鄺聃，李達，白建文

張春陽，朱更更 （中石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西 西安710018）

蘇里格氣田為近年來長慶油田勘探發(fā)現(xiàn)的典型的低孔低滲致密砂巖氣藏，開發(fā)區(qū)域已逐漸由中區(qū)向東西區(qū)擴展。與中區(qū)相比，東區(qū)儲層物性更差、產(chǎn)量更低，體現(xiàn)在巖性變差 （泥質(zhì)含量升高）、壓力系數(shù)進一步降低 （0．88→0．82）、層更薄、砂泥巖薄互層現(xiàn)象更嚴重等方面［1］。上述原因?qū)е绿K里格東區(qū)壓裂液返排更加困難，儲層與裂縫更易受到傷害，裂縫支撐剖面更為復雜等壓裂難點，大大制約了壓裂效果的提高［2］。為此，急需開發(fā)針對蘇里格氣田東區(qū)氣藏地質(zhì)特征的低傷害壓裂液體系，發(fā)展低傷害壓裂優(yōu)化設(shè)計方法及配套工藝技術(shù)。

1 東區(qū)低滲儲層地質(zhì)特征

蘇里格氣田主要含氣層系為二疊系石盒子組八段 （Ph8）～山西組一段 （Ps1），氣藏埋深2900～3500m，主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂體帶，是典型的巖性圈閉氣藏［3］。東區(qū)儲層巖性以巖屑砂巖為主、石英砂巖次之，黏土礦物體積分數(shù)較高，為20%～30%。儲集空間以孔隙為主，孔隙結(jié)構(gòu)具有 “孔喉半徑小、分選程度差、排驅(qū)壓力高、連續(xù)相飽和度偏低和主貢獻喉道小”的特點。東區(qū)單井平均氣層厚度為7．7m，孔隙度主要分布在1．0%～15．9% （平均9．4%），滲透率范圍0．014～8．42mD（平均0．702mD），平均含氣飽和度57．7%，屬低孔、低滲、低豐度儲層。蘇里格氣田東區(qū)Ph8氣藏平均壓力系數(shù)為0．861，屬低壓氣藏。

2 壓裂改造難點分析

根據(jù)以上地質(zhì)特點分析，可以得出蘇里格氣田東區(qū)氣藏壓裂改造的特點及難點如下：①儲層物性更差，要求壓裂形成較中區(qū)更長的人工裂縫，并與井網(wǎng)系統(tǒng)匹配；②儲層致密，黏土礦物總量較高，對傷害敏感，對外來流體低傷害的特點要求高；③東區(qū)儲層孔喉半徑小、排驅(qū)壓力大，儲層易受壓裂液傷害；地層能量有限，壓力系數(shù)低，壓裂液返排難度大；④東區(qū)儲層薄互層特征明顯，縱向應力剖面復雜，有效遮擋條件差，縫高不易控制；⑤多數(shù)井通過工具分層壓裂，全部層施工結(jié)束后統(tǒng)一返排的施工方式，各層壓裂液在地層內(nèi)滯留時間不同。

3 低傷害壓裂液體系研究

針對東區(qū)儲層易受傷害的特點，開發(fā)了超低濃度羧甲基瓜爾膠壓裂液體系（CMHPG）。該體系采用超低濃度交聯(lián)技術(shù)，稠化劑濃度低，用量少，交聯(lián)效率高，具有耐溫抗剪切性能好、破膠徹底、同等濃度下殘膠和殘渣傷害低等突出優(yōu)勢。優(yōu)化后的壓裂液體系配方如下：①基液：在水中加入溶解質(zhì)量分數(shù) （溶解質(zhì)量分數(shù)定義為溶質(zhì)與溶劑的質(zhì)量之比）為0．28%羧甲基稠化劑＋0．5%助排劑＋0．5%黏土穩(wěn)定劑＋0．05%殺菌劑＋0．5%交聯(lián)促進劑＋0．5%降濾失劑 （前置液含）。②交聯(lián)劑：低殘渣鋯交聯(lián)劑 （交聯(lián)比為100∶0．3）。

模擬地層溫度和井筒流動條件［4～6］，對該壓裂液體系進行了室內(nèi)測試。

圖1 90℃、170s－1剪切90min下不加破膠劑的黏時曲線

圖2 90℃、170s－1剪切90min下加破膠劑的黏時曲線

3．1 耐溫抗剪切性能評價

評價了體系在90℃、170s－1連續(xù)剪切90min下，不加入破膠劑與加入溶解質(zhì)量分數(shù)為0．3×10－4（溶劑為瓜膠基液）的破膠劑兩種情況下的耐溫抗剪切性能，評價結(jié)果如圖1和圖2所示。

