“多尺度高密度”压裂技术理念与关键技术<br/>——以川西地区致密砂岩气为例

“多尺度高密度”压裂技术理念与关键技术
——以川西地区致密砂岩气为例

2023-03-14郭建春路千里曾凡辉郭彤楼

天然气工业 2023年2期

郭建春路千里刘壮曾凡辉郭彤楼刘言刘林邱玲

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.中石化西南油气分公司

0 引言

近年来，我国大力推动致密砂岩气（下简称致密气）勘探开发以缓解国内天然气供需矛盾[1]，2021年我国致密气产量约占当年天然气总产量的23.1%[2-4]，加快致密气勘探开发对“碳中和”目标导向下的天然气快速持续增长具有现实意义[5-8]。四川盆地已成为继鄂尔多斯盆地后我国第二大致密气产区，以上三叠统须家河组以及侏罗系沙溪庙组为代表的陆相致密气可采资源量达到2.35×1012m3，占全盆地致密气总量的52.4%，是目前盆地天然气增储上产现实性最好、可规模发展的重要阵地[2,5,9-12]。

致密气藏指覆压基质渗透率≤0.1 mD的砂岩气层[13]，其产量和采收率通常较低，主要原因是砂体呈孤立状非均匀分布，且储层孔喉细小[1]。随着钻完井技术以及直井精细分段压裂、水平井分段多簇压裂等储层改造技术的不断创新，美国致密气实现了规模化效益开发，但也暴露出产量递减快、单井EUR低等工程难题[14-15]。相较于美国致密储层滨岸平原砂坝沉积特征，我国致密储层以陆相河道沉积为主，气层厚度小、孔隙度和渗透率低、非均质性强[16-18]。以四川盆地川西致密气为例，由于储层条件复杂以及开发方式差异性[19-21]，导致实际开发过程中存在储层改造方式以及改造效果不确定性强等问题[22-24]，川西致密气藏储层改造前期经历了三轮技术迭代：①早期改造遵循“低渗透造长缝”理念，采用直井笼统压裂技术、大规模冻胶连续加砂工艺，在致密储层中形成双翼深穿透长缝[25]；②2014年，缝网压裂理念被引入到川西致密气储层改造中，通过水平井长分段混合水压裂以及脉冲纤维加砂压裂等关键技术，储层改造体积大幅提高，裂缝铺置剖面明显改善，增产效果得到提升[26-28]；③2019年，为进一步提高裂缝复杂性，开展了致密气精细分段压裂工艺技术研究，结合无限级滑套技术建立了细分段单簇一体化建井压裂技术，实现水平井精细布缝，大幅度提升了致密气水平井分段改造准确性以及储层改造效果[29]。总体而言，上述关键技术解决了部分工程难点，但窄河道砂体储量动用程度低、储层伤害大以及产量递减快等问题依旧存在，致密气增产并未取得实质性突破。以四川盆地西部ZJ气田（以下简称ZJ气田）为例，压裂后单井平均测试产气量仅2.7×104～6.1×104m3/d，亟待进一步开展压裂工艺技术攻关。

针对川西地区致密砂岩储层改造难题，在川西地区致密气前三轮储层改造经验的基础上，以构建致密气藏有效支撑和长效导流的多级裂缝体为改造目标，创建了致密气藏多尺度高密度压裂的改造理念，提出了以“广、密、撑、稳、精”为核心的致密气储层改造措施，并在川西地区十余口致密气井完成了现场工程实践，取得了显著的增产效果，助力ZJ气田沙溪庙组以及东峰场气田须家河组在致密气增储上产领域取得新突破[29]。多尺度高密度压裂工程实践指出了致密气储层改造下一步攻关方向，相关认识为我国致密气藏经济高效开发提供了借鉴。

1 川西致密气藏地质工程特征

川西陆相沉积发育多套致密砂岩储层，受到中新生代多期构造作用，致密砂岩储层具备以下特征[30-34]：①河道砂体展布狭长，致密储层以水下分流河道微相为主，河道砂体表现出窄河道特征，河道砂体厚度介于5～50 m，主体宽度介于200～600 m，且河道走向与原地最小水平主应力方向存在一定夹角；②储层非均质非连续性强，岩性变化大，受多期旋回运动影响，河道砂体在纵向上呈现出多期河流—三角洲砂体叠置特征，而在平面上被泥质低渗透带阻隔；③储层埋藏差异大，致密储层埋深介于1 700～5 100 m，由于构造抬升以及深部埋藏作用，表现出压力系数差异大（压力系数介于1.1～2.1）、两向地应力差异大（介于5～25 MPa）、天然裂缝发育程度差异大等特征；④储层致密，脆性指数相对较低，储层孔隙度介于5.4%～10.7%，渗透率介于0.05～0.57 mD，整体属低孔隙度低渗透率储层，储层岩石杨氏模量介于13～25 GPa，泊松比介于0.17～0.25，脆性指数介于31.8～49.4。

