鄂尔多斯盆地东缘本溪组致密气井压裂难点及对策

邱守美，郭布民，徐延涛，许田鹏，张万春，陈 玲

(中海油田服务股份有限公司，天津 300451)

鄂尔多斯盆地东缘本溪组发育分布广泛、厚度稳定的烃源岩，具有良好的天然气开发前景。鄂尔多斯盆地东缘本溪组储层岩性以深灰色炭质泥岩、灰岩、灰色中砂岩、煤为主，本溪组储层有效孔隙度4.2%～8.2%，渗透率0.1～2.31 mD，为低孔低渗储层。储层渗透率低、物性差，只能通过增产措施来增加储量，压裂已成为致密气藏增产的主要手段，近几年来鄂尔多斯盆地东缘本溪组压裂井数逐年增加，部分井压裂过程中常伴随压力异常波动、加砂困难，压力突升等现象，一定程度上影响了压裂效果。本文针对鄂尔多斯盆地东缘本溪组压裂中存在问题，从以下几方面展开分析研究。

1 常见问题及对策分析

结合储层地质油藏特征，分析总结近几年来压裂过程中出现问题，归纳总结为以下几点：

1.1 常见问题

部分井储层上下煤层、灰岩发育、天然裂缝发育，压裂液滤失造成液体利用率低，造缝不充分主要表现在以下两方面：

(1)隔层煤层、泥岩发育

图1 SM-X、SM-Z井测井解释图Fig.1 Logging interpretation diagram of SM-X SM-Z well

部分井压裂加砂后期高砂比阶段普遍出现压力突升导致砂堵迹象，被迫停止加砂，导致未按设计完成加砂。总结分析这类井存在一个共性，这些井地质解释压裂目的层上下隔层灰岩、煤岩发育(见图1)，压裂时，不可避免压开上下灰岩、煤层，导致压裂液滤失，加砂困难。

(2)部分井储层天然裂缝发育

运用FracproPT模拟软件，通过导入施工数据对这类井进行净压力拟合后，从图2中SM-X井的G函数曲线中明显可看出部分井天然裂缝发育。

图2 SM-X井G函数曲线Fig.2 G function curve of SM-X well

这一结果从同层位的临井的裂缝监测结果中也得到了验证，从裂缝监测看，均出现了分支缝。以SM-S井裂缝监测结果显示为例(见图3)，图中“油压”曲线上的11个小蓝点分别对应着11个裂缝形态随时间变化的小蓝图，不难看出，在不借助转向措施等工艺干扰的情况下，压裂过程中产生了分支缝。裂缝监测结果证实了储层本身具备天然裂缝。

图3 SM-S井裂缝监测形态图Fig.3 Fracture monitoring morphology of SM-S well

图4 SM-S井压裂施工曲线图Fig.4 Fracturing operation curve of well SM-S

分析认为，在这些井施工过程中，不可避免地沟通了天然裂缝。这也是这些井压裂过程中高砂比阶段压力突升的问题所在，压裂过程中沟通了天然裂缝，导致压裂液滤失严重，液体利用率低，造缝不充分，在加砂过程中前期支撑剂填充部分裂缝后，使得后续施工时只过液不过砂，使得砂浓度增加，增加了砂堵风险，压力突升，最终停止施工，SM-S井在砂比达到25%时开始出现砂堵迹象(见图4)。

针对这一问题，可尝试采取以下措施：

(1)针对隔层灰岩、煤岩发育的井，工艺上可采取二次加砂措施，加砂完成后停泵30～60 min，待支撑剂沉降后进行二次加砂，正常排量施工。二次加砂可有效控制缝高，避免过多沟通上下隔层的灰岩及煤岩，同时也可降滤失。提高压裂施工的成功率。

(2)针对天然裂缝发育储层，可采取相应的措施：①采用多级段塞加砂技术，不但可以降滤失，提高液体利用率，还可以打磨孔眼，降低施工摩阻；②支撑剂采用组合陶粒，不同粒径陶粒填充不同宽度裂缝，既可降滤失，又能合理支撑裂缝；③合理范围内适当增加前置液比例。

1.2 储层不均质性强，施工压力波动大，加砂困难

压裂施工过程中，部分井井口压力波动异常，根据井口施工压力推算井底压力，P井底=P井口+P液柱-P摩阻，井底压力可以更真实反应储层特征，压裂同一层位时，液柱压力我们视为常量，摩阻压力是一个随施工排量、砂浓度、孔眼摩阻等因素变化的变量，要想定量分析井口压力与井底压力的变化，选施工曲线中施工排量、砂浓度稳定的阶段进行分析，在此，我们需要忽略孔眼摩阻，所以这个阶段我们选取在加砂后期，孔眼摩阻在前置液段塞和携砂液加砂的打磨下，孔眼摩阻可忽略。如下图(图1)所示，在施工排量、加砂浓度几乎稳定的状态下，井口压力波动明显，同时也反映了井底压力的波动(见图5)，从井底压力的异常波动以及破裂压力的不明显，可以反映出压裂层段储层非均质性强，这也是导致加砂困难的原因之一。

