致密砂岩水平井降阻水/冻胶混合压裂先导试验

刘 琦， 邱 玲， 慈建发， 刁 素

(中石化西南油气分公司石油工程技术研究院)

混合水压裂技术主要经历了三个发展历程[1-4]：上世纪80年代以清水压裂为主，上世纪90年代过渡为滑溜水压裂，本世纪初发展成为混合水压裂。混合水压裂技术[1-8]主要针对天然裂缝发育、岩石脆性指数高的致密储层，通过采用“大液量、大砂量、高排量、低砂比”及降阻水与冻胶交替注人，在保持低有效破裂压力的同时，利用降阻水产生裂缝宽度和长度，形成裂缝几何形状后，用冻胶更有效地沿着裂缝携带支撑剂，使支撑剂充填分布更均匀并且更连续，从而提高裂缝导流能力。

川西地区中浅层气藏储层致密，混合水压裂技术已取得了一定的进展，但仍存在压后效果差异大，工艺设计针对性不强。裂缝参数及施工参数还需通过室内研究及现场试验进一步优化。

一、混合水压裂增产机理

为验证混合水压裂增产机理，模拟三种不同注入方式所形成人工裂缝的支撑裂缝长度及铺砂剖面。

采用500 mL冻胶作为前置液，1 000 mL冻胶作为携砂液进行连续加砂方式实验，形成的铺砂剖面为连续性的，携砂液未加纤维时支撑裂缝长度为51 cm，而当在携砂液中加入纤维后，支撑裂缝长度为60 cm。说明纤维可帮助携砂，从而获得更长的支撑裂缝，见图1。

采用500 mL冻胶作为中顶液，1 000 mL冻胶作为携砂液进行实验，加砂方式为段塞式交替注入。由于采用段塞式注入，各砂团之间存在高导流能力的通道，在未加纤维情况下，支撑裂缝长度为72 cm，而当在携砂液中加入纤维后，支撑裂缝长度为78 cm，见图2。

图1 连续加砂方式下(冻胶携砂，加纤维)支撑裂缝铺置形态

图2 冻胶携砂(加纤维)与纯冻胶交替注入下支撑裂缝铺置形态

采用500 mL降阻水作为中顶液，1 000 mL冻胶作为携砂液进行实验，加砂方式为段塞式交替注入。相比采用冻胶作为中顶液，该注入方式所形成的支撑裂缝各砂团之间无明显的沟壑，但在支撑裂缝中出现了从缝口到缝端的高导流能力的通道。在携砂液中加入纤维后，支撑裂缝长度为52 cm，相比未加纤维情况下，支撑裂缝长度(56 cm)稍有降低见图3。分析其原因，可能是由于加入纤维后，砂团更加紧密，而降阻水由于黏度低，加之实验排量较低，推动携砂液更为困难。

根据室内实验可看出：段塞式加砂方式所形成的支撑缝长较连续加砂方式更长，采用纯冻胶段塞的支撑缝长长于降阻水段塞。由于降阻水黏度低，在冻胶中产生指进现象，可改变铺砂剖面，在支撑缝中形成纵横向交错的低流动阻力立体通道，从而提高整个支撑裂缝的导流能力。

图3 冻胶携砂(加纤维)与降阻水交替注入下支撑裂缝铺置形态

二、降阻水体系优化

通过实验评价(见表1)，优选防膨率较高配方：0.04%降阻剂+0.1%杀菌剂+0.1%黏稳剂+0.2%增效剂+0.5%氯化钾，并进行降阻率性能评价和伤害率测定，降阻率大于60%，伤害率小于30%(表2)，实验测得渗透率伤害率为22.98%。

表1 降阻水配方性能评价

表2 降阻性能评价

结合川西地区致密砂岩气藏压裂液体系配方，优化降阻水配方为：0.04%降阻剂+0.3%杀菌剂+0.5%黏土稳定剂+0.5%助排剂+0.2%多功能增效剂+清水或压返液。

三、混合水压裂工艺优化

1.注入方式优化

加砂规模一定，选用降阻水 ∶压裂液=1 ∶2，对脉冲纤维加砂、前置混合水、中顶混合水及后置混合水三种工艺下的裂缝参数进行模拟，模拟结果见表3。

表3 不同注入方式下裂缝参数及5年累计产量

从不同注入方式与裂缝参数的结果可以看出，中顶交替注入降阻水获得的支撑缝长和改造体积最大，但导流能力有一定降低，这主要是加砂规模一定的情况下，支撑缝长和改造体积增加，导致裂缝内支撑剂铺置浓度有一定降低，但中顶交替的注入方式累计产量相对最高，因此推荐中顶降阻水注入方式，可选择阶梯增加或阶梯降低降阻水用量。

2.降阻水用量优化

加砂规模一定，改变降阻水与压裂液比例，模拟不同比例下裂缝参数，模拟结果见表4。

从降阻水比例与裂缝参数的结果可以看出，在加砂规模一定的情况的下，随着降阻水用量的增加，支撑缝长和改造体积增加，这主要是支撑缝长和改造体积受液量规模影响较大，当支撑缝长在降阻水 ∶压裂液为1 ∶1～1 ∶2之间增加幅度较大，而改造体积一直呈现上涨趋势，另外，随着降阻水用量增加，导流能力不断降低，这主要是因为加砂规模一定的情况下，当裂缝体积增加后，支撑剂在裂缝中的铺置浓度将降低，在裂缝部分区域，出现因支撑剂嵌入导流能力为0的区域。综合裂缝参数、累计产量及裂缝铺置剖面，优化降阻水与压裂液比例在1 ∶1～1 ∶2。

表4 不同降阻水比例下裂缝参数及5年累计产量结果

四、现场试验

截至目前，混合水压裂工艺技术在川西中浅层致密砂岩气藏新场、中江、高庙等4个区块水平井中现场试验10井次，其中，1井次全程(6段)采用混合水压裂工艺，9井次在部分井段(累积26段)采用混合水压裂工艺，10井次累积26段采用压返液配制降阻水，施工成功率100%，压后单井平均测试产量8.9291×104m3/d，见表5，体现出混合水压裂工艺增产及环保的有效性。10井次中，GM33-11HF井采用中顶交替注入混合水压裂工艺，在油压15.5 MPa下获天然气测试产量16.1903×104m3/d，获得了混合水压裂工艺的突破。

表5 混合水压裂试验井部份井概况

五、结论

(1)室内模拟表明，由于降阻水黏度低，在冻胶中产生指进现象，可改变铺砂剖面，在支撑缝中形成纵横向交错的低流动阻力立体通道，从而提高整个支撑裂缝的导流能力。

(2)软件模拟表明，中顶交替注入降阻水获得的支撑缝长和改造体积最大，但导流能力有一定降低，但累计产量相对最高。当支撑缝长在降阻水 ∶压裂液为1 ∶1～1 ∶2之间增加幅度较大。

(3)10口井的现场应用效果较好，混合水压裂技术在川西致密砂岩气藏具有较强的适应性。