2 川西致密气藏储层改造难点

2.1 储层品质差、分段布缝针对性不足、储量有效动用程度低

川西地区致密砂岩储层品质差，地层压力低，以Ⅱ、Ⅲ类储层为主。致密储层改造表现出常规分段布缝设计改造针对性不足、改造后效果不理想、储量动用程度低等问题[29]。产生这些问题的主要原因为：①非连续窄河道砂体造成水平井布井“先天不足”，由于河道砂产状不规则，当井筒走向与最小水平主应力存在夹角时，多裂缝应力干扰将会限制多裂缝高效延伸，研究成果表明（图1），当水平井筒与最小水平主应力方向斜交时，多簇裂缝起裂后在应力干扰影响下相互串联形成主缝，中间簇裂缝无法有效扩展；②致密储层油气流动能力差，分段单簇压裂改造波及范围小，裂缝复杂程度低，产能难以释放。因此，需要对致密储层开展针对性的压裂分段分簇优化，改善裂缝扩展形态，缩短油气渗流距离，增加储层改造体积，提升改造效果。

图1 井筒—地应力应力夹角干扰下多簇裂缝扩展形态图

2.2 裂缝有效性不理想，压后高产稳产难

研究表明支撑裂缝的有效性是制约致密储层产量的关键因素[20]，有效支撑缝长偏短使得产能损伤达到40%～60%[30]。以ZJ气田沙溪庙组储层改造为例，前期精细分段压裂采用“混合水+ 30/50目陶粒”加砂泵注模式，压裂用液强度为2.4～7.4 m3/m，加砂强度为0.4～0.6 t/m，压后测试产气量仅为3.5×104～5.4×104m3/d，整体储层改造效果未达到预期。此外，川西致密砂岩储层闭合应力为20～60 MPa，高闭合应力条件下裂缝容易失效，存在压后产量递减快，稳产困难的挑战。ZJ气田沙溪庙组气藏呈现明显“三段式”产量递减特征，有稳产期的井占比约60%，稳产期介于2～4年[29]。

2.3 单井压后返排率低，压裂液储层伤害大

如前文所述，川西致密储层前期改造主体采用“冻胶+高黏滑溜水”混合水体系，考虑到致密储层压后返排率介于20%～40%，稠化剂液体在储层大量滞留会堵塞基质孔喉以及微裂缝，对致密储层渗透率造成严重伤害。此外，致密储层中含有20%～25%的黏土矿物，发生水敏后，会导致启动压力增加5倍，压后渗透率降低50%[29]。因此，致密砂岩储层改造对压裂液体系低伤害性能提出了更高的要求。

3 “多尺度高密度”压裂理念与技术

3.1 “多尺度高密度”压裂理念内涵

式中L表示基质中流体渗流距离，m；km表示基质渗透率，mD；φm表示基质孔隙度；μ表示流体黏度，mPa·s；Δp表示驱动压差，MPa；t表示流体从基质向裂缝流动的时间，min。

图2展示了10 MPa生产压差下不同渗透率储层气体渗流距离与渗流时间的关系，36个月生产时间内，在渗透率为1 mD的低渗透率气藏中气体渗流距离约为113 m，而渗透率介于0.01～0.1 mD的致密气藏中气体渗流距离仅为11～35 m。上述结果表明低渗透率储层气体渗流范围较大，基质可以向裂缝进行“长距离”渗流，因此“造长缝”是实现低渗透率气藏储量动用的有效手段。相较于低渗透率储层，致密储层在相同时间内只能向裂缝进行“短距离”渗流，而河道砂体“窄而薄”的特点进一步缩减了裂缝波及面积，导致单一长缝无法实现致密储层有效动用。因此，增加裂缝密度和改造体积是实现致密储量高效动用的必然需求。研究表明，水力裂缝密度越大，单井采出程度越高[24]。

