元坝地区深层致密砂岩储层改造技术分析

2019-08-30扶喆一刘彧轩

钻采工艺 2019年4期

段华，邓燕，李枚，扶喆一，刘彧轩

(1中石化勘探分公司 2西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室)

致密砂岩气是一种储集于低渗透-特低渗透致密砂岩储层中典型的非常规天然气资源，依靠常规技术难以开采，需通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气[1]。致密砂岩气已成为全球非常规天然气勘探开发的重要领域之一，在我国鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地也勘探开发了大量的致密砂岩气，在2015 年陆上主要盆地生产致密砂岩气 500×108m3左右，到2020年全国致密砂岩气年产量有可能达到600×108m3以上[2]。四川地区川东北元坝地区的致密砂岩具有埋藏深(约3 800～5 000 m)、高压、岩性致密、超低孔、超低渗、含气丰度低等特点，储层改造难度大，改造效果差，开发难度大[3]。为此，中国石化勘探分公司持续开展了储层精细认识，明确致密砂岩储层改造的难点，提出相对应的技术措施，并进行现场实践和总结，形成了一套适用于川东北深层致密砂岩气藏的压裂改造工艺技术，基本满足了探井测试需要，有效促进了地区勘探工作，对同类型的深层致密砂岩压裂改造也具有重要借鉴意义。

一、元坝地区致密砂岩储层工程地质特征

元坝地区构造上位于四川盆地川北坳陷与川中低缓构造带结合部，陆相主要发育三叠系须家河组二段、三段、四段等致密砂岩储层。

1.岩性特征

须二段岩性为中粒的岩屑砂岩、含岩屑石英砂岩、石英砂岩和长石岩屑砂岩等。须三段岩性主要为细-中粒的岩屑砂岩、岩屑砂质砾岩，岩屑成分主要为灰岩。须四段岩性主要为岩屑砂质砾岩、岩屑砂岩、长石岩屑砂岩。

2.物性特征

须二段储层段岩心孔隙度主要分布在2.4%～10.53%之间，平均为5.72%；渗透率平均为0.080 mD。须三段储层岩心孔隙度主要分布在1.39%～7.16%之间，平均为2.92%；渗透率平均为0.0135 mD2。须四段储层孔隙度分布在0.93%～3.84%之间，平均为1.94%；渗透率平均为0.056 mD。

3.孔喉结构特征

孔隙以微孔、小孔为主，孔隙喉道半径主要集中在0.063～2.5 μm范围内，多属细喉微喉；孔喉结构差主要分布小孔-细喉、微孔-微喉、小孔-微喉。

4.气藏动态特征

元坝地区储层埋深一般在3 800～5 000 m之间；地压系数1.7～2.1，平均地压系数1.92，属异常高压气藏；地温梯度为(1.975℃～2.517℃)/100 m，平均地温梯度为2.25℃/100 m，属于正常的地温梯度范围；含气饱和度在62%～80%之间；气藏类型为低-特低孔、致密-超致密高温高压孔隙-裂缝型气藏；须四束缚水饱和度高(含水饱和度50%～74%)。

5.岩石力学特征

元坝须家河储层整体呈现出弹性模量高，抗压强度高的特点，岩心抗压强度为320～425 MPa之间，抗张强度在岩8～10 MPa之间，杨氏模量在29.4～42.6 GPa之间，泊松比在0.18～0.245之间。

二、储层改造难点

(1)储层埋藏深，破裂压力高、延伸压力高，压裂施工难度大。元坝地区陆相破裂压力梯度异常高(0.025～0.032 MPa/m)，有的井层达到限压极限还是压不开储层，导致施工失败。延伸压力高，排量受限，储层改造半径受限，实现长缝压裂的难度较大。元坝地区施工压力和延伸压力梯度在0.023～0.029 MPa/m之间，甚至有的井在限压105 MPa下，排量不到3 m3/min，无法完成加砂压裂施工。

