苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造关键问题及展望

慕立俊 马 旭 张燕明 肖元相

1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院

0 引言

自2007年以来，美国通过储层改造技术的理念创新和技术进步实现了“页岩气革命”。2016年，美国天然气产量达7 511×108m3，其中非常规天然气产量为5 632×108m3，占比75%。在非常规天然气中，页岩气产量增长尤为迅猛，2000年仅为122×108m3，而2016年则高达3 987×108m3，占当年天然气总产量的53%。

鄂尔多斯盆地苏里格气田位于内蒙古自治区和陕西省境内，是目前中国陆上最大的气田，也是致密砂岩气藏的典型代表，具有“低渗透率、低压力、低丰度”等特征[1]。2012年，中石油提出了“体积改造”的技术理念[2]，以期提高天然气产量、解放资源。为了将体积改造技术原理的普遍性和苏里格气田致密气藏储层的特殊性相结合，建立有效的体积改造技术模式，笔者从地质特征入手，比较了苏里格气田致密砂岩气藏与美国非常规气藏储层的差异，从而探讨苏里格气田致密气储层体积改造面临的关键问题，明确储层改造技术的未来发展方向。这对进一步提高苏里格气田的开发效益、实现长期稳产具有重要意义。

1 美国非常规气体积改造技术现状

2002年以来，随着水平井分段压裂技术的试验成功，以及滑溜水压裂技术的快速普及，美国页岩气体积改造技术快速发展，产量大幅攀升。得益于水平井体积改造技术的持续发展以及大幅度降低的作业成本，近年来的低油价形势亦未对美国的非常规气产量造成重大影响。

1.1 长水平段、缩小缝间距

大量的矿场试验数据表明，随着水平段长度和裂缝条数的增加，页岩气水平井产量也随之增加。目前，美国页岩气井水平段长度普遍介于2 000～3 000 m，最长达5 640 m，段间距则为30～60 m，而最新试验的密切割技术单缝间距甚至缩短到约8 m。

1.2 水平井分段压裂工艺

美国的非常规气水平井分段压裂主体采用固井完井桥塞分段压裂技术，占比超过90%。近年来，随着高分子可溶材料的进步，可溶桥塞压裂工具研发取得突破，与传统速钻桥塞分段压裂工具相比，压后不需要磨铣，自行分解，井筒全通径有利于后续作业。此外，新型的无限级分压工艺也不断发展。Schlumberger公司研发的Inf i nity压裂工具，通过精准泵入可溶性球座，与套管预置的球座插座对接，压裂时投入可溶球实现逐段改造，压后球和球座自然降解，实现压后全通径；NCS公司的Unlimitied和Baker Hughes公司的Optiport无限级分压技术，通过固井时预置滑套，压裂时连续油管开启或关闭滑套实现定点压裂，与固井完井桥塞分段压裂技术相比，不射孔、不另下工具、不需要压后处理。

1.3 滑溜水压裂设计

滑溜水压裂最早始于20世纪80年代美国致密砂岩气开发，在Cotton Valley、Bossier等气田见到了较好的增产效果。自页岩气大规模开发以来，滑溜水压裂已成为主体工艺[3]。目前，滑溜水压裂设计主要包括混合压裂和全程滑溜水压裂两种模式。早期主要以混合压裂设计为主，即前期打入滑溜水，然后注入线性胶，最后用交联液作为携砂液，滑溜水占比30%～50%。而近年来，全程滑溜水压裂设计比例逐渐增加，滑溜水占比达80%～100%。

1.4 大平台工厂化作业

平台化布井、工厂化压裂是降低成本的必由之路。通过减少设备动迁次数，降低设备动迁费用，实现不怠工条件下连续作业，大幅提高压裂设备的利用率和作业效率，从而降低成本。例如，加拿大Horn River盆地采用丛式水平井开发，单平台压裂段数由154段提升到314段再到440段，单井平均压裂段数由14段提升至22.4段再提升至27.5段，泵注成本则由176美元/m3降至158美元/m3再降至119美元/m3，成本降低了32%。这同时也说明平台规模越大，作业成本越低。美国Barnett页岩气平台最大井组也包含了22口水平井。