图2 不同渗透率储层气体渗流距离与渗流时间关系图

基于上述认识，借鉴非常规油气体积改造思路[36]，进一步提出了致密气藏多尺度高密度压裂改造理念。从实际储层改造效果来看，水力裂缝延伸无法摆脱砂体展布非均质非连续性、地应力差异性等因素的限制，因此，为了最大化储层内裂缝密度，需要根据储层特征构建多级裂缝体。即利用水平井筒、主裂缝和次生裂缝网络构建多级裂缝体，实现不同维度的“打碎储层”，大幅缩短气体从基质流向裂缝的渗流距离，为油气流动创造有利条件。如图3所示，上述多级裂缝体的构建主要包含3个内涵：①利用“多井型+长井段”钻井控制储层，即通过井型组合、井位部署、井段调整等钻井压裂一体化措施构建Ⅰ级裂缝体，规避储层非均质非连续性以及地应力差异影响，最大限度控制储层有利区域；②在精细刻画致密储层的基础上，通过“合理布缝+段簇组合”的优化方式提高裂缝布置有效性，通过分段压裂构建Ⅱ级裂缝体充分改造水平井钻遇储层，控制非连续砂体；③致密储层需要保证压裂裂缝体的复杂性以及流动性[23]，即通过调整工程与材料参数增加裂缝的复杂性和无序性，将这种无序裂缝定义为Ⅲ级裂缝体，通过裂缝网络实现对改造范围内储集体的全面和深入控制。

图3 “多尺度高密度”压裂三级裂缝体构建示意图

此外，多级裂缝体内不同尺度的裂缝对于支撑剂铺置要求存在差异，单一粒径支撑剂很难满足裂缝整体流动能力要求。为了提升裂缝有效性，需要考虑裂缝尺度与支撑剂粒径的匹配关系。研究表明致密储层高闭合应力条件下，近井主裂缝需要高浓度支撑剂提供足够缝宽以获得高导流能力，而在远井分支裂缝采用低浓度小粒径支撑剂局部铺置能有效提升裂缝导流能力的稳定性[37]。同时，为了保证油气在基质和裂缝内的长效高速流动，需要降低压裂液体系对于储层以及裂缝充填层的伤害，这要求压裂液体系同时实现远距离携砂和低伤害性能。

3.2 “多尺度高密度”压裂技术实现

致密气开发的核心是提高单井产量和EUR[23]，通过水力压裂在储层内构建有效支撑和长效流动的多级裂缝体是关键。为了实现多尺度高密度压裂改造理念，提出了“广、密、撑、稳、精”五位一体的压裂改造技术措施。

3.2.1 “广”——建立多级裂缝体，扩大裂缝体的展布范围，实现对储层的整体控制

由于河道砂体非均质非连续性强，地质工程一体化改造是实现效益开发的必然要求，即根据储层地质特征，对水平段进行分段布缝优化以建立多级裂缝体，具体包括：①选井优化，利用物探资料实现对非连续河道砂体宏观三维展布的精细刻画，尽量选择河道中心部位并沿着河道方向建立长水平段，实现对砂体优质部位的最大化控制；②分段优化，充分利用钻录测资料解释以及室内实验数据对储层岩石力学参数、地应力条件以及天然裂缝展布等地质工程关键参数的精细评价，建立一体化综合评价指标体系实现对改造“甜点”层段的准确控制；③布缝优化，基于上述地质模型，利用高精度的复杂裂缝扩展模拟方法，明确非均质地层多簇水力裂缝竞争扩展形态[38]，并以裂缝体控制面积与裂缝复杂程度“双指标”优选段簇组合；④增大改造液量规模，增加水平裂缝长度提高沟通天然裂缝概率，扩大多级裂缝体控制范围，增加裂缝波及面积。

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3.2.2 “密”——提高裂缝密度，缩短油气渗流距离，提高油气动用程度

实践证明前期采用精细分段改造工艺[39]能够实现储层定点高强度改造，但长分段单簇压裂模式难以有效动用致密储层。“长段多簇”高密度压裂工艺通过高密度分簇设计，增加改造段内裂缝密度，缩短基质向裂缝的渗流距离，实现油气米级尺度渗流，提升储量动用程度。实现“高密度”造缝的关键在于保证多簇裂缝扩展的有效性，采用桥塞—射孔联作实现高密度压裂精确分段，采用大排量泵注模式、极限限流射孔技术[40]保证多簇主裂缝有效开启以及高效延伸，配合使用复合暂堵技术提升Ⅲ级裂缝体规模，进一步增加裂缝复杂程度。考虑到窄河道砂体走向随机、非连续展布的特点，致密储层高密度造缝的关键在于明确多簇裂缝扩展形态，通过合理布缝来实现裂缝对储层的有效覆盖，而并非一味遵循非常规缝控压裂技术理念，通过密切割造缝达到对储集体的极限控制[41-42]。

