库车山前致密砂岩凝析气藏高效低伤害压裂改造技术

熊勇富，邹国庆，王静波，罗宇灿，王 荣，徐国伟，刘 洋

(1.中国石油川庆钻探工程公司，四川 成都 610052；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

库车山前致密砂岩凝析气藏，储层埋深4 600.0～5 000.0 m，地层温度115.5～152.0 ℃，地层压力75.0～85.0 MPa，基质孔隙度主要在4.0%～8.0%，平均为5.6%，渗透率主要在(0.1～10.0)×10-3μm2，中值为0.7×10-3μm2，平均孔喉半径0.03～2.40 μm，平均0.36 μm，总体属细孔小喉，水锁强，泥质微孔发育，伊/蒙混层及丝片状、毛发状伊利石含量高，水敏性强，地露压差小，试采有结蜡堵塞现象，易发生反凝析现象，造成油锁伤害。

低渗致密凝析气藏兼具低渗致密气藏与凝析气藏的开发难点，具有更为复杂的储层二次伤害机理、渗流规律、油气相态变化[1]。一方面，致密气藏最大特点为低孔低渗，流体需要克服更大的界面张力、毛管力，水锁效应强[2]，导致气井产能下降，甚至停喷；另一方面，凝析气藏在一定温压条件下，井筒及近井地层极易发生反凝析伤害，使得气相渗流通道严重受阻，渗流阻力大幅升高，产能急剧下降，并且凝析油与外来液体可能产生乳化液，进一步降低渗透率；再者，本储层泥质微孔发育，伊/蒙混层及丝片状、毛发状伊利石含量高，水敏性强，若液体配伍性差，则极易引起黏土的运移及膨胀，造成孔喉缩小及堵塞，加剧储层二次伤害。

目前针对此类储层有效的增产措施为水力压裂，通过人工支撑裂缝，可以降低生产压差，明显扩大有效渗流面积，使气井能长时间保持足够高的井底压力，推迟井眼附近凝析液的聚集。

但是目前低渗致密凝析气藏压裂技术尚不成熟，压裂设计与施工工艺缺乏针对性，没有充分考虑储层特征，普遍照搬常规油气藏压裂设计方法及指标，压裂后低效甚至无效的情况较为常见，严重制约了低渗致密凝析气藏的压裂增产效果[3]。

针对储层致密，应该进行大规模加砂压裂，快速返排，然而储层极易受到污染，此类措施可能带来致命的二次伤害。针对此难题进行研究，探讨库车山前致密气藏的勘探开发思路。

1 技术原理

烃类流体相态图(见图1)显示，本区地露压差相当小，极易发生反凝析现象。如果采用常规的加砂压裂模式、返排工艺和液体体系，近井流体所经历的温压数据路径为R-a-b，即在施工过程中压力升高、温度快速降低，在放喷过程中，压力快速降低、温度缓慢上升。由于近井压力与临界凝析压力太相近，温压数据极易落入两相区，产生液锁伤害。要根本解决这个问题，应尽量相对升高各个阶段的近井压力，避免掉入两相区，即满足温压路径R-A-B，同时尽量提高流体温度，即使是掉入两相区后，也能尽量保持更低的凝析油含量，尽可能降低伤害，即满足温压路径R-A-B′。

图1 区块凝析气藏烃类流体相态图

为此，需优选出能够实现自动升温增压的低伤害液体体系，在此基础上改善优化目标，并改变返排工艺。

2 工艺方法

2.1 优选液体体系

2.1.1 自生热增能压裂液配方调试

自生热增能压裂液配液方便，施工简单(与常规压裂液相同)，在地层中通过化学反应释放出大量的热，产生大量气体，使地层保持一定的温度，并逐渐自动发泡而形成类似“泡沫压裂液”的混合物[4-7]。该工艺不需采用注气专用设备，简化了施工程序，降低施工风险。该体系自动生气增压助排，具有良好的自喷返排性能，产生的热量能有效解决常规压裂液体对储层带来的“冷伤害”问题，另外由于泡沫的产生减少了水分与地层黏土矿物接触面和生成微泡沫降低滤失等功能，可以降低压裂液对地层的伤害。

经过大量的实验，得出适合于目标区块的基本压裂液配方为：0.3%～0.4%低伤害胍胶+2.0%～6.0%自生热增压剂+0.5%～1.5%催化剂+其他功能添加剂。

各材料及添加剂使用比例可根据实际需要的温压条件、生热增压时间、压裂液抗剪切性能等指标进行适当调整。根据实验结果，经模拟计算，该压裂液体系最高可使人工裂缝附近温度升高30℃，压力增加15 MPa，生热增压峰值时间2～10 min可调，压裂液抗剪切、携砂能力等基本指标满足施工要求。

2.1.2 复合黏土稳定剂优选

(1) 海外水电项目地下隧洞及洞室围岩分类多采用Q系统分类标准，国内有自己成熟的围岩分类以及锚喷支护设计规范，而Q系统与国内规范对围岩的分类判据有不同的考虑因素和判定标准，不存在直接的对应关系，因此需加强Q系统的学习和实践，以应对海外工程项目技术需求。

