致密砂岩气藏控水压裂工艺效果分析及应用

郝晨西，杜志栋, 张嵩

致密砂岩气藏控水压裂工艺效果分析及应用

郝晨西1，2，杜志栋2, 张嵩3

（1. 中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司页岩气压裂一项目部， 辽宁 盘锦 124000； 2. 中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司长庆压裂一项目部， 辽宁 盘锦 124000；3.中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司页岩气压裂二项目部， 辽宁 盘锦 124000）

致密砂岩气资源量巨大，部分致密砂岩储层气水关系复杂，严重制约了天然气有效开发。前人针对控水压裂配套工艺，形成了多级加砂、液氮拌注、人工隔层等多工艺结合的控水压裂方案，有利于控制水体产出，提高天然气产量。分析目前控水压裂工艺效果，分析压裂施工参数影响规律，选取苏里格某区块井，采用拟三维裂缝形态模型，通过改善二次加砂的停泵时间、射孔位置、施工参数等优化裂缝形态，抑制缝高延伸，进而形成了一套适用于该区块储层特征的控水压裂优化方案。

致密砂岩气藏； 控水压裂； 压裂工艺； 施工参数

苏里格气田为复杂致密砂岩气藏，自2001年发现至今已有20年。苏里格西区井区在苏里格气田的西部,气水同产是盒8气藏的典型特征[2]。储层岩石类型以石英砂岩和岩屑砂岩为主，有效孔隙主要为粒内溶孔、粒间溶孔等类型，储层孔隙结构具有“小孔喉、分选差、排驱压力高、连续相饱和度偏低和主贡献喉道小”的特点，物性表现为特低孔特低渗储层。其中气水同层主要与天然气的低效充注、砂体的非均质性、构造的后期抬升有很大关系[3]。而随着苏里格西区区块开发，储层物性变差，压裂效果受含水饱和度、隔层岩石力学参数等影响明显，因此有必要分析目前控水压裂工艺效果，分析压裂施工参数影响规律，总结裂缝形态变化规律，优化控水压裂配套工艺，进而形成一套适用于储层特征的控水压裂优化方案。

1 控水压裂配套工艺

控水压裂配套工艺相对成熟，但致密砂岩气藏由于气水关系复杂所以应用较少。2013年才博等[4]提出转向压裂技术，实现了控水-压裂一体化，现场应用初见成效；2013年何平等[5]在苏里格气田运用相渗改变技术和变排量控缝高技术等技术进行现场试验并取得了较好的控水压裂效果；2013年朱或等[6]利用覆膜砂压裂工艺在葡萄花油田进行控水压裂，含水量降低了11%；2014年李嘉瑞[7]进行了人工隔离层、选择性控水支撑剂等工艺现场先导实验，对低渗油藏控水压裂起到了一定指导作用；2016年罗明良等[8-9]以聚硅氧烷和MES为主要助剂制备了RPM控水压裂液,结出致密气井压裂控水用纳米乳液形成的合理条件；2017年郝桂宪[10]针对G82-44-1 井储层特征，选择水力喷射压裂技术，使压后含水下降4.7%，日增油7.24 t，达到了增油控水的目的；2017年杨志浩[11]编制底水油气藏水平井压裂段控水选择软件，实例表明其对现场压裂施工能起到指导作用；2019年冯兴武[12]在人工裂缝缝高影响因素规律上，对油水相渗特征进行了研究，形成了薄夹层控制人工裂缝高度工艺技术；2020年赵俊等[13]利用封堵性绒囊流体在苏里格气田破碎性致密砂岩进行控水压裂，单井平均日产量提高10%左右。

应用于致密气藏气水同层的控水压裂配套工艺则有多级加砂、液氮拌注、人工隔层等[14]。

1）多级加砂工艺

多级加砂工艺是通过数次合理的泵注将设计的总砂量加入油层，在压裂过程中先低排量泵注前置液及混砂液,形成砂堤后提高泵注排量,在保证不发生砂堵的前提下,缓慢提高砂比,直到充分改造储层。针对于气水同层的砂体中，多数呈现上气下水特征，利用该工艺可有效控制缝高延伸，避免沟通高含水层[15]。

2）液氮拌注工艺

采用液氮增能助排工艺进行加砂压裂,能弥补地层返排能量的不足,显著提高低压油气井的返排速度,提高压裂效果[16]。液氮拌注工艺往往与裂缝强制闭合技术结合，利用压裂液返排量模型计算，结果表明地层渗透率越低，裂缝闭合时间就越长[17]。苏里格西区可采用液氮拌注工艺提高返排率，改善支撑剂铺砂形态，形成高导流能力的气水渗流通道。

3）人工隔层工艺

压裂施工中，假如隔层的遮挡能力弱，会导致裂缝穿过隔层，如含水层离产层较近，还会导致含水上升，从而影响压裂效果[18]。

泵注低粘压裂液携带高密度石英砂、凝胶等，沉降形成低渗透的人工隔层，抑制裂缝沿缝高方向延伸[18-19]。

在致密砂岩中气水同层的储层进行水力压裂时，采用不同密度、小粒径的支撑剂控制裂缝高度延伸，可有效提高压裂改造面积和延缓气井见水时间。

2 控水压裂工艺效果

结合上述控水压裂配套工艺，对A井砂体层段为3 540～3 562 m进行控水压裂施工。该砂体层段为低渗低孔储层，从测井解释结果来看，储层邻近水层，且无明显隔层，为气水同层。