图5 SM-SE井压裂施工曲线图Fig.5 Fracturing curve of SM-SE well

针对以上问题，可尝试采取以下措施：

(1)合理范围内提高前置液比例，适当减小施工砂比，提高施工成功率；

(2)为降低压裂施工时的施工压力，顺利完成加砂，改进射孔孔技术，采取后效射孔、多级脉冲射孔等射孔技术，这些深穿透射孔技术不但可以避免常规射孔造成的压实带，还可以降低施工时的破裂压力。

1.3 压裂现场实时决策

压裂施工曲线是压裂时地面所得到的最实时、最直接的压裂施工情况的真实反映。根据施工曲线对施工过程进行分析，并根据压力变化情况及时调整施工参数，是保证压裂施工顺利完成的重要手段。

1.3.1 近井地带砂堵曲线

图6为本溪组SM-EL井压裂施工曲线。前期压力相对平稳,后期压裂加砂过程中压力骤升，这种情况一般是近井地带发生砂堵的特征，这可能是由于加砂不均匀或者砂比提升较快，瞬间砂比过高，造成管柱内或者孔眼处形成压裂砂堵所致，此时应立即停止加砂、降低施工排量，使压力降至安全范围，必要时进行返洗井。

图6 SM-EL井压裂施工曲线Fig.6 Fracturing curve of SM-EL well

1.3.2 储层内发生砂堵曲线

图7为SM-ST井压裂施工曲线。压裂过程中压力波动比较大,说明地层非均质性比较强,压裂加砂过程中泵压连续上升，还会有多个压力上升尖峰，说明压裂储层内发生砂堵，可能是油藏面积过小或者不渗透边界过早出现，携砂液在裂缝水平和垂直方向受到限制，端部受阻、缝内砂堵等造成缝内压力急剧上升导致，这种情况在压力上升初期，适时合理调节砂比和排量，确保顺利完成设计砂量，如果砂堵已经发生，则应立即停止施工。

图7 SM-ST井压裂施工曲线Fig.7 Fracturing curve of SM-ST well

压裂施工时可根据同一区块压裂井进行分析统计，掌握施工过程中经常出现问题的共性，进行总结分析，对施工中有可能遇到的问题做到提前防范，并根据施工压力变化随时调整施工参数，确保施工能够顺利完成。

2 压裂案例分析

梳理总结前期压裂中存在问题，通过分析，对储层进行重新认识，改进工艺，优化方案，将分析结论进行运用，提高后期压裂施工成功率。

2.1 多级加砂工艺提高复杂岩性储层压裂成功率

图8为 SM-XX井的压裂施工曲线图，由于本井压裂井段下部隔层灰岩发育，为防止沟通下部隔层导致压裂液滤失，优化工艺方案，采用二次加砂工艺，按设计顺利完成施工。

2.2 后效射孔后进行压裂,降低施工压力

后效射孔技术通过安装在射孔弹上的后效体(见图9)对孔道、储层实施有效做功。后效射孔技术的成功设计在于对2个能量释放点分仓进行处理，分别作用于不同目标靶向：第一靶向是射孔弹的能量释放点在开垦孔道的同时，由高速射流引起的涡流场引力将后效装药的高能粒子拽入到孔道内；第二靶向是使这些被云雾化的高能粒子在孔道内聚集、碰撞、相互作用，引起局部灼热点火，很快完成从爆燃到螺旋爆轰的转型。在孔眼周边造出微裂缝，扩大油层泄油通道。后效体为特制的不含爆炸基源的聚合物，能够有效解除射孔孔道压实带，降低破裂压力。

图9 后效体装置图Fig.9 Aftereffect device diagram

图10为SM-TX井的后效射孔后压裂施工曲线图，跟同区块其他井比较，破裂压裂明显降低，施工过程中压力波动相对平稳，按设计完成加砂。

图10 SM-TX井压裂施工曲线Fig.10 Fracturing curve of well SM-TX

3 结论与建议

(1)鄂尔多斯盆地东缘本溪组致密气层渗透率低，物性差，储层不均质性强，部分井地质解释压裂目的层上下隔层灰岩、煤岩发育，同时裂缝监测显示分枝缝产生，针对这类复杂岩性储层，方案制定时需重点考虑压裂液滤失导致的问题，采用多次加砂压裂方案，合理优化压裂方案设计参数，可有效控制缝高，避免过多沟通上下隔层的灰岩及煤岩，同时也可降滤失，提高压裂施工的成功率。

(2)为降低压裂施工时的施工压力，顺利完成加砂，改进射孔技术，可采取后效射孔、多级脉冲射孔等深穿透射孔技术，这些深穿透射孔技术不但可以避免常规射孔造成的压实带，还可以降低施工时的破裂压力，提高压裂成功率。

(3)对于本溪组水平井改造，后期可根据致密气藏的天然裂缝发育等情况，尝试对水平井进行体积压裂，通过分段多簇射孔、大型滑溜水、段塞注入、地震监测等综合研究，保证施工成功率的同时，形成适用于该区块的水平井体积压裂增产改造技术。