临兴低压浅层气压裂改造技术研究与应用

贾光亮，吴天乾，李晔旻，郑道明.

(中石化华北石油工程有限公司，河南郑州 450000)

临县低压浅层气区域位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，其产气层主要分布在二叠系的石盒子组、山西组，气藏受近南北向分布的大型河流、三角洲砂体带控制，具有典型的岩性圈闭气藏特征。主力产层孔隙度一般在5.0%～12.0%，渗透率在0.1～5.0 mD，气藏压力系数在0.412～0.914之间，储层埋深均在2 000 m以内，且单个气藏的储量小、丰度低，属低压浅层气藏。根据该区块的地质特征，要想有一个较长的稳定气量开采期，必须对储层进行水力压裂改造。

1 地质特征及改造难点分析

山西临县区块上古生界石炭-二叠系下部煤岩与暗色泥岩属优质烃源岩，主要储集岩体是冲积平原曲流河、辫状河分流河道砂岩、海相滨岸砂岩及潮道砂岩等[1]；主力产层黏土矿物含量集中在20%～30%之间，富含伊利石、绿泥石；有一定的酸敏性，可能引起运移堵塞伤害。地层静压为6.0～16.0 MPa，气藏压力系数在0.412～0.914之间，属低压气藏[2-5]。

根据该区块低压浅层气藏的储层特点，可得出山西临县浅层气压裂改造难点如下。

1.1 储层基质低孔低渗，要求压裂形成适当长缝

山1段、盒8段下部、盒8段上部孔隙度平均值分别为6.65%、10.58%和11.04%，渗透率平均值分别为0.32 mD、1.49 mD、0.98 mD。有效渗透率为0.001～1 mD，大部分小于0.5 mD，其有效渗透率分布如图1所示。

图1 有效渗透率分布柱状图Fig.1 Distribution histogram of effective permeability

由于该区域储层低孔、低渗，因此，既要实施深度改造以获得更高的有效支撑，又要求裂缝与储层物性优化匹配；同时较大规模压裂施工有一定的风险，需要优化诸如支撑剂段塞技术、变排量施工技术、螺旋式加砂模式等配套措施提高施工的成功率；较大规模施工带来的另一个问题是入井层液体多，更需要优化压裂液配方体系，实现各添加剂之间配伍优化的同时降低对地层的伤害，并要求根据储层物性和井网系统优化最优的裂缝长度、裂缝参数及导流能力。

1.2 储层黏土矿物含量较高，要求高品质的压裂液体系

主要伤害因素：钻完井及压裂后的固相残渣堵塞，降低了储层和裂缝的渗透率；粗砂岩储层的黏土膨胀与微粒运移，降低了滤失区域内储层的渗透率；储层本身黏土矿物含量较高，水化膨胀造成伤害；压裂液等外来流体进入地层带来额外伤害(压后破胶不彻底，对裂缝导流能力伤害高，浸泡时间长对储层伤害高)等[6-8]。

1.3 纵向上层间差异较大，要求纵向铺置剖面合理且控制裂缝高度

为限制裂缝高度的过度延伸，采用加注粉陶段塞、变排量和加酸诱发地层破裂压裂技术，低排量起裂，可以有效减小裂缝高度的增长，在控制点裂缝向垂直方向延伸的同时，可延长支撑缝长，增加裂缝内支撑的剂铺置浓度，从而有效延长气井的稳产期[9-10]。

2 可实现工具分层的隔层条件研究

考虑到山西临县区块山西组、石盒子组浅层气储层薄互层分布的特征，传统的笼统加砂压裂改造无法实现整个纵向产层支撑剂的有效铺置，不能实现整个纵向产层的充分改造，必须通过工具分层逐层压裂来实现有效储层的充分动用[11-14]。

室内通过建立基于山西临县区块储层特征的单井三维地质模型，采用业界通用的FracProPT压裂模拟软件，模拟了储隔层应力差4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa、12 MPa，储层厚度2 m、5 m、10 m、15 m条件下，裂缝垂向延伸规律及实现分层压裂的条件。模拟结果如图2、图3所示。

图2 不同应力差条件下实现分层的隔层厚度模拟Fig.2 Simulation of different stress under the conditions of the interlayer thickness hierarchical

