吐哈油田深层致密砂岩气藏体积压裂技术应用

张永国，鲍 黎，陈 维，葸尚勇，刘非莠，杨文魁，樊新刚，义壹辉

（中国石油西部钻探吐哈井下作业公司，新疆鄯善 838200）

随着油田发展，勘探开发逐步向页岩油（气）、致密油（气）发展，吐哈油田台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏表现为中-强水敏、低孔-特低渗、砾石含量高、天然裂缝发育、储层非均质性强等特点，常规压裂工艺难以动用，需采用水平井+体积压裂工艺技术改造以实现油藏经济有效开发。但因地层岩性物性、埋藏深度、温度压力系统、流体特性等因素影响，存在以下工艺技术难点。（1）储层埋深5 000～6 000 m，储层温度140～150 ℃，对压裂液耐温抗剪切性能提出较高要求，同时裂缝延伸压力梯度0.020～0.023 MPa/m，施工压力高，排量无法达到工艺设计排量，施工风险大，成功率低；（2）储层中-强水敏、储层致密，对压裂液交联性能、破胶返排等性能要求较高；（3）区块前期直井试油10 口井，压裂效果差；（4）区块未能开发动用，注采井网未配置，地层能量无法补充。针对以上难题，有必要开展台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏水平井体积压裂技术研究应用[1-2]。

1 储层特征分析

1.1 储层岩性物性特征

台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏主要分布在西部弧形带、胜北-红连构造带、鄯善弧形带等五大区块，储层埋藏深（5 000～6 000 m），自上而下发育J2x3、J2x1、J1s2、J1s1等小层，台北凹陷丘东洼陷储层岩石类型主要为细砂岩、砂砾岩；储层孔隙度峰值集中在2%～6%，渗透率＜0.5×10-3μm2，含水饱和度峰值集中在35%～60%，为低孔、低-特低渗强深层致密砂岩储层[3]。

1.2 储层压力、温度及流体性质

地层压力系统：区块储层压力系数1.1～1.2，属正常压力系统，储层地应力高，延伸压力梯度0.019～0.022 MPa/m。

地层温度系统：地温梯度2.26～2.45 ℃/100m，为异常低温系统。

1.3 储层敏感性伤害特征（表1）

表1 吉X 井敏感性评价结果

储层黏土矿物整体含量高，黏土矿物含量14%～27%。黏土矿物X 射线衍射分析显示，伊/蒙混层占比11%～34%。

2 台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏水平井体积压裂技术研究

2.1 压裂工艺技术思路

借鉴“细分切割+极限限流+高强度改造+控液增砂”为组合拳体积压裂技术2.0 技术思路，通过细分段、细分簇，对储层细分切割粉粹，由井控储量转变为缝控可采储量，最大限度提高水平井一次开发动用程度及EUR。考虑储层两向应力差较大（20～30 MPa），难以形成复杂裂缝网络，无法将储层基质“打碎”，只能将其“剁碎”，因此，采用细分段、细分簇的“细分切割”；同时为提高缝网改造体积SRV，提高裂缝复杂程度，采用逆混合压裂技术思路，高黏胶液造缝+低黏液体扩缝+高黏胶液携砂，实现近简远复，尽可能激活更多天然裂缝；同时根据储层物性显示差异及水平井钻进情况，按照“一段一策”差异化设计原则，增大甜点段规模改造，适当减小趾端及A 点附近改造规模，考虑储层致密，为减少压裂液破胶液残渣对储层基质的伤害，压裂液中加入高效有机高分子黏土稳定剂+超低界面张力助排剂，有效降低储层水敏、水锁伤害，以提高单井产量[4]。

2.1.1 应力敏感实验评价 分别将吉X 井干岩心、35 MPa 围压下驱替后岩心、40 MPa 围压下驱替后岩心利用低磁场核磁共振分析技术并结合岩心液体饱和法，对比分析岩心在干重的状态下和岩心饱和地层水状态下核磁共振T2谱，测量出地层水侵入岩心及返排后引起的岩心中束缚水增加量和可动水在岩心中的滞留量，进而判断出应力敏感对储层伤害程度[5]。实验结果表明，在干岩心的情况下，信号强度较低，用35 MPa 围压驱替后，地层水进入岩心内部微裂缝和基质中，信号大幅增强；增大围压至40 MPa 时，基质信号强度基本不变，裂缝信号强度增大，推测是岩心内部产生了新的微裂缝（表2）。

表2 应力敏感实验评价

2.1.2 岩石力学实验 通过岩石力学实验结果（表3）表明，最大水平地应力与最小水平地应力的差值在18～31 MPa，无法形成复杂缝网，难以形成复杂裂缝网络，裂缝形态主要为水力主裂缝。因此，对施工排量、压裂液携砂性能等方面提出较高要求。