图1 井产层测井曲线图

图2 图A井裂缝形态

A井压后产气量提高，但产水量高，日产气量1.38×104m3·d-1，日产水量28.8 m3·d-1，无法抑制地层水的运移，因此进行裂缝延伸数值模拟，结果表明水力压裂已压穿水层。

3 压裂工艺参数优化

结合上述A井的压裂施工参数来看，控水压裂工艺方案尚有完善空间，可通过改善二次加砂的停泵时间、射孔位置、施工参数等优化裂缝形态，抑制缝高延伸。采用拟三维裂缝形态模型计算裂缝几何尺寸，考虑地层是均质的，油层与盖底层具有相同的弹性模量、泊松比；流体在缝内呈层流，裂缝的垂直剖面为椭圆形。

拟三维裂缝的缝宽是通过沿缝长各点的垂向上按二维计算方法得到的。所以缝宽是关于净压力和缝高的函数[21]：

加砂量对于裂缝长度变化影响不大，而多级加砂工艺中的停泵时间对水力裂缝形态影响明显，随着停泵时间的增加，水力裂缝长度呈先下降后上升的趋势，其中在40 min停泵时间时，水力裂缝与支撑裂缝基本一致。可以看出对于不同储层特征，如储隔层水平主应力、岩石力学参数、储层物性、邻近水层位置，应进行针对性优化。

4 优化后控水压裂工艺应用情况

基于控水压裂工艺影响因素分析，选取了B井的砂体层段3 667～3 692 m进行压裂，其中气水层的平均孔隙度为11.3%，平均渗透率为0.33 mD，平均含水饱和度为75.5%。而含气层的含水饱和度为96.6%，且与气水层无明显间隔。

图3 井产层测井曲线图

图4 井裂缝形态图

根据岩石力学参数和物性特征，确定了在储层上部射孔，射孔井段为3 670～3 674 m，泵注主排量为5 m3·min-1，净液量为563.2 m3，砂量为60 m3，前置液占比为37.9%，停泵时间为50 min，其泵注程序如表5，压裂施工曲线如图，该井压后日产气量5.4×104m3·d-1，日产水量6.3 m3·d-1，无阻流量为131.08 m3·d-1。

5 总结

1）致密砂岩气藏控水压裂工艺中受二次加砂的停泵时间、射孔位置、施工参数等因素影响，其中二次加砂的停泵时间、射孔位置对控水效果影响明显。

2）针对于苏里格西区两口实施控水压裂工艺的生产井，控水效果差异明显，应对于不同储层特征进行针对性控水压裂方案优化。

3）针对于B井进行性控水压裂方案优化后，施工参数为泵注主排量为5 m3·min-1，净液量为563.2 m3，砂量为60 m3，前置液占比为37.9%，停泵时间为50 min，压后日产气量5.4×104m3·d-1，日产水量6.3 m3·d-1，无阻流量为131.08 m3·d-1。

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Effect Analysis and Application of Water Control Fracturing Technology in Tight Sandstone Gas Reservoirs

1,2,2,3

（1. CNPC Great Wall Drilling Engineering Co., Ltd. Fracturing Company Shale Gas Fracturing No.1 Project Department, Panjin Liaoning 124000, China; 2. CNPC Great Wall Drilling Engineering Co., Ltd. Fracturing Company Changqing Fracturing No.1 Project Department, Panjin Liaoning 124000, China; 3. CNPC Great Wall Drilling Engineering Co., Ltd. Fracturing Company Shale Gas Fracturing No.2 Project Department, Panjin Liaoning 124000, China）

Tight sandstone gas resources are huge, the gas-water relationship in some tight sandstone reservoirs is complex, seriously restricting the effective development of natural gas. For the supporting process of water control fracturing, a multi-process combined water control fracturing scheme of multi-stage sanding, liquid nitrogen mixing injection and artificial interlayer has been formed to control water output and improve natural gas production. In this paper, the effect of current water control fracturing technology was analyzed, and the influence law of fracturing construction parameters was also analyzed. A well in a block in Sulige was selected, the quasi three-dimensional fracture morphology model was used to optimize the fracture morphology by improving the pump stop time, perforation position and construction parameters of secondary sand addition, and the extension of fracture height was suppressed. Then, a set of water control fracturing optimization scheme suitable for the reservoir characteristics of the block was formed.

Tight sandstone gas reservoir; Water control fracturing; Fracturing technology; Construction parameters;Fracture geometry

2021-08-02

郝晨西（1991-），男，助理工程师，辽宁葫芦岛人，毕业于辽宁石油化工大学石油工程专业，研究方向： 油气藏增产改造技术。

TE357.1

A

1004-0935（2021）10-1548-03