1.5 低成本压裂材料

近年来，为进一步降低作业成本，美国页岩气压裂用支撑剂中石英砂比例进一步提高。2016年，美国压裂用石英砂用量占比平均超过71%，部分地区支撑剂已全部采用石英砂，降低完井成本近20%。目前，石英砂支撑剂应用储层埋深超过3 000 m，闭合压力已超过45 MPa。此外，还通过石英砂就近选择、自供，进一步降低成本。

2 苏里格气田的地质特征

2.1 砂体规模小，非均质性强

不同的沉积相背景，决定了不同的有效储层展布特征。美国致密砂岩气储层分布稳定、厚度大，如皮申斯盆地以海陆过渡相三角洲沉积为主，砂体呈透镜状展布，气层累计厚度超过600 m；圣胡安盆地以河流相与三角洲分流河道沉积为主，砂体有效厚度为24 m。而页岩气储层主要为海相沉积，分布稳定，Barnett页岩厚度约为300 m。苏里格气田属陆相辫状河或辫状河三角洲沉积背景，有效储层心滩微相为非连续相，透镜状与层状砂体共生。井网加密试验表明，有效砂体呈半椭球状分布，厚度30～50 m，平面上长轴近南北向，长度介于600～1 000 m，短轴近东西向，宽度约为400 m，有效厚度6.3～8.3 m[4-5]，纵向上多期叠置，横向上非均质性较强。

2.2 纵向砂泥岩遮挡条件较差

研究发现，裂缝纵向扩展与储层、隔层的应力差和厚度直接相关。美国页岩气储层呈薄层状分布，更重要的是发育有天然裂缝和层理，层理面是薄弱面，裂缝纵向上延伸受到一定程度的控制，可诱导人工裂缝转向（图1），具备大型压裂形成复杂缝网的先决条件。与页岩气储层相比，致密砂岩气储层一般为砂泥岩交互分布，层理不发育（图1），对裂缝纵向延伸控制作用小（图2）。美国致密砂岩气储层厚度相对较大（San Juan盆地有效厚度约24 m），而苏里格气田致密砂岩气储层有效厚度则只有6.3～8.3 m，压裂过程中较小的储层厚度导致裂缝纵向更易突破隔层。

图1 页岩气（Barnett气田页岩）和致密砂岩气（苏里格气田二叠系下石盒子组盒8段）储层露头对比图

图2 水平层理对裂缝纵向扩展的影响示意图

2.3 储层地层压力系数偏低

美国落基山地区致密砂岩气储层以及页岩气储层普遍具有异常高压，压力系数一般介于1.4～1.7，最高达1.94，具有明显的起伏深度（2 400～2 740 m），导致异常高压的主要原因是具有活跃的烃类生成、高的烃柱和高地形的补给区引起的承压状态。苏里格致密砂岩气藏储层为异常低压，平均压力系数介于0.85～0.95，气藏负压主要是抬升剥蚀和气水密度差引起。

2.4 复杂裂缝形成难度较大

国外非常规天然气储层体积改造研究表明，能否形成复杂网状（体积）裂缝取决于天然裂缝性质、地层岩石力学性质以及两向水平主应力的关系。

2.4.1 天然裂缝发育程度低

天然裂缝与人工裂缝的相互沟通，能够较大程度地增加裂缝复杂程度。通过岩心标定和FMI成像对比发现，超过60%的页岩气储层天然裂缝走向与断层方向具有一致性，且水平层理发育；致密砂岩气储层部分发育天然裂缝，如大绿河盆地和圣胡安盆地存在一定程度的天然裂缝，有的开启，有的被矿物充填。裂缝一般不穿层，往往消失于泥页岩中或地层交界处，且多数为微裂缝。而苏里格气田以溶孔、晶间孔为主，从苏里格东区召X井的成像测井资料来看，发育有一定量的天然微裂隙（图3），与国外页岩气等非常规天然气储层天然裂缝发育程度存在较大的差距。