表3 区块岩石力学实验结果

2.2 国内外致密/页岩气藏地质及工程参数对比

对标国内外致密/页岩气藏，台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏储层埋藏深、厚度大、两向应力差大、天然裂缝局部发育等特点，工艺参数方面施工排量、簇间距、加砂强度等参数存在一定差异（表4）。

表4 致密/页岩气藏地质及工程参数对比

2.3 压裂液体系优化

针对台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏储层埋藏深（5 000～6 000 m）、地层温度高（140～150 ℃）、水敏性强的特点，室内评价优选“滑溜水+高温低伤害延迟交联压裂液”复合体系，优化HPG 浓度为0.35%～0.40%，同时为有效解决黏土膨胀及水敏伤害问题，采用“有机黏土稳定剂+无机KCl+防水锁抑制剂”复合体系，降低压裂液对储层伤害，有效保护储层。

2.3.1 压裂液性能评价实验 高温低伤害延迟交联压裂液体系采用新型交联剂，突破原有“最低胍胶浓度临界值”，新型交联剂能够通过多键分梯次与羟丙基胍胶官能团交联形成网状结构，增大分子间作用力。通过室内实验评价（表5），140 ℃剪切70 min（170 s-1），最终剪切黏度为128 mPa·s，且悬砂性能良好。

表5 压裂液室内评价参数表

2.3.2 压裂工艺参数优化模拟 对标国内外致密/页岩气藏，丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏储层埋藏深、厚度大、两向应力差大、天然裂缝局部发育等特点，优化簇间距、用液强度、米油层加砂强度等工艺参数模拟。

依据地质工程一体化方法，采用Schlumberger 公司Petrel 新型地质工程一体化软件，建立吉7 块地质模型进行压裂规模优化模拟。通过软件模拟结果，优化施工排量为14.0 m3/min，用液强度为30.0 m3/m，加砂强度为3.5 t/m。

2.4 开展组合支撑剂实验应用

开展支撑剂导流能力实验，采用FCS-842 裂缝导流能力测试系统，主要通过模拟压裂施工时液体在地层中流动的温度、压力条件，支撑剂选用20/40、30/50、40/70、70/140 目石英砂及70/140、40/70 目陶粒，不同铺砂浓度下，测定不同闭合压力下的裂缝导流能力。依据实验结果（表6、表7），结合地层压力与流体性质，优选承压52 MPa（69 MPa）高强度支撑剂，采用中粒径+小粒径组合陶粒，小粒径支撑剂支撑天然裂缝和次生裂缝，中粒径支撑剂支撑主裂缝及缝口，从而提高整个人工裂缝的导流能力，提高流体流动能力。同时逐步开展石英砂替代陶粒实验，降低成本。

表6 石英砂导流能力实验结果

表7 陶粒导流能力实验结果

3 应用效果

截至目前，该区块通过开展岩性评价、地应力分析、“细分切割+水平井+体积压裂”技术思路、压裂液体系及支撑剂组合等系列技术研究与应用，取得较好措施增产效果，区块台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏勘探开发取得了突破性进展[6]。

台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏水平井实施8 井次，措施成功率100%。其中吉XXH 井2021 年10 月26 日-11 月3 日，对J1s 层段（5 407.0～6 113.0/706m）实施可溶桥塞14 段/45 簇体积压裂。压后初期7 mm 油嘴自喷生产，日产气5.3×104m3、日产油40.7 m3，目前累计产气727×104m3，产油7 300 t，压后效果显著。

4 认识与结论

（1）“水平井+体积压裂”是提高致密砂岩油气藏单井产量的有效方式。前期直井、水平井采用常规压裂技术思路压裂效果差，压后单产、累产偏低，吉XXH等井采用“水平井+体积压裂”思路压裂试油，获高产商业油流。

（2）台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏储层非均质性较强，延伸压力较高，施工难度大。对吉XXH井各段停泵压裂进行分析，瞬时停泵压力在43.6～60.0 MPa，储层延伸压力在97.1～113.7 MPa，间接反映储层非均质性较强；储层杨氏模量偏高，储层致密，延伸压力梯度在0.019～0.021 MPa/m，施工压力整体偏高。

（3）受管柱沿程摩阻、孔眼节流及近井地带弯曲摩阻等因素影响，多段在压裂初期排量无法提至设计排量，采用多段塞打磨可有效降低孔眼节流及裂缝弯曲摩阻；为降低管柱沿程摩阻及液体对储层伤害，送球、送塞采用滑溜水体系（降阻率＞70%）。

（4）压裂工艺参数需持续优化，同时优化支撑剂组合及石英砂替代陶粒比例，逐步完善台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏水平井体积压裂技术。