圖1中，交聯(lián)液初始黏度620mPa·s，溫度上升過程中黏度降幅較大，當溫度達到90℃、170s－1連續(xù)剪切90min過程中黏度降幅減緩，最終黏度為396mPa·s，說明該體系具有良好的耐溫抗剪切性能，保證了體系在高溫下的攜砂能力。圖2為該體系在加入溶解質(zhì)量分數(shù)為0．3×10－4過硫酸銨 （APS）后在相同試驗條件下的黏時曲線。與圖1相比，早期黏度變化不大，但恒溫期由于破膠劑的影響，使得黏度下降較快，但最終黏度也有142mPa·s，說明即使加入破膠劑后也完全滿足施工時的攜砂要求。

圖3 90℃、高速剪切6min后的黏時曲線

3．2 高剪切后恢復性能評價

圖3 和圖4評價了體系經(jīng)高速剪切后的黏度恢復情況，試驗條件是170s－1剪切2min，再1000s－1剪切6min，剪切速率恢復到170s－1繼續(xù)剪切82min。圖3是沒有加入破膠劑的體系，黏度從高剪切后的最低值緩慢恢復至最終黏度177．4mPa·s，恢復到常規(guī)剪切的45% （與圖1比較），說明在恒溫階段黏度恢復值大于受溫度影響的降低值。圖4是加入溶解質(zhì)量分數(shù)為0．3×10－4APS的體系，黏度從高剪切后的最低值緩慢上升，大約在44min時出現(xiàn)峰值，說明之前黏度恢復占主導，之后溫度及破膠劑對黏度的降低占主導，最終黏度值124mPa·s，恢復率87% （與圖2比較）。試驗結(jié)果充分說明羧甲基壓裂液體系在高剪切后有較強的恢復能力，充分保證了羧甲基壓裂液經(jīng)過射孔孔眼高速剪切進入裂縫后的造縫及攜砂性能。

圖4 90℃、高速剪切6min、加入溶解質(zhì)量分數(shù)為0．3×10－4 APS黏時曲線

3．3 破膠性能測試

在90℃下，向交聯(lián)凍膠體系中加入不同劑量的APS破膠劑，測試其在一定時間里的黏度及性狀變化，破膠時間及破膠液黏度如表1所示。試驗結(jié)果表明，在溶解質(zhì)量分數(shù)為0．5×10－4APS加量下0．5h即可破膠，表明其易破膠的特性，滿足現(xiàn)場要求施工結(jié)束0．5h后返排的需求。

表1 羧甲基壓裂液破膠試驗數(shù)據(jù) （90℃）

3．4 殘渣及殘膠傷害試驗

試驗結(jié)果表明，在80℃的條件下，加入溶解質(zhì)量分數(shù)為1×10－4APS破膠劑的羧甲基交聯(lián)液經(jīng)過4h后的殘渣質(zhì)量濃度為103mg／L；在95℃下，加入溶解質(zhì)量分數(shù)為0．5×10－4APS破膠劑的交聯(lián)液經(jīng)過4h后的殘渣質(zhì)量濃度為88mg／L，比同等條件下的常規(guī)壓裂液殘渣含量小，對儲層傷害更小。

圖5 不同氣層厚度實現(xiàn)分層壓裂所需的最小隔層厚度

4 低傷害壓裂優(yōu)化設(shè)計技術(shù)

4．1 可實現(xiàn)工具分層的隔層條件研究

蘇里格東區(qū)分層地應力剖面解釋層間應力差范圍3～12MPa，因此考察壓裂目的層厚度在5～15m，應力差分別為6、8、10、12MPa共4種情況，采用三維壓裂分析軟件FRACPROPT研究不同目的層條件下裂縫垂向延伸規(guī)律以及實現(xiàn)分層壓裂的條件。模擬結(jié)果如圖5所示。

研究表明，在相同施工規(guī)模下，應力差越大，對隔層厚度要求越低；壓裂目的層段越厚對隔層的要求越?。?］。6MPa左右的應力差，對于5～15m的壓裂目的層段，需要35～7m的隔層；8MPa左右的應力差隔層厚度降低到22～3m；對于更強的應力遮擋層，純泥巖隔層達到14～2m即可控制裂縫高度，實現(xiàn)分層壓裂。

4．2 針對井網(wǎng)的裂縫半長和導流能力優(yōu)化

采用ECLIPSE氣藏數(shù)值模擬軟件建立包含井網(wǎng)、氣層和水力裂縫計算單元在內(nèi)的氣藏數(shù)值模型，模擬不同物性條件下合理的縫長和導流能力等裂縫參數(shù)，得到如圖6所示的優(yōu)化圖版。由圖可知，儲層滲透率越小，優(yōu)化的裂縫半長越長，對導流能力的需求相對越低。這也符合 “低滲儲層造長縫，高滲儲層造高導縫”的壓裂優(yōu)化設(shè)計指導原則。優(yōu)化后的圖版可作為區(qū)塊壓裂優(yōu)化設(shè)計模板，指導施工參數(shù)優(yōu)化和工藝調(diào)整。

