苏里格气田致密性砂岩储层深度改造技术

刘 鑫 ，青 松

（1.中国石油苏里格南作业分公司，陕西西安 710021；2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710021）

1 储层地质特征及应对的技术措施

1.1 地质特征

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地北部，其储层地质特征是，盒8是辫状河沉积，以岩屑砂岩为主，具有孔喉半径小、排驱压力大的特点。储层渗透率小于1×10-3μm2，孔隙度小于 10%。储层内隔夹层较严重，又是特别致密的砂岩储层，属于低渗、低孔、低压气田，开采难度很大。

1.2 技术措施

针对盒8致密性砂岩储层，经过十多年来的研究探索，找到了一种解决这类储层开发的关键技术，深度改造技术[1-3]。即在储层中打长段水平井，并进行科学的分段压裂，在每段压出长缝后，再进行脉冲压裂，使长缝里又形成网状的小裂缝（见图1）。这种组合式压裂技术，形成人工三维裂缝，加大了储层的泄气面积，提高了气井的产量，取得了较好的开发效果，这种方法通常也叫体积压裂技术[4-10]。

2 三维裂缝模型

体积压裂技术是在三维立体上构成网状裂缝（见图2），在物理模型的基础上建立三维数学模型，基本方法是将立体网状裂缝分成若干个离散单元，然后用数学方法进行整合，形成三维裂缝模型。其基本数学方程包括三个方面：（1）裂缝面与缝宽之间关系的弹性方程；（2）缝内液体流动与压力梯度之间关系的液体流动方程；（3）裂缝应力强度与岩石力学的临界应力强度之间的关系。首先给出各自相应的数学基本方程，然后进行推导运算得出三维裂缝方程。

图1 水平井分段压裂加脉冲压裂示意图

图2 三维裂缝物理模型

2.1 弹性方程

水力压裂网状裂缝所求解的是三维弹性力学问题。也就是裂缝内压裂液体积的压力P（x，y，t）变化所引起的应力位移场的变化，其数学方程为：

式中：Δp－压力在各坐标上的平均增量，kPa；P－裂缝内液体压力垂直于裂缝壁面的压应力，kPa；Ee－等效弹性模量，kPa；－梯度算子；W－裂缝宽度，m；R－被积函数积分点（x＇，y＇）与压力作用点的距离，m。

经过对裂缝壁面A的积分运算，得到弹性线性方程：

式中：K－弹性刚度矩阵，kPa·m；－结点缝宽矢量（试验测试得到），m；T－弹性方程中得到的面积矩阵，结点压力列矢量，kPa。

2.2 液体流动方程

一般将压裂液在裂缝内流动状态理想化，设为液体不可压缩的层流状态，这样给出的液体流动连续方程为：

式中：qx－单位长度上 x方向体积流量，m2/s；qy－单位长度上 y 方向体积流量，m2/s；q－合成流量，m2/s；L－裂缝总长度，m；w－单位时间上的裂缝宽度，m；t－时间，min；q1－裂缝单位面积上的体积注入速率，m3/s。

经过对每个单元体线性变化 p（x，y）的函数 J（p）进行求解，最后可得到液体流动方程组：

式中：D-流体流动黏滞阻力矩阵，m3/（s·kPa）；CL－滤失系数，m3·（s·kPa）；T－弹性方程中得到的面积矩阵，m2；－结点压力矢量，kPa；远场孔隙压力，kPa；－结点缝宽矢量，m；t－单位流动时间，min井底压裂液注入综合影响矢量，m3/s。

从方程（4）中可以看出，对牛顿流体而言p和w是线性关系；对非牛顿流体，p和w是非线性关系。另外把压裂液视为不可压缩的液体，从泵输出去的总液量，减去管线内液量、滤失量和返排的液量，就可粗略估算出储层内裂缝的总容积。

2.3 压力强度与岩石破裂的临界应力强度关系

这类理论在弹性断裂力学资料中，介绍的已非常多。这里不再论述，直接从单元体积守恒方程得出：

式中：v－缝端的法向速度，m/s；缝端单位长度上的法向流量，m2/s；d－环状裂缝的宽度，m；气藏孔隙压力，kPa；Δs－沿缝端距离，m；dv/dt-裂缝扩展后的单元体积变化率，m3；单元内的平均裂缝宽度，m；CS-初滤失系数，m3·（s·kPa）。

从上式可计算出裂缝的扩展速度。

2.4 三大要素联立式求出三维裂缝方程

把式（2）、式（4）代入式（5），经过运算，最终得到联立方程，即三维裂缝方程：

式中：θ－无因次参数；Δt－时间步长，s；K-1－弹性刚度的逆矩阵结点压力矢量，kPa应力在（0，0，0）得到的矢量，kPa。

从联立方程（6）中可求得三维裂缝扩展中的各种数值。

从上面可详细了解三维裂缝物理模型和数学模型的形成，在实际工作中，运算可用三维压裂软件在计算机上运算，非常简捷方便。

3 支撑剂及裂缝导流能力

支撑剂的种类很多，有石英砂、钢珠、铝珠、玻璃球、塑料球、胡桃木、树脂包裹、陶粒等等。支撑剂的选用有很多因素，但最主要是与压裂裂缝闭合压力有直接的关系，支撑剂强度必须大于闭合应力。针对苏里格气田井深3 000 m～3 500 m的储层特征和现场施工情况，进行了细致的研究和大量的室内测试试验（见表1），按API支撑剂选用标准，确定用中密度高强度20～40目的陶粒砂。它破碎率低，能保持很好的渗透率。