由图2可知，在相同的施工条件下：①随着储层厚度的增大，相同的储隔层应力差，实现分层所需的隔层厚度逐渐减小。②气层厚度一定时，不同储层厚度对应的控制裂缝延伸的隔层厚度不一样。随着储隔层应力差的增大，实现分层压裂所需的隔层厚度逐渐减小，并且实现分层所需的隔层厚度曲线会出现一个明显的拐点，即为最佳的隔层厚度，大于该厚度值，裂缝的高度就可以得到有效的控制；反之，裂缝高度失控。

图3 不同气层厚度分层所需的最小隔层厚度Fig.3 The minimum layer thickness required of different gas layer to achieve layer fracturing

由图3可知，在相同的施工条件下：①随着储隔层应力差的增大，相同的储层厚度实现分层所需的隔层厚度逐渐减小。②地应力差一定时，不同储层厚度对应的控制裂缝延伸的隔层厚度不一样；随着气层厚度的增加，所需的隔层厚度逐渐减小，并且隔层厚度曲线出现明显的拐点，即为该应力差条件下实现控制裂缝纵向延伸的最佳隔层厚度。

这就是在特定的应力差条件下，优化压裂规模及施工参数的原因：规模过大，造成材料浪费，施工成本过高；规模过小，造成储层改造不充分，不能最大范围挖潜气井产能。

3 裂缝长度参数优化研究

3.1 裂缝半长敏感性分析

通过ECLIPSE数值模拟软件模拟了导流能力分别为20 D·cm、30 D·cm、40 D·cm，裂缝半长分别为100 m、150 m、200 m、250 m、300 m、350 m、400 m条件下，气井累产气量随裂缝半长的变化关系曲线(图4、图5)。模拟结果显示：气井累计产气量与裂缝半长成正比，但当半长大于200 m时，导流能力的影响更明显。图5是导流能力为30 D·cm时，不同裂缝半长下单井日产气量随时间的变化曲线[15-17]。

图4 累计产气量随半缝长变化曲线Fig.4 Cumulative gas production curves with half-slit length

图5 不同裂缝半长下单井日产气量随时间的变化曲线Fig.5 Change curves of daily gas production of single well with time under different fracture half-lengths

3.2 裂缝导流能力敏感性分析

模拟导流能力分别为10 D·cm、15 D·cm、20 D·cm、25 D·cm、30 D·cm，不同缝间距下的单井3年累产气量随导流能力的变化曲线如图6所示[18-20]。模拟结果表明：导流能力与产气量成正比，且累计产量均在导流能力大于20 D·cm时增幅放缓，缝间距越小，产量越大。图7是缝间距为70 m时，不同导流能力下单井日产气量随时间的变化曲线。

图6 累计产气量随导流能力变化曲线Fig.6 Curves of cumulative gas production versus diversion capacity

图7 不同导流能力下单井日产气量随时间的变化曲线Fig.7 The curves of daily gas production of a single well with time under different diversion capacity

4 压裂液体系优化研究

4.1 压裂液体系及配方

根据山西临县储层特征，经评价与论证，得出压裂液体系配方为：0.35%CJ2-6+0.5%CF-5E+0.5%YFP-2+3.0%KCl+0.033%CJ-3+0.1%CJSJ-2+0.5%COP-1+0.15%BJ-1；交联剂为50%JL-4；交联环境pH值为8.0～9.5；交联比为1 000∶(5～7)，室内最佳交联比为1 000∶6。

4.2 压裂液体系性能评价

4.2.1 压裂液基液基本性能

按照《水基压裂液性能评价方法》配制压裂液基液，参照相关标准测得压裂液基液的密度为1.009 g/mL，pH值=9.1，六速旋转黏度计测得其黏度为45～51 mPa·s[21]。

4.2.2 耐温性能

将配制好的压裂液基液与交联剂按照1 000∶6混合，待发生交联后，采用PVS高温流变仪测定交联体的耐温性能。由图8可以看出，在83.04 ℃条件下，交联体的黏度仍然保持在50 mPa·s。

图8 压裂液的耐温曲线Fig.8 Heat-resisting curves of fracturing fluid

4.2.3 流变性能

将配制好的基液和交联剂按照1 000∶6交联后，采用高温高压流变仪评价交联体在60 ℃下的耐温耐剪切性能(图 9)。

图9 0.35%CJ2-6在60 ℃下的流变曲线Fig.9 Rheology profile of 0.35%CJ2-6 system under 60 ℃

从图9中的流变曲线可以看出，该压裂液体系在60 ℃条件下剪切60 min，黏度在100 mPa·s以上，能够很好地保证现场携砂；在不加BJ-1破胶剂的情况下，液体的流变性能不受影响。

