神府区块强非均质致密气藏高效压裂完井技术研究及应用*

杜建波，王晓鹏，张启龙，董平华，刘 鹏

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

致密砂岩气是天然气开发重要组成部分，在天然气资源结构中的意义及作用日益显著。中国致密砂岩气资源丰富，可采资源量达到(9～13)×1012m3[1]。神府区块位于鄂尔多斯盆地东北缘，面积1971.254 km2，主要含气层位本溪组、太原组、山西组、下石盒子组均属特低孔低渗储层。其中本溪组、太原组煤系储层为近年来主力勘探开发重点，相比于一般致密储层，该目的层位具有垂向上砂煤泥岩互层、天然裂缝局部发育、纵向上含气层、差气层、非储层叠置厚度变化大等特点，给常规加砂压裂工艺带来了较大困难，阻碍了致密气储层产能高效释放。同时，压裂试气返排存在出砂现象，对现场生产流程影响较大。针对神府区块储层开发难点，急需革新压裂工艺，形成配套技术，提高气田开发效果。

1 神府区块储层认识及增产机理

神府区块储层埋深 900～2100 m，温度 35～55 ℃，属于低温储层，常规压裂液体系彻底破胶困难，易造成压后储层污染，成为低温致密气储层的开发难点。

本研究针对储层低温、低压、低渗特点，通过优化压裂液体系，减小黏土膨胀和压裂液滞留对储层伤害，通过优化压裂工艺达到纵向和横向充分改造储层、释放砂泥互层发育致密气储层产能的目

2 关键技术

2.1 砂煤泥互层多级段塞压裂技术

神府区块本溪组、太原组多存在砂煤泥互层致密气藏，应用压后流态分析、微地震监测的手段对神府区块实际压裂过程中此类储层的裂缝形态特征进行了研究。由实验可知，当层间弱胶结面或节理、层理处发生剪切滑移，将产生裂缝偏转，在形成垂直主裂缝时同时产生窄的水平剪切缝(如T型缝)。通过对现场压裂施工的分析与监测可知，神府区块砂煤泥互层致密气藏在施工中裂缝易发生偏转从而形成T型缝，与实验观测结果相符。

T型缝的产生这一方面将耗散水力能量，降低裂缝穿层扩展几率；另一方面将明显增大滤失，从而影响垂直主裂缝缝长方向的扩展及支撑剂输送距离，同时提升加砂难度。

优化出了适用于神府区块砂煤泥互层致密气藏的多级段塞压裂工艺，根据煤层的数量、厚度加入多级、低砂比(5%～15%)的40/70目小粒径支撑剂段塞，并增大段塞的支撑剂用量。以达到封堵层间及煤层中偏转裂缝的目的，促进裂缝在垂向上穿透所有储层并在缝长上充分延伸。

SN-5井本1段储层砂体跨度22.7 m，其中分布含气砂岩仅3层，有效垂厚共3.0 m，其余为泥岩层、碳质泥岩层及煤岩层，为典型的砂煤泥互层致密气藏。储层泥质含量高，物性显著差于同区块储层，测井渗透率仅为0.1 mD左右。考虑到砂岩气层间的碳质泥岩层及煤岩层较多，设计加入4级段塞，段塞采用小粒径(40/70目)陶粒，砂比5%～10%，砂量8 m3。携砂液采用冻胶及30～50目支撑剂施工，最高砂比25%，加砂40 m3(图1)。

图1 SN-5井本1段压裂施工曲线Fig.1 Fracturing construction curve of section 1 of well SN-5

图2 SN-5井裂缝监测Fig.2 Fracture monitoring of SN-5

微地震裂缝监测可知多级段塞压裂工艺可有效抑制砂煤泥互层致密气藏中人工裂缝的偏转，促使其在缝长方向充分延伸。该井储层虽然厚度薄、分布不连续、物性极差，但压后试气仍得到了11000 m3/d的稳定产量，超过预期。

2.2 大跨度非均值致密储层体积压裂技术

神府区块储层厚度变化大，主力层位集中在5～10 m，薄层较为发育，但在解家堡主河道部分井台储层厚度超过30 m；有些储层气层、差气层、干层、泥岩叠置发育，储层跨度40 m。针对这些大跨度储层，机械分层存在管外窜风险和排量受限问题，笼统压裂又存在储层纵向改造不彻底弊端，如何在纵向剖面、横向剖面、立体空间上对储层充分改造是充分释放大跨度储层产能的关键[2-5]。