目标储层中，伊利石容易发生运移，堵塞喉道，而伊/蒙间层矿物兼具了蒙脱石和伊利石的敏感性，表现为膨胀性和运移性兼具，因此储层对黏土稳定剂的性能特点要求高，针对性要强。经过反复的优选实验，选取了复合黏土稳定剂CQ-1(见表1)。

表1 各复合黏土稳定剂性能数据 %

2.1.3 复合防液锁剂优选

对于致密凝析气藏来说，水锁和反凝析伤害带来的油锁(统称液锁)都很严重。目前防液锁剂一般分为两类，一类为醇类，一类是表面活性剂类[8]。甲醇进入地层后，与地层水形成低沸点共沸物，能降低表面张力与毛细管力，从而降低液体饱和度，有效减缓液锁效应，但单独使用要求浓度高，成本高，且大量使用会产生盐析现象，防液锁效果的持久性差；优质的表面活性剂可形成一层分子膜，改善多孔介质的润湿性，具有极强的防液锁伤害的能力，成本低，效果持久。因此，将两者结合使用，可扬长避短，优化性能。

经过大量调研及室内实验，优选出优质复合防液锁剂SR-A，由实验数据可知，随着浓度从0.5%增加到2.5%，地层水和凝析油的接触角逐渐增大(见表2)，岩心表面润湿性发生不同程度的改变，可以同时实现防水锁、防油锁的目的，优选浓度2%～2.5%。

表2 SR-A防液锁剂岩心薄片接触角测量数据

2.1.4 防乳破乳剂优选

凝析气井加砂压裂在返排过程中，井底压力降至流体露点压力以下时，地层中将会产生凝析油，会导致常规配方压裂液乳化[9-10]，使渗流阻力加大，气井返排困难，产能明显下降。本区块凝析气藏地露压差小，返排时压力控制空间小，有必要添加防乳破乳剂，以备万一。经试验优选出加量为1.0%的防乳破乳剂SR-C，60 min破乳率达到99.3%，满足施工要求(见表3)。

表3 SR-C防乳破乳剂实验数据

2.2 优化压裂设计

采用FracproPT三维压裂软件进行优化设计，该软件充分地表现了水力裂缝物理过程的复杂性和真实情况，能够准确模拟计算裂缝尺寸的大小，支撑剂分布及裂缝内温压变化。

涉及设计优化方面的内容众多，限于篇幅，在此仅以裂缝长度与开始返排时刻的裂缝内部温度为例，说明施工参数的优化过程。目前本区块在主压裂施工完成后一般需要停泵记压降30 min，加之井口设备的换装，一般返排在施工结束后1 h开始进行，按照上述要求此刻井底温度需要达到65℃及以上。图2中，造缝139 m，返排时井底温度已恢复到65.0℃，当进一步加大规模，造缝154.1 m，返排时井底温度只恢复到45.0℃，不能满足要求。

图2 返排时不同人工裂缝内温度剖面

2.3 返排速度控制

合理的压裂后返排速度对于减少凝析液的析出至关重要，快速返排易造成凝析油析出而加剧反凝析程度，而慢速返排压裂液会形成滞留造成储层污染，两者均会使气相渗透率下降，影响产能。因此凝析气藏压裂需要兼顾减少反凝析以及降低压裂液对储层污染的双重要求，压裂设计需要对压裂后返排速率进行优选。在放喷排液过程中需要将井口压力控制在露点压力以上。需要适时根据井筒及生产条件换算，要求测试求产时井底压力大于42.0 MPa，应主要采用4 mm、5 mm油嘴放喷。

3 现场应用

TC201井是该区的一口评价井，试油射孔后，仅有少量天然气产出，于2017年8月20日采用自生热增能压裂工艺进行了加砂压裂作业，以尽量减少温压及外来流体带来的储层二次伤害为基础目标，控制规模，优选功能添加剂，具体配方为：0.32%低伤害胍胶+4.0%自生热增压剂+1.2%催化剂+其他功能添加剂+2.5%复合防液锁剂SR-A+1%复合黏土稳定CQ-1+1.0%的防乳破乳剂SR-C。本次施工井段4 867～4 985 m，地层温度153℃，施工排量5 m3/min，最高泵压115 MPa，累计注入自生热增能压裂液800 m3，加入30/50目陶粒40 m3，施工过程压力平稳。采用4～5 mm油嘴控速返排工艺，返排率达到86%。定产数据：油嘴4 mm，油压36.1 MPa，日产油16 m3，日产气78 441 m3，取得了良好的增产效果。本井目前已累计生产凝析油4 608.0 m3，天然气2 136.0×104m3，未出现油压波动及井筒结蜡现象。

5 结论

(1)库车山前致密凝析气藏储层物性差、敏感性强、地露压差小，试采有结蜡堵塞现象，兼具致密气藏及凝析气藏的开发难点，储层改造应具针对性。

(2)常规的致密气藏加砂压裂模式难以在本区块取得成功，通过优选自生热增能压裂液体系及主要添加剂，优化压裂设计，压后进行返排速度控制，在本区实现高效低伤害储层改造。

(3)自生热增能压裂工艺及液体体系经现场应用，增产效果良好，达到设计目的，证明该工艺适合本区块改造，建议推广应用。