4.2.4 动态破胶试验

在配制好的基液中加入一定比例的破胶剂APS(过硫酸铵)，将基液和交联剂按照1 000∶6混合，待交联后，采用PVS流变仪评价该压裂液体系在60 ℃条件下的动态破胶性能(图10)。

图10 0.35%CJ2-6在60℃下的动态破胶曲线(APS加量：0.03%)Fig.10 Dynamic gel breaking curves of 0.35%CJ2-6 system under 60℃

由图10中可知，在加入破胶剂APS的情况下，随着温度的升高和剪切时间的延长，压裂液黏度在6 min以后逐渐下降至50 mPa·s以下，满足现场施工对泵注时间的要求。

4.2.5 静态破胶实验

在配制好的基液中加入一定比例的破胶剂APS(过硫酸铵)和破胶激活剂，与交联剂按照1 000∶6混合交联后，评价该液体体系在地层温度为45～55 ℃条件下的静态破胶性能，试验结果见表1、表2。

(1)加入0.04%APS+BJ-1。

表1 BJ-1不同加量下的破胶数据Table 1 Broken plastic data with different dosage of BJ-1

从表1中可以看出，在不加BJ-1的条件下，过硫酸铵的浓度在0.04%时，破胶效果差，随着温度逐渐升高，BJ-1加量的扩大，破胶效果有明显改善。

(2)不加BJ-1，仅加APS。

从表2中可以看出，在温度达到50 ℃的情况下，过硫酸铵量的增加可明显改善破胶效果。

4.2.6 残渣含量

将配置好的压裂液基液和交联剂按照1 000：6交联比混合后，待完全破胶，测得破胶残渣为265 mg/L，满足国标对压裂液残渣的要求。

表2 APS不同加量下的破胶数据Table 2 Broken plastic data with different dosage of APS

4.2.7 压裂液的滤失性能

室内按照标准规定的压裂液静态滤失测定方法，采用高温滤失仪，在滤失压差为3.5 MPa、温度为55 ℃条件下，对临兴浅层气压裂液体系的滤失性能进行了测定，测试结果见表3。

表3 压裂液体系的滤失性能Table 3 Filtration performance of fracturing fluid

从表3可以看出，在55 ℃条件下，压裂液体系能有效控制滤失。

5 现场应用

该区块XX-a井, 储层埋深为1 610.0～1 614.8 m，气层厚度为4.8 m，中深为1 612.5 m，测井综合解释孔隙度为13.0%，射孔段为1 611.5～1 613.5 m。通过采用0.35%CJ2-6羟丙基瓜尔胶体系对该井进行水力压裂，施工排量为3.0 m3/min，加支撑剂28.5 m3，平均砂比为26.3%，加砂阶段为96 kg/m3、228 kg/m3、300 kg/m3、444 kg/m3、504 kg/m3、624 kg/m3，压裂施工过程顺利(施工参数见表4，施工曲线图如图11所示)，加砂情况理想，压后产量达到了预期的改造效果。

XX-a井盒8层压后自喷排液，返排出来的压裂液破胶性较好，减少了对储层造成的伤害。后期对该井进行了为期10天的“一点法”测试，测得井口稳定产量为4 849 m3/d，计算无阻流量为14 825 m3/d，流压为12.92 MPa，地层压力为15.30 MPa，采气指数为2 035.3 m3/(d·MPa)，完全达到预期要求。在测试后，关井20 d测压力恢复，压恢解释资料显示该井储层渗透性较差，但有效裂缝半长为26 m，裂缝表皮系数为0.023，无因次裂缝导流能力为10，储层压裂改造效果较好。

表4 XX-a井主压裂施工数据表Table 4 Main fracturing data sheet of well XX-a

图11 XX-a井压裂施工曲线Fig.11 Fracturing curves of well XX-a

6 结论

(1)研究表明：对于临县低压浅层气，在相同施工条件下，随着储隔层应力差的增大，相同的储层厚度实现分层所需的隔层厚度逐渐减小；地应力差一定时，不同储层厚度对应的控制裂缝延伸的隔层厚度不一样，随着气层厚度的增加，所需的隔层厚度逐渐减小; 当应力差大于6 MPa的条件下，实现分层压裂所需的隔层厚度迅速减小。

(2)现场应用效果表明：该低温压裂液体系具有较好的耐温、流变及破胶性能，能够满足临县低压浅层气压裂施工的需要。