图1 YL7井须三段3461～3471m井段地应力和岩石力学参数剖面图

(2)目的层缝高难以控制，较难实现深穿透。由于储层与上下顶底层岩性差异小、应力差值不大，不利于缝高的控制和裂缝在水平方向的延伸。如YL7井须三段，根据测井密度、声波、自然伽马等资料，通过采用地应力软件对改造储层及上下顶底层进行应力计算(见图1)，可见储层与上下顶层的应力值差值很小(分别为2.8 MPa和1.6 MPa)，储层改造时缝高不易控制。

(3)储层岩石具有强亲水性，压裂水锁伤害严重，影响压裂液改造效果。元坝区块岩石孔喉结构差同时具有强亲水性。压裂过程中，压裂液滤失容易造成水侵，在水侵过程，有明显的气水界面，气驱过程，气水界面模糊，大量的液体残留在微裂缝附近的基质孔隙中，造成水锁伤害，压裂效果差。

(4)由于储层高温、高压，施工压力高，对完井管柱及井下工具提出了更高的要求。

三、形成的储层改造攻关技术及实践

面对深层超高压致密砂岩气藏的改造难题，中国石化勘探分公司进行了关键技术攻关和实践，有效地解决了部分问题，取得了好的成效，形成了适用于深层超高压致密砂岩气藏的改造技术。

1.高精度储层预测技术

通过应用高精度储层预测技术进行压前地质评估，准确认识有利储集相带展布规律及近井天然裂缝发育情况，为提高储层改造成功率及有效性提供了基础。

元坝地区大部分井(占46.9% )改造后仅获得了低产工业气流，部分井未获得工业气流(占34.5%)。试气井未钻遇较发育裂缝储层，而后期改造范围也未能沟通到较远处裂缝发育带，基质孔隙的供气能力有限，导致压后产能低。产量递减快则是由于天然裂缝带发育范围较小、储层改造半径也有限，这种情况下，受边界效应的影响，气井产量递减就快。

元坝深层致密砂岩储层主要为辫状河道及水下分流河道微相沉积，裂缝既是油气运移的通道又是油气聚集的空间，有利沉积相带和裂缝控制气藏的富集、高产。因此，运用压前地质评估、高精度储层预测技术，准确认识有利储集相带展布规律及近井天然裂缝发育情况，优选有利井层进行改造，就会提高储层改造成功率及有效性。

2.酸损伤降低破裂压力技术

须家河储层具有高的地层破裂压力梯度和施工泵压，这增加了加砂压裂的施工风险，限制了储层改造的加砂规模，导致储层改造效果较差，或根本无法开展加砂压裂储层改造，而酸预处理可以降低储层的破裂压力[4]，是常用的降低储层破裂压力方法[5-6]。通过开展酸处理降低破裂压力机理研究，优选出适合该区的压裂酸化预处理的液体体系与工艺参数，能有效降低破裂压力，形成了酸损伤降低破裂压力工艺技术方法，确保了施工顺利进行。

通过室内实验，从微观结构、物性特征、动静态力学特征方面揭示了酸降低砂岩强度的微、细、宏观机理，明确了该区域的岩石酸损伤效应的控制因素从高到低依次是酸浓度、作用时间、压力；优化须家河组致密砂岩采用15%HCl+3%HF作为压裂前置酸液，推荐用量20～30 m3，以低于破裂压力的最大排量施工，形成的酸损伤降低破裂压力工艺技术方法可以降低破裂压力8%～10%。M3井位于通江凹陷的一口井，改造层位为须二下亚段(4 900～4 914 m)。该井采用20 m3前置酸液解除近井地带损害并降低破裂压力，同时采用限压115 MPa进行超高压压裂。该井累计注液372.8 m3，地层破裂压力91.8 MPa，酸进入地层后施工压力明显降低，停泵压力56 MPa左右，施工曲线见图2。

图2 M3井须二下亚段酸化预处理压裂施工曲线

3.低伤害压裂液技术

在确保大规模加砂成功的基础上，优化压裂液体系，形成了低摩阻、防水锁、低伤害增能压裂液。压裂液延迟交联时间1～20 min，降阻率25%～30%，黏土膨胀率24%，表面张力24.9 mN/m，岩心伤害率23%～25 %，满足了深层致密高应力储层改造压裂液的低伤害需求。

