致密低渗底水气藏控水二次加砂压裂技术研究与应用

2022-08-31徐兵威王世彬刘城成

油气藏评价与开发 2022年4期

徐兵威，王世彬，刘城成

（1.西南石油大学，四川成都610500；2.中国石化华北油气分公司，河南郑州450006）

东胜气田位于鄂尔多斯盆地伊盟北部隆起泊尔江海子断裂以南，处于天环坳陷、伊陕斜坡与伊盟隆起3 个盆地一级构造单元结合部位[1]，面积980 km2，控制天然气储量6 212.24×108m3，由下至上依次发育3 个主要含气储层盒1 段、盒2 段和盒3 段[2]。东胜气田主力产气层盒1段储层埋深2 800～3 200 m，岩性以浅灰色含砾粗砂岩、中粗砂岩、浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩为主，孔隙度主要分布范围5%～17%，平均孔隙度9.3%；渗透率主要分布范围（0.15～5.24）×10-3µm2，平均渗透率0.89×10-3µm2，总体表现为典型的致密低渗砂岩气藏，单井自然产能低或无自然产能，必须经过储层改造才能实现经济开发[2-3]。但东胜气田盒1段储层在压裂改造过程中存在以下改造难点：①气田位于鄂尔多斯盆地伊盟北部隆起杭锦旗断阶带，天然气成藏基本地质特征具有过渡带的特点，主力气藏盒1 段部分区域底水发育[3-4]；②气田形成过程中及后期经历多期次的地质构造运动，导致区内天然裂缝发育，从而后期压裂改造过程中压裂液滤失大，液体利用效率低，压裂裂缝扩展至天然裂缝后易砂堵；③气水层间遮挡层较薄或无有效遮挡，压裂改造过程中极易沟通水层，同时下部水层易通过纵向天然裂缝沟通上部气层，后期生产过程中下部底水快速锥进，水淹气井后无产能，有效建产难度大。

针对裂缝发育的底水油气藏见水快、产能递减速度大的难点，在强化油气藏精细描述的同时，国内外近年来将转向压裂、调剖暂堵、机械控水等技术引入底水油气藏开发，在矿场试验中取得了部分效果。其中，才博等[5]提出转向压裂技术，利用分层与控水压裂一体化工艺提高了剩余油的动用程度；何平等[6]在苏里格气田运用变排量控缝高等技术进行现场试验，取得了一定的控水效果；郝桂宪[7]采用水力喷射压裂技术，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；赵俊等[8]利用封堵性绒囊流体在苏里格气田破碎性致密砂岩开展控水压裂，单井平均日产提高10%；晁圣棋等[9]通过水平井机械化学复合控水工艺开展现场试验，作业后初期含水率下降至94.62%；田绪安、郝晨西、瞿霜等[10-14]在含水油气藏产水机理、控水对策等方面均有相关探索，并取得了一定的控水增产效果。目前国内外针对常规油气藏控水压裂技术及配套工艺均取得了一定效果，但裂缝型致密砂岩底水气藏由于气水关系复杂，压裂施工易沟通水层，现场应用较少。

东胜气田盒1段底水分布没有统一的气水界面、裂缝发育，常规压裂改造后容易沟通水层，导致底水快速锥进、有效建产难度大。通过二次加砂压裂加入遇水固结型支撑剂，在裂缝下部形成人工遮挡层，提高气水渗透率比例，在控制裂缝高度的同时有效阻挡气水界面上升，降低裂缝内水流阻力，延缓气井见水周期，实现致密低渗底水气藏经济有效开发。

1 控水二次加砂压裂技术

1.1 控水二次加砂压裂机理

控水二次加砂压裂技术实现控水的方式主要包含固结遮挡层防止底水锥进和二次加砂控制裂缝高度两种手段。压裂作业流程分为两次加砂压裂施工。低排量注入含有遇水固结型支撑剂的携砂液体系，顶替到位后停泵，待支撑剂沉降至裂缝底部后压裂裂缝闭合[15]。沉降下来的遇水固结型支撑剂在地层压力下形成固化裂缝，从而在第二次压裂施工时在裂缝下部形成阻抗。当第二批支撑剂进入裂缝后，垂直向下的延伸受到阻碍，从而迫使裂缝向上及横向扩展，防止裂缝向下延伸，同时增加裂缝宽度，实现有效产层内布置更多支撑剂（图1），提高裂缝导流能力，降低油气流动阻力[16-17]。

图1 控水二次加砂压裂裂缝示意图Fig.1 Fracture of water-control secondary sanding fracturing

1.2 控水二次加砂压裂技术优势

在致密低渗底水砂岩气藏的储层改造过程中，控水二次加砂压裂技术相比常规加砂压裂技术的技术优势主要体现以下几个方面：

1）遇水固结型支撑剂在压裂裂缝下部固化形成人工遮挡层，提高气水渗透率比率，阻挡气水界面上升，延缓气井见水周期[18]。

2）沉降至裂缝下部的遇水固结型支撑剂固化形成阻抗效应，增加缝内净压力，控制压裂裂缝向下延伸，防止沟通水层，同时增加裂缝向上扩展高度及裂缝横向宽度，提高有效储层内裂缝导流能力，降低天然气流动阻力。

3）遇水固结型支撑剂主要为小粒径陶粒，在首次加入的支撑剂进入地层后能够有效封堵天然裂缝系统，减小支撑剂填充下半裂缝比例，提高液体和支撑剂的利用效率，增加有效裂缝长度及导流能力，降低二次加砂过程中的砂堵风险，提高施工成功率及压裂增产有效期。

