致密砂岩气藏复杂缝网压裂工艺现场应用

2020-10-29李青一熊廷松

钻采工艺 2020年4期

陈挺，李青一，熊廷松, 迟焱，周勋

(1中石油渤海钻探工程技术研究院 2中石油青海油田钻采工艺研究院 3中石油渤海钻探油气合作分公司)

鄂尔多斯盆地苏里格地区主要产层为二叠系盒8和山1段，属于低压低渗透低孔隙度的致密砂岩气藏。开发过程中，层内非均质性强、气层薄且砂泥岩交互的储层[1]所占比例增大。对于这部分储层，常规封隔器分层的方式无法优化射孔位置、精细分层。为了提高该类储层的改造效果，借鉴致密气藏水平井体积压裂工艺思路[2]，在直(斜)井采用复杂缝网压裂工艺技术，利用大排量低黏度前置液造主缝、大排量交联冻胶携带陶粒支撑主裂缝并在其基础上生成次生裂缝，连通砂岩、泥岩，充分改造目的层所在砂体，增大储层改造体积以获得良好产能。

一、储层物性分析及选井依据

1.实现复杂缝网压裂条件

苏里格气田砂岩孔隙度一般 4%～10%、常压渗透率为0.001～1.000 mD,含气饱和度 55%～65%，埋藏深度3 300～3 500 m，异常低压，平均压力系数 0.87，必须通过压裂改造获得工业气流[3]。

天然裂缝发育降低分支缝形成所需净压力。苏里格气田主要发育高角度裂缝、垂直裂缝，广泛分布的低角度斜层理在一定程度上也有利于网状缝的形成[4-5]。从成像测井资料和显微镜观察结果可知，苏里格气田致密砂岩储层天然裂缝部分发育[2]。

岩石脆性指数是根据北美页岩气开发成果总结出来的判断储层可压性的无因次参数，与储层的弹性模量、泊松比有关。其值超过40后，易形成复杂裂缝，认为岩石脆性指数越高，形成的缝网越复杂。苏里格气田致密砂岩脆性指数平均 40～65，通过体积压裂打碎储层，与天然裂缝形成缝网系统[6]。

试验表明[4-5]，水平两向应力非均质性系数(水平两向应力差值与最小水平地应力之比)小于0.2时，有利于产生多方向的水力裂缝，进一步形成复杂缝网。岩心地应力测试结果表明，苏里格气田砂岩两向应力非均质性系数为0.14～0.17，有利于在储层内产生分支缝形成一定程度的缝网。

2.试验井数据

选取4口直(斜)井做对比试验，其中S25X和S27X位于同一平台，S18X和S19X位于同一平台，如表1所示。S25X井需改造的两层之间有厚度较大的干层，其间还分布若干薄差气层。S18X井为单层，目的层上部与下部有若干薄差气层，且气层与差气层间有厚度为0.5～1.5 m不等的泥岩隔层。为充分改造砂体，这2口井采取复杂缝网压裂，另外2口井采取常规分层压裂。

表1 试验井基础数据

二、施工参数优化

1.压裂工艺

复杂缝网压裂井采用Ø60.32 mm油管环空注入，排量8.0 m3/min。为达到充分改造储层、增加裂缝复杂程度的目的，采用变黏度压裂液体系，前置液阶段采用滑溜水造复杂裂缝，携砂液阶段采用交联冻胶携砂对主裂缝进行延伸和支撑[7-8]。

常规分层压裂井采用Ø73.02 mm油管注入、K344-114单封隔器两层分压工艺。目的层的上下部隔层较好，采用3.0 m3/min排量施工。

两种压裂方式的前置液阶段采用支撑剂段塞工艺(0.5%砂比)来磨蚀裂缝，减小弯曲摩阻，降低施工泵压。采取全程伴注液氮方式，排量为180 L/min，达到快速排液的目的。

2.压裂液体系与支撑剂

常规分层压裂井的基液配方为:0.45%羟丙基胍尔胶+0.3%防膨剂+0.5%助排剂+0.5%发泡剂+1.0%氯化钾+0.2%碳酸钠。复杂缝网压裂井的基液配方中羟丙基胍胶浓度为0.3%，其余组分不变。室内实验测得浓度为0.45%和0.3%的羟丙基胍尔胶冻胶在100℃、170 s-1条件下剪切90 min后黏度分别为132 mPa·s和85 mPa·s，能够满足现场施工需求。