图3 苏里格东区召X井成像测井解释成果图

2.4.2 脆性条件中等

储层脆性影响天然微裂缝发育和裂缝形态，脆性程度高，则天然微裂缝发育，压裂过程中岩石易剪切破坏，从而产生较大的体积复杂裂缝。通过岩石力学参数法对比可以看出，苏里格气田盒8段、二叠系山西组1段（以下简称山1段）脆性指数介于40.0～65.0（表1），低于Barnett气田，与Haynesville等气田脆性程度相当。此外，应力—应变实验显示盒8段、山1段岩石破坏前应变1.0%～1.5%，脆性特征明显。

2.4.3 水平两向应力差较大

平面两向应力差决定了裂缝是单缝特征还是体积压裂缝特征，直接影响带宽大小与改造体积。美国页岩气储层水平两向应力差较小（1～3 MPa），人工裂缝多缝随机延伸，裂缝复杂程度较高。苏里格致密砂岩储层测试水平应力差为7.7 MPa，裂缝复杂性受限。

表1 苏里格气田致密砂岩气储层与美国不同区域页岩气储层岩石力学特征对比表

综上所述，与美国页岩气、致密气等非常规天然气储层相比，苏里格致密砂岩气储层分布稳定性差、砂体规模小、非均质性强、物性差、裂缝发育程度低、压力系数低[6]。

3 体积改造关键问题及发展方向

3.1 面临的关键问题

要实现苏里格气田致密砂岩气储层体积改造，必须结合储层自身的地质条件。通过与美国非常规天然气储层地质条件的对比分析可以看出，苏里格致密砂岩气储层体积改造主要面临以下4个难点。

3.1.1 过高的排量导致裂缝纵向过度延伸

苏里格致密砂岩气储层盒8段、山1段等主力开发层段储层和隔层应力差较小，隔层厚度小，较高排量注入会大幅增加缝内的净压力，当超过储、隔层应力差时，裂缝会突破隔层，造成缝高失控，导致裂缝的横向扩展受限，影响改造效果。前期苏里格气田苏东X井盒8层进行了体积改造试验，该井盒8段储层埋深2 730 m，砂体厚度59.4 m，加入陶粒101.3 m3，采用油套环空注入，施工排量达6.0～6.5 m3/min，累计注入液量916 m3，压后井口日产气0.218 6×104m3，未达到预期效果。通过井底压力计测试数据和压力分析，压裂过程中净压力由6.0 MPa突升至约18.0 MPa（图4），压后偶极子声波测井测试裂缝高度达125 m，已经突破了底部薄隔层的遮挡。

图4 苏东X井盒8段压裂施工净压力曲线图

3.1.2 低压气藏大规模压裂液滞留储层伤害大

苏里格致密砂岩储层压力系数低（小于1.0），体积改造大量液体进入地层，压后液体返排难度大。从岩心启动压力室内实验可以看出，致密储层存在启动压力，且随着渗透率的不断降低，启动压力越高（图5）。而致密储层液体滞留伤害率分析实验也表明，储层低压特性是造成压裂液滞留的主要原因，且液体滞留时间越长，对储层伤害越大（图6）。

3.1.3 直井多层水平井多段压裂改造工艺不满足体积改造的技术需求目前，苏里格致密砂岩气储层主体采用直井机械封隔器分层和水平井多级滑套水力喷射分段压裂工艺[7-8]（图7），实现多层多段连续分压、压后投产一体化，具有作业工序简单，成本低等优势，但注入排量受限（小于4.0 m3/min），压后完井管柱复杂，后期测试评价等作业难度大。尤其是水平井分段压裂技术方面，采用裸眼完井方式，一方面由于自身工艺特点和井眼不规则的影响，段间封隔有效性较差，Ⅱ、Ⅲ类致密砂岩气储层改造效果不佳；另一方面，裸眼完井钻井液长期浸泡，易造成污染，影响改造效果。