2 遇水固结型支撑剂性能评价

控水二次加砂压裂过程中使用的遇水固结型支撑剂在施工过程中起着关键作用，遇水固结型支撑剂性能直接影响到储层改造成败和压后效果。遇水固结型支撑剂控水的基本原理是在陶粒支撑剂表面覆上遇水固结、见油气溶解的膜，当支撑剂在压裂裂缝中遇到地层水一定时间后变黏，包裹在支撑剂的周围并固结支撑剂间的孔隙，遇到油气后自动降解，实现水层固结、油气层流动[19-20]。参考石油天然气行业标准《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法：SY/T 6302—2009》，在开展遇水固结型支撑剂性能测试的情况下，重点针对影响堵水效果和油气流动性的固结状态测试及导流能力开展测试研究。

2.1 固结状态测定

遇水固结型支撑剂的固结状态直接关系到能否较好地封堵水层及保证油气有效流动，达到封堵水层而油气层流动的效果。因此，室内测试地层温度条件下，遇水固结型支撑剂在地层水及煤油（代替原油和天然气）中的固结状态。

从室内固结状态测定看出，遇水固结型支撑剂在地层水中2 h 后开始固结，固结7 d 后仍能保持较好的固结状态（图2）；遇水固结型支撑剂在地层温度下注入煤油1 h开始溶解，24 h后完全溶解（图3）。

图2 遇水固结型支撑剂在地层水中固结7 d状态Fig.2 Consolidation state of consolidation proppant in formation water after 7 days

图3 遇水固结型支撑剂在煤油中24 h溶解Fig.3 Consolidated proppant dissolved in kerosene after 24 hours

2.2 流动性能测试

不同流体在遇水固结型支撑剂中的流动性能直接影响是否有效封固水层，及油气是否流动。依据SY/T 6302—2009，室内采用裂缝导流能力测试分析实验仪测定地层水和煤油在支撑剂充填层的导流能力和流动压力梯度，将40/70目遇水固结型支撑剂按照3 kg/m2的铺砂浓度铺置在API（美国石油学会）标准导流室内，模拟评价在东胜气田储层闭合压力45 MPa下遇水固结型支撑剂的流动性能。

由实验结果可以看出（图4、图5），遇水固结型支撑剂初始导流能力5 µm2·cm，地层水驱替50 h后驱替压力最高上升0.21 MPa，导流能力下降至0.35 µm2·cm，导流能力下降93 %，遇水固结型支撑剂实现了对地层水的有效封堵。注入煤油后驱替压力下降，导流能力最高恢复至4.8µm2·cm，遇水固结型支撑剂保证了油气的有效流动。再次注入地层水后，驱替压力持续上升，导流能力下降至0.41µm2·cm，表明遇水固结型支撑剂能够实现对地层水的二次有效封堵。通过遇水固结型支撑剂的流动性能测试可以看出，遇水固结型支撑剂形成的遮挡层能够有效提高油（气）水渗透率比率，阻挡油（气）水界面上升，防止底水锥进淹井。

图4 遇水固结型支撑剂的不同流体导流能力曲线Fig.4 Different flow conductivity curves of water-consolidated proppant

图5 遇水固结型支撑剂的不同流体驱替压力曲线Fig.5 Different fluid displacement pressure curves of water-consolidated proppant

3 现场应用

东胜气田盒1 段底水气藏采用控水二次加砂压裂技术实施10口井，施工成功率100%，有效率90%，平均日产气量4.6×104m3，平均液气比4.2 m3/104m3，相比邻井常规压裂工艺产气量提高60%，液气比降低31.7 %。以JP58-A 井为例介绍控水二次加砂压裂技术的设计思路、施工流程及压后效果。JP58-A井是东胜气田盒1 段气层的一口开发水平井，垂深2 851 m，水平段长1 050 m，加权全烃净增值35.3%，岩性主要为浅灰色中砂岩和细砂岩。依据导眼垂向测井显示，盒1段气层下部底水发育，气水层间存在6 m的砂质泥岩隔层，常规压裂工艺易沟通下部水层。因此，采用控水二次加砂压裂技术控制裂缝高度，同时采用遇水固结型支撑剂在裂缝下部形成人工遮挡层，防止压裂裂缝向下延伸沟通水层。

结合JP58-A 井水平段地质显示分9段压裂施工（图6），每段控水二次加砂压裂分2 次压裂施工，首次压裂施工注入方案设计的40/70 目遇水固结型支撑剂，加砂方式采用2～3个长段塞方式，压裂加砂砂比7%～21%。首次加砂压裂顶替到位后，结合井口压力情况停泵20～30 min，待支撑剂在裂缝中沉降并形成滤饼后开始二次主加砂压裂施工。二次主加砂压裂按施工方案设计砂量注入20/40 目陶粒支撑剂，采用阶梯上升方式加砂。

图6 JP58-A井第3段控水二次加砂压裂施工曲线Fig.6 Water control secondary sand fracturing construction curve of 3rd stage of Well-JP58-A

JP58-A 井盒1 段气层采用控水二次加砂压裂施工累计泵入压裂液2 472.9 m3，注入40/70 目遇水固结型支撑剂44.3 m3、20/40目陶粒支撑剂242.7 m3，施工排量为2.4 m3/min，施工压力为27.5～51.0 MPa。压裂施工后依次采用3，5，7，10 mm 油嘴（逐渐放大的方式）控压返排，在防止地层出砂情况下连续排液，实现填砂储层裂缝逐步闭合，保持裂缝有效导流能力。现场压裂施工后第3 d见气，井口稳定气产量为5.2×104m3/d，测试无阻流量为20.4×104m3/d，平均日产液量为20.5 m3，相比同层位邻近日产液量下降43%，取得了较好的控水增气效果。