表1 各种压裂液经过陶粒支撑缝的导流能力（铺砂浓度10 kg/m2，闭合应力30 MPa）

4 压裂液及添加剂

苏里格致密性砂岩储层，物性差、孔喉小，外来液体易吸附而堵塞孔喉，表现出强水锁特征，亲水性很强；储层的压力系数低、需排驱压力高，因此压裂液返排困难，容易滞留在地层造成伤害；储层中岩屑和黏土矿物含量高，易发生膨胀运移堵塞孔喉，降低储层的有效渗透率。因此对压裂液及添加剂的性能要求很高。

4.1 储层伤害机理研究

通过对含气储层岩心的试验（见图3），可以看出液体滞留在岩心的时间与伤害程度成正比关系；从岩心微观分析，压裂液残渣对微裂缝、支撑裂缝堵塞是储层伤害的主要因素。以降低储层伤害为目的，开发新型的低伤害、低吸附、低滤失、易返排、防膨性好的压裂液体系是主攻的方向。

4.2 低浓度胍胶压裂液研发

在致密气藏储层伤害机理研究基础上，以降低相对分子质量、降低黏滞阻力为主攻方向，研发出适合苏里格气田储层的阴离子表面活性剂、低浓度胍胶两种新型低伤害压裂液。其中低浓度胍胶压裂液性能特点（见表2），临界胶联浓度低（0.12%～0.25%），耐温携砂性能好（100℃），现场使用效果较好。

表2 低浓度胍胶压裂液的基本性能

4.3 压裂液配伍试验

在常温下把添加剂按要求顺序放入压裂液进行配伍试验，配好的液体常温下放置4 h，无沉淀、絮状物和浑浊现象，证明配伍性良好。在高温下把添加剂按要求顺序放入压裂液进行配伍试验，配好的液体在90℃水浴中放置4 h，无沉淀、絮状物和浑浊现象，证明在高温下配伍性也很好。

4.4 压裂液流变性能

把基液和胶联剂按100：0.8胶联后，采用PVS高温高压流变仪在90℃下对其液体进行耐温耐剪切性能评价。90℃、170 s-1剪切60 min后，压裂液的黏度为155 mPa·s左右，能满足苏里格气田压裂需要。另外也证明该压裂液体系在90℃的状态下，具有良好的耐温、耐剪切性能。

4.5 助排剂研究

图3 压裂液滞留时间对储层伤害的关系

液体在储层中滞留的时间越长，对储层的伤害越大。因此需要研究一种快速、返排率高的助排剂。经过对各种助排剂的筛选和试验研究，研发出TGF-1新型助排剂（见表3）。其性能是表面张力21 mN/m～23 mN/m，临界胶束浓度0.09%，接触角58.40°。

表3 TGF-1高效助排剂性能对比表

这种高效助排剂，毛细管阻力降低，有利于提高压裂液的返排效率减少对储层的伤害。该助排剂在地层吸附情况下具有良好的表界面分离性能,助排剂各项技术指标与国际同类产品性能相当,有较宽的浓度和温度范围，有效地提高了致密储层压裂液返排效率。

5 现场试验及效果分析

在苏里格气田各区块进行深度改造试验,到目前已压裂水平井上百口井。12口井的资料（见表4），可以看出深度改造的水平井，试气产量大幅度上升，单井平均日产5.0×104m3，取得了良好的改造效果。

从表4中也可看出，单井最大加砂量1 092.0 m3，最大入井液量12 877.0 m3，最高施工排量达11 m3/min，平均试气无阻流量76.6×104m3/d，水平井深度改造井的产量是直井的4～5倍，效果十分显著。

表4 深度压裂现场试验情况

6 结论

（1）针对苏里格气田砂岩储层特征，采用了深度压裂技术，即水平井分段压裂加脉冲压裂，形成组合式压裂技术。

（2）根据三维压裂裂缝特点，建立三维裂缝物理和数学模型，为三维压裂裂缝奠定了理论基础。

（3）依据储层裂缝闭合应力，按照API支撑剂选用标准，确定选用中密度高强度陶粒砂作支撑剂。

（4）为了降低储层伤害，研发了阴离子表面活性剂和低浓度胍胶两种新型压裂液。同时也为了提高压裂液返排效率，又研发了TGF-1新型助排剂。

（5）在苏里格气田进行了试验，从12口井的资料分析可以看出，收到了较好的效果。

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