图5 10块岩心启动压力实验图

图6 液体滞留时间对储层伤害率分析图

3.1.4 成本的增加制约了体积改造技术的规模应用

与常规压裂相比，体积改造意味着更长的水平段、更多的分压段数、更高的注入排量、更大的改造规模，增加了现场施工设备和压裂材料数量，导致了整个压裂作业成本的大幅增加。按目前的结算价格体系，不考虑水平段长度、分压段数等影响因素，在同等改造规模的前提下，水平井体积改造总费用较常规分段压裂增加30%以上，一定程度上制约了体积改造技术的扩大应用。

3.2 技术发展方向

3.2.1 采用适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计，控制裂缝纵向延伸

水力压裂裂缝扩展几何形态受控于缝内净压力，而较低的液体黏度可以在同等注入排量条件下降低净压力，有利于控制裂缝高度。前期，苏里格气田60余口混合压裂试验井也见到了较好的应用效果[9]。因此，在进行苏里格气田致密砂岩气体积压裂时，需要结合储层纵向条件、混合水压裂设计的技术优势，优化适度排量和规模，在裂缝高度不过分扩展的前提下，实现横向波及体积的最大化。

3.2.2 降低致密砂岩气水锁伤害、提高返排效率，缩短液体滞留储层时间

针对苏里格气田低压致密砂岩气藏，以“改善压后返排、降低液体伤害”为目标，形成了“液氮伴注助排、压后及时返排”的技术策略，取得了较好的助排和实施效果。下一步需要针对致密砂岩气储层孔喉半径小的特征，探索通过改善岩石润湿性，进一步降低致密砂岩气储层水锁伤害的方法，保障压裂改造效果。

3.2.3 开展小井眼钻井、小油管完井，满足高排量压裂设计及后期长期生产需求

国外致密砂岩气开发实践表明，小井眼技术能够大幅提高机械钻速、降低管材用量、减少岩屑产生量，在节约投资成本方面有着极大的优势[10]。目前，苏里格气田致密砂岩气藏直井主体采用Ø139.7 mm套管固井完井，Ø73.02 mm油管+封隔器实现压裂、投产一体化，限制了施工排量的提高，缩短了后期自然携液生产时间。因此，采用套管注入、后期下入小直径生产油管是多层多段分压技术的发展方向，已开展试验的套管滑套和连续油管分压技术表现了较好的应用效果和前景[11-12]。

图7 直井机械封隔器和水平井多级滑套水力喷射分压管柱示意图

3.2.4 加强地质与工程一体化，定型工厂化作业模式，实现大井组开发提效降本

前期，结合苏里格气田大井组部署，开展了工厂化作业的探索试验，取得了一定的效果[13-15]。但由于上下古生界储层叠合、多层系发育特点，多采用多井型、混合井组开发模式，压裂工艺类型多、工作液种类多，工厂化作业难度较大（表2），需要进一步加强地质工程结合，优化地质部署，定型改造工艺，实现“标准化、模块化、流水线”的工厂化作业。

表2 G-1井组井型、工艺及液量统计表

4 结论

1）通过与美国非常规天然气储层天然裂缝性质、地层岩石力学性质以及两向水平主应力的对比分析，可以看出苏里格致密砂岩气储层复杂裂缝形成的难度较大。

2）结合苏里格致密砂岩气藏地质特征，明确了体积改造的主体技术方向，即：控制裂缝纵向延伸，适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计提高单层产量，直井多层、水平井多段压裂实现致密砂岩气多层系立体式开发。

3）开展小井眼钻井、小油管完井试验，定型大井组工厂化作业模式，是苏里格致密砂岩气进一步降低作业成本的现实选择。

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