2.2.1 天然裂缝解释技术

神府区块储层在天然裂缝分布上存在较强的非均质性。沟通天然裂缝对于压后取得高产具有重要意义。缝网压裂就是一项主要针对天然裂缝发育地层，力求扩大裂缝改造体积的压裂工艺。而为了有效实现缝网压裂，需要对储层的天然裂缝发育情况进行准确解释并展开针对性的压裂设计。

蚂蚁追踪技术是基于三维地震资料，利用最优化方法和图像处理方法识别、展现储层中裂缝、断层系统空间分布的技术，该技术的关键在于确定蚂蚁追踪参数(图3)。利用大量的鄂尔多斯盆地东北缘气田(神府气田、临兴气田)微破裂压裂裂缝监测数据对蚂蚁追踪参数进行试验、调整、改进，得到适用于该区域的蚂蚁追踪技术(图4)。

图3 SN-7-2H井蚂蚁体平面分布图Fig.3 Map of ant body distribution in well SN-7-2H

图4 SN-7-2H井井下微地震裂缝监测结果Fig.4 Microseismic fracture monitoring results of well SN-7-2H

2.2.2 无井下工具暂堵分层压裂改造技术

该技术采用暂堵材料实现层间转向，压裂过程中一次或者多次向段内投送暂堵球或暂堵颗粒，暂堵已压开层段的孔眼和主裂缝，迫使井筒压力上升，达到另一级破裂压力值时，压裂液沿分簇孔眼压开新裂缝。暂堵分层压裂改造技术对实现分层压裂、延伸主裂缝、形成新的支裂缝，从而增大泄流面积，提高改造体积具有重要意义(图5)。

图5 层间暂堵转向Fig.5 Interlayer temporary blocking steering

2.2.3 大跨度储层体积改造技术

针对大跨度储层，如何充分纵向上沟通储层，横向上增加裂缝长度，空间内沟通微裂缝，是最大限度增加裂缝改造体积和提高单井产量及最终采收率的关键[8]。

结合已有四维裂缝监测结果，压后效果与裂缝改造体积具有较好相关性，裂缝改造体积与入井净液量、加砂量等压裂施工参数成正相关性。针对厚层低渗储层应最大限度提高裂缝改造体积。

施工排量越大，网络缝宽越宽，网络缝高越高，裂缝体积和储层改造体积越大。同时大排量提高缝内净压力，迫使天然裂缝张开，形成网状裂缝，由常规的造长缝变为增加缝网体积，增大泄流体积。在井口限压条件下，应尽可能提高施工排量，增大净压力，纵向上充分沟通储层，同时横向上增加裂缝长度，最大限度提高储量动用率和单井产量。

2.3 基于精细控压优快试气返排技术

支撑剂回流量主要受到返排液体黏度、支撑剂受到的有效应力以及返排速度等因素的控制。通过建立了球形单颗粒自由沉降模型以及井筒内返排液携砂模型，通过一系列数学公式推导，放喷排液初期产液量充足，为控制放喷速度，当以临界流量进行定液量排液时，得到油嘴半径与井口压力及临界流量间的关系式：

式中：R——油管半径，m

Pt——井口处油压，MPa

p0——油嘴出口处压力，认为等于大气压0.101 MPa

δ——油嘴的局部阻力系数

ρ——返排液密度，kg/m3

Qc——油管内临界流量，m3/s

依据球形单颗粒自由沉降模型以及井筒内返排液携砂模型，模拟分析支撑剂运移特征，依据不同产量压力条件，绘制井筒临界携砂流量曲面，进而建立油嘴优选模型及放喷制度优化流程，最终形成了适应于神府区块压裂后精细控压优快试气返排技术(图6、图7)。随着井口压力的降低与临界流量的增加，优选的油嘴尺寸也在增加。开井初期，裂缝及地层内压力较高、能量较足，即此时井口压力较高，应进行控制性放喷，选用小尺寸油嘴。利用神府区块压裂支撑剂、返排液黏度、闭合压力等参数，建立了神府区块加砂压裂返排过程支撑剂闭合前后临界携砂流速公式，当返排液黏度较高且支撑剂粒径较小时，临界携砂流速较低，即支撑剂较为容易被返排液携带出井筒。