3.2.3 “撑”——多粒径组合加砂匹配多尺度裂缝流动能力需求，实现裂缝整体有效支撑

为了实现多尺度裂缝的整体有效支撑，泵注过程中要求支撑剂在裂缝内“进得去”“走得远”“撑得住”。研究表明缝内砂堤铺置形态受到注液排量、支撑剂粒径、压裂液黏度等因素影响，采用大排量变黏滑溜水交替泵注可以降低砂堤平衡高度，增加缝口净空区域面积，实现支撑剂缝内远距离输送[43]；基于水力裂缝缝宽分布占比以及支撑剂支缝填充效率（图4），可以定量确定不同缝宽对应的各级支撑剂粒径占比[44]，采用组合粒径支撑剂实现近井主裂缝以及远井分支缝的全裂缝有效支撑；在储层参数以及裂缝形态确定的条件下，引入无因次支撑剂指数以及裂缝渗透率修正模型，建立多级裂缝体产能预测模型，以产能最大化为原则确定各级裂缝体所需流动能力以及匹配的支撑剂用量。通过上述支撑剂远距离输送调控技术，基于缝宽分布的加砂参数优选技术以及多级裂缝流动能力匹配技术，确定致密气压裂加砂参数与泵注模式，提高裂缝流动能力有效性。

图4 复杂裂缝形态与支撑剂运移沉降数值模拟分析图

3.2.4 “稳”——“强加砂+低伤害+快进快出”泵注保证裂缝体长效流动能力

研究表明，裂缝闭合时充填层附近会形成局部无充填的高速流动通道，通过提高加砂强度能够增加支撑剂充填层厚度，有利于增强砂堤稳定性[45]。考虑到多级裂缝体建造需求，通过大幅提高加砂强度以及组合粒径中石英砂使用占比，实现支撑剂远距离输送以及裂缝稳定支撑目标；为了满足造缝以及携砂的需求，同时考虑到低伤害、低成本以及压返液处理要求，采用能满足大规模连续在线混配需求的一体化可变黏、低伤害、耐盐、低成本压裂液体系；此外，致密储层改造排液阶段应坚持“快进快出”原则，实现压后快速返排，降低储层伤害。若现场无法及时排液，应采用控气排液技术，即通过调整生产制度控制日产气量低于1.5×104～2×104m3，最大限度保证排液。在扫塞阶段，采用快速易钻桥塞或可溶桥塞技术、配合使用桥塞助溶剂，及时完成扫塞作业。致密储层大规模改造后的出砂问题需要重视，排液初期应基于支撑剂回流临界流速计算模型建立合理的生产制度，同时通过在支撑剂中添加纤维进行防砂。

3.2.5 “精”——打造高效模拟手段、工具与材料，开展精细精准优化设计

利用高效数值模拟技术精确模拟复杂裂缝扩展形态、裂缝内支撑剂输送规律以及压后产能，开展段簇组合、泵注模式、施工排量、施工规模等工程参数优化，实现“一段一策”一体化精准压裂设计。压裂全过程采用裂缝监测与评价技术跟踪裂缝扩展特征，为后续模型修正、设计调整提供依据，以获取最佳改造效果。

