以发现，可降解纤维在80℃条件下10 h后变细、变短，这说明可降解纤维已经逐步降解；在EM50中的纤维降解幅度要大于在标准盐水中的降解幅度，均没有沉淀产生。因此，DF-1纤维与地层水以及压裂液均具有良好的配伍性。

图6 可降解纤维配伍性试验Fig.6 Degradable fiber＇s compatibility experimenta.初始时刻在标准盐水和EM50中的纤维；b.80℃下10 h后在标准盐水和EM50中的纤维

2 现场应用

长庆油田针对鄂尔多斯盆地东部子洲气田盒8上储层砂岩致密、储层薄，开展了纤维携砂压裂试验。选取该区块M51井，该井位于伊陕斜坡东部边缘地带，储层致密，厚度为6.6 m，平均渗透率为0.36 mD，孔隙度为7.9%。作为对比邻井M55井，储层厚度为7.5 m，平均渗透率为0.38 mD，孔隙度为7.7%。二者储层物性特征如图7和图8所示，从电阻率、声波时差和自然伽马曲线可以看出两口井储层特征比较一致。

M51井纤维加入采用自主研发的KDS定量控制纤维输送机，该设备能够自动采集数据，实现纤维加入与仪表车、混砂车高效衔接、量化控制；纤维输送排量范围为0～40 kg/min；纤维打散率达90%，满足现场施工要求。现场施工按设计泵注程序进行，采用0.2%EM50压裂液，排量5.0 m3/min，压裂过程中伴注液氮，施工曲线如图9所示，纤维量按照砂量的9‰进行加入，共加入225 kg，后期由于压力上升，降低纤维的加入量；而M55井采用0.4%EM50压裂液，排量4.0 m3/min，进行常规压裂，二者施工参数和压后分析数据见表1。

从表中可以看出，纤维携砂压裂能够在缝长和缝高上得到控制，有效改善支撑剂铺置浓度，提高裂缝导流能力。压后M51井日产气5.26×104m3，而M55井仅为2.3×104m3。这是因为M51井采用低浓度EM50压裂液，降低了压裂液的黏度，减少了对储层造成的伤害，并使裂缝主要在储层内延伸，有效控制缝高增长，减少隔层的无效裂缝；同时加入的纤维对支撑剂进行辅助携砂，改善支撑剂在裂缝中的铺置，提高了导流能力。随着储层温度的恢复，纤维降解后对储层无伤害，溶解在压裂液中返排到地面。而M55井为了提高携砂效果采用0.4%EM50压裂液，高黏度压裂液对储层的伤害较大，同时容易造成缝高失控，从而造成对储层的改造不充分，产量较低。

图7 M51井盒8上测井曲线图Fig.7 Log data for He-8upper member of well M51

图8 M55井盒8上测井曲线图Fig.8 Log data for He-8upper member of well M55

图9 M51井盒8上施工曲线图Fig.9 Main fracturing treatment for He-8upper member of well M51

参数M51(加纤维)M55(未加纤维)EM50浓度/%0．20．4施工排量/(m3·min-1)5．04．0液氮排量/(m3·min-1)0．60．45施工泵压/MPa36．75～45．0540．9～44．8入地液量/m3340254陶粒用量/m325．925．9最高砂浓度/(kg·m-3)470440平均砂比/%18．718．5加入纤维量/kg225—有效支撑裂缝半缝长/m120．6114．9支撑缝高/m33．144．8缝宽/cm0．3770．712平均支撑剂浓度/(kg·m-2)7．44．69无因次导流能力11．439．203井口产量/(104m3·d-1)5．262．3

子洲气田对盒8上段共进行纤维携砂压裂7口井，日产量均在(2～5)×104m3，如图10所示；而采用常规压裂日产量为(0.06～3)×104m3。表明纤维携砂压裂对致密储层盒8上的改造能够达到很好的效果。

图10 盒8上纤维携砂压裂井日产气量Fig.10 The daily production for fiber-assisted transport wells at He-8upper member

3 结论

(1)子洲气田盒8上为低孔、低渗致密砂岩储层，开发该类储层需要在压裂时控制缝高增长，尽可能延长缝长。

(2)纤维携砂压裂能够使支撑剂运输到裂缝的指端，提高裂缝的支撑缝长；防止支撑剂在裂缝内沉降，改善支撑剂在裂缝中的铺置；降低压裂液残渣对储层的损害，提高裂缝的导流能力。

(3)室内试验评价可降解纤维压裂液有较好的携砂能力，加入9‰的纤维对导流能力影响较小，悬砂效果理想；在地层温度下0.5 d可降解率达50%；与地层水和压裂液均有良好的配伍性，满足施工要求。

(4)纤维携砂压裂现场应用取得了理想效果，缝高得到有效控制，有效改善支撑剂铺置，产量比常规压裂提高2倍，表明纤维携砂压裂对致密储层盒8上的改造能够达到很好的效果。

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TheApplicationofFiber-assistedTransportTechniqueinHe-8upperMemberofZizhouGasField

Yuan Haiping, Chi Xiaoming, Chen Fei, Chen Chao, Liu Huan, Niu Chengfei

(ChangqingDownholeTechnologyCompany,ChuanqingDrillingEngineeringCo.,Ltd.,CNPC,Xi＇an,Shaanxi710018,China)

The He-8uppermember which is the main pay zone of Zizhou gas field is tight and thin. For such formation, lower viscosity fracturing fluid must be used to control the fracture vertical growth and extend the fracture length, which the conventional fracturing operation is unreached. The fiber-assisted transport technique can get that purpose and meanwhile improve proppant concentration in the fracture, which can increase fracture conductivity. So a set of laboratory studies about proppant settling, fracture conductivity, the fiber decomposition and compatibility has been carried out for He-8uppermember to prove the feasibility of degradable fiber. The results indicated that the 9‰ degradable fiber is optimal. This technology has been applied for 7 wells in Zizhou gas field. The hydraulic fracturing analysis indicated that the fiber-assisted transport technique increased the fracture conductivity, compared to the conventional fracturing operation. The daily production is twice time higher than the offset wells. This fact proves that the fiber-assisted transport technique is feasible for the He-8uppermember.

tight reservoir; proppant suspension capacity; fracture conductivity; fiber-assisted transport

国家重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05037-004)资助。

袁海平(1988—)，男，四川绵竹人，2011年毕业于成都理工大学石油工程专业，2014年获得中国石油大学(北京)石油与天然气专业硕士学位，助理工程师，现从事石油压裂方面的研究工作。邮箱：cj_yuanhp@cnpc.com.cn.

TE348

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