图6 井筒内临界携砂流速曲面Fig.6 Critical sand carrying velocity surface in wellbore

图7 基于精细控压油嘴直径优化曲面Fig.7 Optimized surface based on fine pressure control nozzle diameter

精细控压制度优化流程：首先由支撑剂性质参数、返排液性质参数及油管参数等数据计算井筒内的临界携砂流量，以确保放喷排液时进入井筒内的支撑剂能够被返排液携带至地面；同时根据井口压力利用油嘴直径曲面图优选油嘴尺寸。压后关井期间，对井口压力进行监测，利用井口压力数据判断水力裂缝闭合时间，当水力裂缝闭合时，即可进行放喷排液。

3 液体优化

针对神府区块储层表现出不同程度的水敏特征，压裂液中需要加入功能添加剂，以降低储层水敏伤害。针对神府区块低温、低孔、低渗及水敏特点，优化压裂液体系。

针对神府区块储层含气性、物性、地层能量弱的特点，对低温生物压裂液体系持续优化：在防膨方面，经多轮筛选，确定氯化钾(短效防膨剂)+小阳离子季铵盐有机防膨剂(长效防膨剂)作为粘土稳定剂体系，加量分别为1%及0.5%，防膨率可达92.1%。在防水锁方面，从不同防水锁剂中筛选出氟碳类高效防水锁剂，0.5%用量下使压裂液表面张力降低至23 mN/m以下，使水相接触角超过70°，使压裂液在孔隙中产生的毛细管阻力较纯水降低72%。利用栏杆堡区岩心实验，平均岩心伤害率为10.25%，大幅优于行业标准(表3)。

表3 神府区块储层岩心伤害实验Table 3 Reservoir core damage experiment in Shenfu block

4 现场应用

SN1-5-6X井太原组孔隙度为 10.3%，渗透率为 0.92 mD，为典型致密砂岩储层特征，砂体连续性较好，其中太1段气层+差气层厚度15.7 m，太2段气层+差气层厚度27 m，泥质含量低，气测值高，采用大跨度储层全剖面体积改造技术充分改造储层释放大跨度致密气储层产能。设计套管大排量+暂堵球+混合水+可溶桥塞大规模压裂，纵向彻底贯穿储层，横向对储层充分改造，前置液采用低粘滑溜水+线性胶，空间内沟通微裂缝，高砂比携砂液采用冻胶保证高导流能力主通道，为油气渗流提供了良好的渗流通道。

结合模拟计算和井口限压。最终太2段优化加砂量100 m3，太1段加砂量80 m3，施工排量8～10 m3/min。SN1-5-6X井压后无阻274761 m3/d，创区块直井/定向井单井试气记录。大跨度储层全剖面体积改造技术在SN-02-6X、SN-02-7X、SN1-3-3H井同样取得了良好应用效果，均超地质预期(其中SN1-3-3H井压后无阻510304 m3/d创区块单井试气记录)。

5 结 论

(1)低温生物压裂液体系平均岩心伤害率为10.25%，大幅优于行业标准。

(2)砂煤泥互层多级段塞压裂技术在神府区块区已累计应用90井170层，全部顺利完成施工，压后测试产气量平均24827 m3/d，取得了明显增产效果。

(3)针对大跨度储层开展了大跨度储层全剖面体积压裂改造技术研究及现场试验，SN1-5-6X井压后无阻274761 m3/d，创区块直井/定向井单井试气记录。大跨度储层全剖面体积改造技术在SN-02-6X、SN-02-7X、SN1-3-3H井同样取得了良好应用效果，均超地质预期。

(4)精细控压返排制度控制已成功应用48口井，出砂井比例降低10%，未出现严重出砂井，降低了井口设备被刺坏的风险。压裂液返排率提高3%，有效避免了压裂液对地层二次伤害。试气作业缩短1天，试气井平均单井产量提升12.2%，实现了高质量优快试气目的。

(5)强非均质致密气藏高效压裂完井技术在神府区块的成功应用为同类储层高效开发提供了借鉴。