4 “多尺度高密度”压裂实践

4.1 J318井多尺度高密度压裂设计

J318井是部署在ZJ地区沙溪庙组JS河道上的一口水平井，所在河道呈北东—南西向非连续展布（图5）。该井完钻垂深2 751 m，水平段长1 039 m，地层压力系数为1.5。采用Ø139.7 mm套管完井，水平井走向与最大水平主应力方向夹角为60°。测井解释结果显示钻遇Ⅱ/Ⅲ储层为主（占比75.3%），平均孔隙度为9.1%，储层渗透率介于0.05～0.20 mD，水平主应力差接近12 MPa。同河道邻井前期采用常规压裂工艺改造，压后平均产气量为0.72×104m3/d，增产效果不理想。在分析J318井地质工程特征的基础上，应用“多尺度高密度”压裂技术提升改造效果：①考虑砂体的地质工程特征，强化工程地质一体化“选段”，采用甜点差异化设计，提高优质储层改造力度，通过数值模拟合理优化布缝，提高改造段裂缝密度，缩短油气运移距离；②优化缝内支撑剂铺置形态，采用“强加砂+多级支撑+超前加砂”泵注模式实现多尺度裂缝流动能力匹配，提升裂缝有效性和长效性；③考虑致密储层水敏以及支撑剂长距离高效输送需求，采用强化返排和防膨能力的一体化可变黏耐盐低伤害压裂液体系，并配合聚合物破坏剂确保彻底破胶；④在满足安全条件且有压力窗口时，采用极限限流压裂技术与复合暂堵转向技术，确保多簇裂缝有效开启与高效延伸，进一步提高裂缝复杂程度，提升储层改造充分性；⑤强化压后返排制度，压裂液“快进快出”，进一步降低储层伤害，控制出砂，开井排液前6 h采用Ø≤3 mm油嘴控排，2天内Ø≤5 mm油嘴控排，扫塞采用Ø6～7 mm油嘴排液，并配合使用助溶剂可以提高扫塞速度。扫塞后以不出砂为原则，逐级放大油嘴，最大返排速率不超过20 m3/h。具体压裂设计参数见表1。

图5 J318井井位与河道砂体展布图

表 1 J318井与区块邻井储层改造参数对比表

4.2 J318井多尺度高密度压裂施工情况

J318井采用桥塞分段顺利完成11段61簇压裂施工，整体施工泵压介于55～65 MPa，各段停泵压力正常平稳，平均加砂强度为4.1 t/m，用液强度为17.3 m3/m，整体施工参数刷新了中国石化西南油气分公司川西中浅层致密砂岩储层纪录。图6展示了该井某段压裂施工曲线，压裂过程中泵压整体表现出下降趋势，压裂过程中复合暂堵后压力响应明显，暂堵后多次出现新缝起裂的压力曲线特征。本井压后立即钻塞排液，在井口压力30 MPa条件下，采用Ø8 mm油嘴求产，测试产气量为25.5 ×104m3/d，无阻流量达到103×104m3/d，相较于同区块相邻压裂水平井产量提升18.6倍。截至2022年12月30日，J318井已稳定生产21个月，累计产气量1.45 ×108m3。

图6 J318井部分段压裂施工曲线图

4.3 J318井多尺度高密度压裂压后评估

通过压后数据分析以及动态拟合，对J318井储层改造得出如下认识。

1）对比单段单簇压裂工艺，多尺度高密度压裂技术通过在储集体内构建多级裂缝体，储层改造体积接近3.3 ×106m3，缝控体积相较于前期工艺增加接近7.5倍。平均主缝缝长113.8 m，平均缝宽3.2 mm，裂缝导流能力5.9 D·cm，达到了高密度造缝设计要求。

2）采用“暂堵球+暂堵剂”复合暂堵工艺，暂堵响应压力介于0.8～2.3 MPa，暂堵后压力整体上涨2～4 MPa，暂堵后压力曲线有多次破裂显示。模拟结果表明复合暂堵能有效增加裂缝复杂程度，裂缝体积相较于不暂堵情况提升了27%。压降数据拟合结果表明，G函数曲线有明显波动，表明裂缝具有一定复杂性，人工裂缝以“主缝+分支缝”为主。

3）采用一体化耐盐可变黏滑溜水泵送组合粒径支撑剂，液体平均降阻率为84.4%，降阻性能优异。采用低黏压裂液泵送组合粒径支撑剂，稳定工况下最高砂浓度可达460 kg/m3，能够实现多尺度裂缝有效支撑要求。岩心实验表明，相较于冻胶体系，滑溜水体系储层伤害率可降低70%，并能实现压返液大规模在线混配，满足压裂液低伤害要求。

4）坚持“快进快出”排液原则，压后严格控排，通过控压排液实现压后连续且稳定返排，有利于解除储层伤害，减少出砂量。

4.4 “多尺度高密度”压裂技术应用现状

2021年以来，多尺度高密度压裂技术广泛应用于Ⅱ、Ⅲ类致密储层改造，6口水平井单井平均无阻流量达到63.4×104m3/d，平均测试产气量达到15.6×104m3/d，单井可采储量介于1.8×108～3×108m3（表2），有效释放了川西地区致密储量产能，有力地支撑了ZJ气田千亿立方米储量大气田建设[29]。