东胜气田致密气藏混合水体积压裂技术研究与应用

2018-06-22杨文波常云超邱小庆

石油地质与工程 2018年3期

杨文波，常云超，邱小庆

（1.中国石化华北石油工程有限公司井下作业分公司，河南郑州 450042；2.中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院）

东胜气田杭锦旗区块位于鄂尔多斯盆地伊盟北部隆起，是以下石盒子组为主力开发层位的致密气藏，资源量大，分布稳定。储层岩性主要为岩屑石英砂岩与岩屑砂岩，石英平均含量为66.67%，岩屑平均含量为22.26%，杨氏模量为28.0～31.0 GPa，渗透率主要为（0.9～1.7）×10-3μm2，孔隙度主要为9.3～11.3%，属于典型的低孔低渗气藏。受储层条件的制约，单单靠增加缝长来提高储层的导流能力已经达不到理想的效果。针对鄂尔多斯盆地储层岩石特性以及天然裂缝发育特点，按照“体积压裂”理念，对传统的压裂方式进行改进创新，开展了混合水体积压裂技术攻关试验[1-3]。

1 混合水体积压裂机理

混合水体积压裂技术主要是针对天然裂缝发育、岩石脆性指数较高的致密储层的压裂技术，通过低黏压裂液和低砂比形成复杂支缝，高黏压裂液和高砂比形成高导流主缝，开启天然裂缝并形成有效支撑，实现对储层三维方向的“立体改造”[4]。其增产机理是：在混合水体积压裂过程中，当缝内净压力大于地层最大最小水平主应力差时，人工主裂缝开始形成，天然裂缝逐渐张开；当净压力达到一定数值时，脆性岩石开始发生剪切滑移。由于存在剪切滑移，在裂缝延伸过程中也能使已存在的微隙进一步张开。压裂结束后，剪切断裂产生的裂缝粗糙面使张开的裂缝不能再滑移回到初始位置，闭合后仍能保持一定的间隙[5-12]。在裂缝剪切滑移形成一定的缝长和缝宽后，继而将携带一定支撑剂的携砂液按一定比例注入，使剪切产生的裂缝渗透率得到保持，提高裂缝导流能力，增大压裂改造体积，提高单井产量。

2 混合水体积压裂工艺研究

2.1 压裂液体系优选

混合水体积压裂入地液量大，容易对地层造成严重的伤害，因此，对压裂液体系性能的要求较高。线性胶压裂液体系不仅具有界面张力低、体系更易返排、对储层伤害小的特性，同时具有容易进入天然微裂缝、开启并沟通更多的天然裂缝、利于裂缝体积改造的优点，因此，采用线性胶作为前置液。但线性胶携砂性能有限，不能满足高砂比携砂的要求，为保证施工安全，采用较高黏度胍胶压裂液作为携砂液[13]。针对鄂尔多斯盆地东胜气田杭锦旗区块的储层特征，优化混合水体积压裂常用配方为：线性胶（0.15%HPG＋1.0%防膨剂+0.05%杀菌剂+0.5%起泡剂+0.2%助排剂+0.2%Na2CO3）、基液（0.45%HPG＋1.0%防膨剂+0.05%杀菌剂+0.5%起泡剂+0.2%助排剂+0.2%Na2CO3）。

2.2 支撑剂优选

闭合压力大小是优选支撑剂的主要技术参数，组合支撑剂性能参数见表1。根据邻井施工资料反映，地层闭合压力梯度为0.014～0.016 MPa/m，地层闭合压力为43.5～49.7 MPa，故选用耐压性能更好的人造陶粒作为支撑剂。根据东胜气田储层特点以及混合水体积压裂压后裂缝支撑特征，结合现场施工要求，经过室内研究，前置液阶段采用40/70目中密度陶粒扩大天然裂缝开启程度，充填微裂缝；携砂液阶段采用20/40目低密度陶粒支撑人工主裂缝，提高主裂缝导流能力[14]。

表1 支撑剂性能参数

2.3 配套工具的组合

井内尾管悬挂器、裸眼封隔器、滑套等耐温可达150 ℃，耐压可达70 MPa，井口采用KQ103/65-70型压裂井口，均能满足施工限压60 MPa的要求；井口采用双管线泵入压裂液，能够满足6～7 m³/min的施工排量要求。