圖6 蘇東區(qū)塊主體井網(wǎng)裂縫縫長和導流能力優(yōu)化圖版

4．3 施工參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)優(yōu)化的縫長和導流能力，通過60多井次的施工參數(shù)及增產(chǎn)效果敏感性分析，綜合考慮蘇里格東區(qū)氣藏有效儲層展布規(guī)模，優(yōu)選確定東區(qū)氣層合理的施工參數(shù)范圍為：加砂量16～30m3，前置液所占比例38%～44%，排量2．2～3．0m3／min，平均砂比18%～24%，即 “中砂量、中前置液量、小排量、中砂比”的參數(shù)組合。

同時，由于羧甲基壓裂液具有低傷害的特點，在相對較低的鋪砂濃度下即可達到與常規(guī)羥丙基壓裂液相同的導流能力 （見表2）。據(jù)此可對單井進行加砂程序優(yōu)化，適當降低平均砂比和最高砂比，這在一定程度上可降低現(xiàn)場施工的安全風險。

表2 羧甲基壓裂液與羥丙基壓裂液導流能力優(yōu)化對比

4．4 分層破膠控制技術(shù)

根據(jù)羧甲基壓裂液易破膠的特點，采用以微膠囊破膠劑為主體的破膠體系。根據(jù)現(xiàn)場分層壓裂施工的工序，提出分層破膠控制技術(shù)，即根據(jù)施工時間和溫度場的變化及施工順序優(yōu)化每層破膠劑的加量，一般第1層與第2層的施工間隔為40～60min，實際第1層壓后停泵到開井放噴的時間為2～3h。結(jié)合壓裂液體系破膠評價結(jié)果，第1層施工破膠劑的追加剖面為0．01%－0．015%－0．02% －0．025%－0．03%，且膠囊破膠劑的比例較高；第2層破膠劑的追加剖面為0．03%－0．04% －0．05%－0．06%，膠囊破膠劑的比例較低。

4．5 壓后強化返排措施

根據(jù)蘇里格氣田東區(qū)儲層壓力系數(shù)低的特點，壓裂設(shè)計中采用在注前置液階段以240L／min排量伴注液氮，注攜砂液前2～3個階段以120L／min排量伴注液氮，提高壓后返排能量。自噴排液停止后及時采用氣舉、抽汲等助排工藝強化返排。據(jù)統(tǒng)計，采用強化返排措施后，絕大部分井的返排率超過80%，平均返排率達到85%。

5 壓裂效果綜合評價

通過近年來針對蘇里格氣田東區(qū)的低傷害羧甲基壓裂液試驗，形成了相應的配套技術(shù)，取得了較好的試驗效果。截止到2011年12月底，共完成現(xiàn)場試驗63口井／67井次，其中直井定向井62口井66井次，水平井1口井。通過對比 （表3），在地質(zhì)情況相當?shù)臈l件下，采用羧甲基壓裂液的改造井返排時間更短，返排效率更高，平均無阻流量達7．5551×104m3／d，鄰近羥丙基壓裂井平均無阻流量4．5861×104m3／d，改造效果提高30%左右。

表3 羧甲基壓裂與鄰近羥丙基壓裂井試氣效果對比

從投產(chǎn)效果來看 （表4），截止到2011年底，羧甲基壓裂試驗井共投產(chǎn)52口井，投產(chǎn)90d以上28口，投產(chǎn)300d以上8口。根據(jù)對生產(chǎn)情況的跟蹤，與地質(zhì)條件相當?shù)泥従畬Ρ?，較羥丙基壓裂井生產(chǎn)效果好，進一步證實該項技術(shù)具有對儲層傷害更小的優(yōu)點。

表4 羧甲基壓裂井與鄰近羥丙基壓裂井投產(chǎn)90d生產(chǎn)情況對比

6 結(jié)論與認識

1）根據(jù)蘇東地區(qū)的地質(zhì)特征，有針對性的優(yōu)選新型改性羧甲基瓜爾膠作為壓裂稠化劑，并對體系配方進行優(yōu)化，初步形成適合蘇東低滲多層氣藏的低傷害羧甲基壓裂液體系 （CMHPG），該體系具有耐溫耐剪切性能好、低濃度、低傷害、易返排等優(yōu)點。

2）通過分層地應力剖面解釋，采用裂縫模擬的方法，完成了可實現(xiàn)工具分層的隔層條件研究，給出了不同目的層厚在不同應力差下所需要的隔層厚度值。

3）結(jié)合地質(zhì)研究結(jié)果，對壓裂施工參數(shù)進行優(yōu)化，確定了不同地層滲透率條件下的最佳裂縫長度和導流能力，以及不同層厚條件下的加砂量、砂比、排量等施工參數(shù)。

4）通過以上各項研究，形成了適合蘇里格東區(qū)氣藏的低傷害高效壓裂技術(shù)，現(xiàn)場試驗取得了較好的應用效果，為蘇里格氣田的快速高效開發(fā)提供了技術(shù)保障。

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