复杂缝网压裂的前置液阶段滑溜水配方为：0.1%降阻剂+0.3%防膨剂+0.5%助排剂。降阻剂的减阻率为76.5%。

该地区闭合压力为50 MPa左右，支撑剂选用中密度高强度陶粒，粒径0.425～0.85 mm，体积密度1.75 g/cm3。

3.裂缝监测手段

本次现场试验采用两种方法监测裂缝的生成与延伸。S18X井和S19X井采用声传导定位裂缝监测技术，该方法原理是检波器接收到液体在地层孔隙中流动时产生的微低频信号，发送到中央信号处理系统。通过求解计算，将接收到的信号绘制在以注入井为原点的直角坐标图中，可准确得出水驱入径的方位角度、水驱前缘距离和水驱面积；S25X井和S27X井采用被动地震发射地震层析成像技术，该方法是用数值模拟方法将监测地质体空间划分为多个网格单元，根据地层速度模型计算出每个网格交点到地面各站点的理论走时，利用3D射线追踪，得到每个网格单元的向量波动记录，基于被改造发展的适合地表低信噪比的Semblance叠加公式反演计算，得出每个网格交点的属性数值，运用层析成像技术对破裂点进行定位。

三、现场试验

1.施工情况

S25X井加砂120.0 m3，入井液量1 015.5 m3，排量8.0 m3/min，平均砂比18.3%，最高砂比31.2%。施工中，前置液阶段套管压力保持平稳，说明裂缝正常起裂并延伸；携砂液阶段套管压力缓慢上升又下降，说明高黏度压裂液携带支撑剂进一步增加缝宽并支撑主裂缝[4]，见图1。对比井S27X采用常规分层压裂，两层加砂50.5 m3，入井液量483.1 m3，排量3.0 m3/min，平均砂比16.3%，最高砂比24.6%，施工压力40.5～63.5 MPa。

图1 S25X井施工曲线

S18X井加砂120.0 m3，入井液量962.6 m3，排量8.0 m3/min，平均砂比17.7%，最高砂比29.0%。施工中，前置液阶段套管压力保持平稳，高黏度携砂液阶段套管压力缓慢上升，完成设计加砂量，见图2。对比井S19X两层加砂51.0 m3，入井液量440.1 m3，排量3.5 m3/min，平均砂比18.9%，最高砂比30.0%，施工压力32.8～51.5 MPa。

图2 S18X井施工曲线

2.裂缝监测结果

声传导定位裂缝监测结果如图3所示。由左至右分别为S18X井、S19X井第一层和S19X井第二层，其中S18X井监测到四条裂缝：北东60°裂缝长约460 m左右、130°裂缝长约400 m左右，东西裂缝长约350 m左右、南北裂缝长约600 m左右。总造缝1 810 m左右。压裂液延裂缝向外波及宽度约30～100 m。压裂液波及面积约90 000 m2。

图3 声传导定位裂缝监测结果

S19X井第一层压开四条裂缝：近东西裂缝，长约300 m,北东35°裂缝长约120 m,近南北裂缝长约80 m,北东130°裂缝长约50 m,该段共造缝总长约680 m。第二层压开四条裂缝：东西裂缝长约250 m，北东46°裂缝长约100 m,南北缝长约200 m,北东131°裂缝长约80 m,该段造缝总长约630 m。

对比可知，采用体积压裂工艺的缝长大于常规分层压裂的缝长，且大排量、大液量的大规模施工方式在主裂缝的基础上延伸更多的次生裂缝，更为充分地改造储层，建立了渗透率更高、波及体积更大的人工裂缝网络。

微破裂能量扫描四维影像压裂裂缝监测结果如表2所示。S25X井的裂缝表体积远大于对比井的裂缝表体积，进一步验证了声传导定位裂缝监测结果。

表2 微破裂能量扫描裂缝监测成果

3.生产情况

试验井与对比井的生产情况如表3所示。以S18X井和S19X井为例，前者的气层厚度与砂体厚度均小于后者，经过体积压裂改造后，绝对无阻流量是后者的1.57倍，说明经过体积压裂的储层，形成的复杂缝网泄流体积更大，为甲烷从储层基质流向井筒提供了更为通畅的高渗透率通道。在试验井成功的基础上，后续进行了5口直井的体积压裂现场试验，无阻流量达到(12.8～23.4)×104m3/d，增产比例达到57.6%～130.2%，工艺适应性良好。