由于元坝深层致密储层低孔、低渗，孔喉半径小，虽然水敏性不强，但水锁伤害、压裂液残渣引起的伤害不容忽视，因此，针对目标区块储层特点，对压裂液配方进行优化，优选了一种具有集黏土稳定性能、助排性能、起泡性能、防水锁等多种功能于一体的液体添加剂BM-B10，形成了一种低摩阻、防水锁、低伤害的增能压裂液。该体系压裂液降阻效果显著，Ø76 mm压裂管柱，排量5.0 m3/min，降阻率36%，Ø62 mm压裂管柱，排量5.0 m3/min，降阻率49%(见图3)；该压裂液体系伤害率也远低于一般的有机钛、锆交联压裂液的伤害，压裂液岩心伤害率18%～23%，裂缝导流能力伤害率低于19.6%(见图4)；使用该压裂液后渗透率恢复率接近90%，比常规提高了20%，具有较强的降水锁作用，实验测试结果见表1。

图3 压裂液的降阻实验结果

图4 裂缝导流能力伤害试验结果

岩心号伤害液配方初始启动压力梯度/(MPa·cm-1)伤害后启动压力梯度/(MPa·cm-1)伤害后启动压力梯度增加倍数X11-2常规0.1410.7274.156X11-1增能0.1440.4982.458

4.超高压安全作业技术

引进2500型压裂机组，通过配套140 MPa超高压压裂设备、井口装置和地面流程，研制井下工具(超高强度封隔器)，优化压裂管柱，制定现场实施细则，形成超高压大型压裂技术，提高了压力级别，具备140 MPa超高压施工能力，能够实现了超高压安全作业。通过140 MPa超高压井口、压裂设备及测试工艺配套，使常规压裂(限压95 MPa)无法实施井进行了改造(表2)。

表2 元坝地区部分井超高压效果情况

5.快速返排技术

液氮+纤维快速返排技术、压后气举、泵举等复合助排措施加大压裂液在短时间内的返排率，确保了压裂施工效果。压裂施工过程尽可能全程伴注液氮，增加残液返排能量；压后若产量低、井口间隔开关井排液效果差、残液返排率大于60%，采用液氮气举助排诱喷排液；必要时采用连续油管+膜制氮气举排液；采用优化助排剂、起泡剂助排等措施，减少压裂液在储层中的滞留时间，提高压裂液的返排率，确保压裂施工效果。

6.其他配套技术

高强度支撑剂以及射孔优化等其它配套技术的采用进一步保证了施工的成功率和改造效果。

(1)高强度支撑剂。由于储层埋藏深，应力高，缝宽有限，携砂液主要采用40/70目103 MPa中密高强度陶粒，后期加入30/50目低密度高强度陶粒作支撑剂以满足长期导流能力，同时在前置液阶段设计70/140目粉陶段塞来封堵多裂缝及天然裂缝，以提高压裂施工成功率。

(2)射孔及压裂管柱优化技术。采用集中射孔策略，缩小射孔井段，增大孔密(由16孔/m增加为20孔/m)，能降低破裂压力。尽可能采用Ø114.3 mm油管，以降低沿程摩阻，达到降低施工压力提升施工排量的目的。

四、改造效果

以上系列技术在元坝深层致密砂岩储层的勘探开发中发挥了重要作用，取得了良好的开发效果。近年来对该区域30多井层进行了储层改造，大部分井常规测试未见气或低产，经储层改造后才获得了工业气流，施工成功率达到 100%，高效井比例达到48%，如YL28井的须四层段解释为差气层、干层，经改造后，获得试气产量102.36×104m3/d，成为一口高效井。类似改造后成为主产井的还有YL7、YB221、YB224、YL12、Y2等井。YB3、YL3等解释为差气层、干层的井经改造后成为中产井。这些井层的高效改造有效支撑了该区域的勘探工作，对同类型的深层致密砂岩压裂改造也具有重要借鉴意义。