2.4 缝内净压力优化

鄂尔多斯盆地东胜气田下石盒子组的岩石脆性指数高、天然裂缝较发育，在压裂过程中容易形成缝网系统。研究表明，岩石产生张性断裂所需要的缝内净压力表达式为：

产生剪切断裂所需要的缝内净压力表达式为：

式中：netp为缝内净压力，MPa；Hσ，hσ分别为水平最大、最小主应力，MPa；θ为人工裂缝与天然裂缝夹角，(°)；0τ为天然裂缝面的黏聚力，MPa；fK为天然裂缝面的摩擦系数。

由式（1）可知，当π/2θ=时，张性裂缝净压力取得的最大值为。同理，由（2）式可知：当人工裂缝与天然裂缝相交后，影响天然裂缝是否发生剪切滑移的因素包括水平主应力差、人工裂缝面的摩擦系数；当π/2θ=时，剪切裂缝净压力取得最大值；对于天然裂缝缝面的黏聚力为0，因此，天然裂缝产生张性断裂和剪切断裂的最大值均为

东胜气田杭锦旗区块下石盒子组储层水平主应力差一般为3～5 MPa，因此，产生剪切裂缝需要的最大缝内净压力要大于5.0 MPa。

2.5 施工排量优化

体积压裂通过大排量迫使天然裂缝张开，通过提高缝内净压力形成网状裂缝，由常规的造长缝变为增加缝网体积；通过增大泄流体积，达到提高单井产量的目的。研究表明，排量大于6.0 m3/min净压力大于5.0 MPa，能够保证天然裂缝开启并延伸，同时能够使裂缝突破夹层，纵向上充分动用砂泥岩混层，因此现场施工排量应为6.0 m3/min以上。

3 实例分析

3.1 基本井况

JH1井是东胜气田杭锦旗区块的一口气藏评价水平井，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部隆起，井深4 557 m，层位为盒2层，采用预置管柱完井。储层平均孔隙度为12%，平均渗透率为0.56×10-3μ m2，平均含气饱和度为45.1%，属于致密砂岩储层。目的层盒2-1层砂体厚度11.1 m，上覆盒2-2层砂体厚度11 m，下覆盒1层砂体厚度25.6 m，砂体厚度较大。目的层盒2-1层与下覆盒1层之间有2个约1 m厚的较纯泥岩薄夹层，其遮挡效果较差，上覆盒2-2层砂体与目的层盒2-1层砂体之间无遮挡层。压裂设计原则是以较高的规模和排量沟通纵向气层，提高改造体积，采用混合水体积压裂技术进行储层改造。

3.2 设计施工参数

该井通过投球打滑套进行分段压裂，主要采用大液量、大排量的施工参数。X1井分段压裂施工参数：每段使用线性胶约135 m³，压裂基液约400 m3,施工排量6～7 m³/min，支撑剂20～40目中粒径陶粒40～55 m3，40～70目小粒径陶粒3～4 m3，平均砂比约20%。

3.3 压裂施工过程

根据线性胶和基液的液体类型及作用，每段施工泵注过程大致可分为3个阶段如表2所示。

（1）前置交联液线性胶的注入。每级压裂前置液中以40/70目小粒径陶粒打5%、7%两个砂比段塞降低或消除近井筒裂缝的迂曲摩阻，扩大天然裂缝开启程度，并充填地层中发育的微裂缝，降低施工泵压，降低压裂液滤失，进而提高压裂液效率。

表2 JH1井第X段压裂施工泵注程序

（2）大粒径携砂交联液的注入。支撑人工主裂缝，提高主裂缝导流能力，形成缝网结构，增加主缝近井地带的导流能力。

压裂施工所用的压裂液由50.2%的前置液组成。根据JH1井第X段压裂施工曲线，注入砂比为5%的交联液，顶替到位后，注入砂比为7%的线性胶，随后注入交联液携砂液，砂比由9%逐渐升高到33%。地层破裂压力为29.8 MPa，施工排量为7～6 m3/min，裂缝延伸正常；前期注入40～70目陶粒3.1 m3，后期注入20～40目陶粒42.1 m3，整个过程采用段塞式加砂。

3.4 压后产能情况

通过JH1 井与相邻同层位井压后求产数据对比，在相同储层条件下，采用不同的压裂方式进行储层改造，压后产量明显不同。混合水压裂能够有效地增加裂缝与储层的接触面积，提高了近井地带的裂缝导流能力，单井产能较常规胍胶压裂提高明显，达到大幅度提高产量的目的。该井采用混合水压裂改造，压后无阻流量25.0×104m3/d，实现了杭锦旗该层位产能新突破。混合水与常规压裂产能情况对比如表3所示。