葉成林 王國勇

（1.中國石油長城鉆探蘇里格氣田項目部）

“體積壓裂”指在水力壓裂過程中，使天然裂縫不斷擴張和脆性巖石產生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網絡，從而增加改造體積，提高產量及采收率［1－3］。近年來，美國在致密頁巖氣藏的成功開發(fā)，引發(fā)了我國科技工作者的廣泛興趣，體積壓裂技術也逐漸成為國內非常規(guī)氣藏高效開發(fā)的關鍵技術之一［4］。蘇里格氣田是國內最大氣田之一，屬于致密砂巖氣藏［5］，其中蘇53區(qū)塊水平井整體開發(fā)取得了顯著成效。為了進一步提高水平井開發(fā)效果，在大規(guī)模引進體積壓裂技術之前，對蘇里格氣田體積壓裂適用性進行研究，并對2012年開展的水平井體積壓裂試驗進行了效果分析。

1 體積壓裂作用機理

通過壓裂的方式對儲層實施改造，在形成一條或者多條主裂縫的同時，通過分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液體以及轉向材料及技術的應用，實現(xiàn)對天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側向強制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續(xù)分枝形成二級次生裂縫，余此類推。讓主裂縫與多級次生裂縫交織形成裂縫網絡系統(tǒng)，將可以進行滲流的有效儲集體“打碎”，使裂縫壁面與儲層基質的接觸面積最大，使得油氣從任意方向的基質向裂縫的滲流距離最短，極大地提高儲層整體滲透率，實現(xiàn)對儲層在長、寬、高三維方向的全面改造（圖1）［9］。該技術不僅可以大幅度提高單井產量，還能夠降低儲層有效動用下限，最大限度提高儲層動用率和采收率［6－8］。

2 蘇里格氣田體積壓裂適用性

2.1 儲層條件

2.1.1 天然裂縫發(fā)育情況

天然裂縫狀況及能否產生復雜縫網是實現(xiàn)體積改造的前提條件。在體積改造中，天然裂縫系統(tǒng)會更容易先于基巖開啟，原生和次生裂縫的存在能夠增加復雜裂縫的可能性，從而極大地增大改造體積［10］。通過對蘇53區(qū)塊巖心觀察可以得出，本區(qū)膠結致密的砂巖儲層中宏觀構造裂縫不發(fā)育，局部井段砂巖儲層中不同程度地發(fā)育微構造裂縫，縫間被鈣質、硅質或瀝青質所充填。通過薄片分析認為，蘇里格地區(qū)目的層微裂縫發(fā)育，主要以顆粒間網狀縫、顯微構造裂縫和晶間縫3種形式存在（圖2）。

2.1.2 儲層滲透率

Cipolla等人的研究表明，儲層滲透率大小對體積改造技術有效性有關鍵作用，當k≤1×10－3μm2，裂縫網絡對產能極限貢獻率在10%左右；當k≤1×10－5μm2，裂縫網絡對產能極限貢獻在40%左右；當k≤1×10－7μm2，裂縫網絡對產能極限貢獻在80%左右［11］。這說明，儲層滲透率越低，次生裂縫網絡在產能貢獻中的作用越明顯，體積改造效果越好。蘇里格氣田屬于致密砂巖氣藏，儲層滲透率低于0.1×10－3μm2。

2.1.3 儲層石英含量

儲層巖性的脆性特征是實現(xiàn)體積改造的物質基礎。大量研究及現(xiàn)場試驗表明：富含石英或者碳酸鹽巖等脆性礦物的儲層有利于產生復雜縫網，黏土礦物含量高的塑性地層不易形成復雜縫網［12］。

據(jù)薄片鑒定資料統(tǒng)計，蘇53區(qū)塊儲層主要巖石類型為巖屑石英砂巖，少量石英砂巖（圖3）。砂巖主要成分為石英，其次為其他各類巖屑（表1）。石英質量分數(shù)高達80%以上，巖石具有較高的脆性，在破裂壓力作用下更易形成裂縫，使得天然裂縫與水力裂縫得到有效的溝通，從而形成大的改造體積。

2.1.4 巖石力學特性

表1 取心井巖石薄片資料統(tǒng)計表Table 1 Rock slice data of coring wells

地應力分布特征對水平井壓裂具有一定的影響。根據(jù)巖石的力學特點，人工裂縫總是沿著阻力最小的方向延伸和擴展，即裂縫面總是垂直最小主應力軸面［13］。蘇53區(qū)塊水平井開發(fā)設計時，充分考慮地應力對后期壓裂改造的影響，水平井水平段方位與地層最大主應力方向保持垂直，遵循力學特征，提高改造效果。

根據(jù)斷裂力學理論，水力裂縫總是從物性好、斷裂韌性低、閉合應力低、破裂壓力低、抗張強度低、楊式模量高、低泊松比的層段優(yōu)先起裂［14］。室內巖心測試表明，蘇里格氣田目的層石盒子組的盒8段及山西組的山1段砂巖具有楊氏模量高，低泊松比的特征，有利于儲層實施體積壓裂改造（表2）。

表2 蘇里格氣田巖石力學參數(shù)表Table 2 Rock mechanics parameters of Sulige gas field

2.2 體積壓裂－常規(guī)壓裂－未壓裂效果對比

利用數(shù)值模擬方法對蘇里格地區(qū)體積壓裂水平井的裂縫條數(shù)、裂縫半長、導流能力和裂縫間距等參數(shù)進行優(yōu)化，根據(jù)合理裂縫參數(shù)值，模擬出實施體積壓裂、常規(guī)壓裂和未壓裂水平井產能。并從儲量動用率、采收率、穩(wěn)產期和采氣速度角度評價了體積壓裂水平井開發(fā)致密氣藏的適應性、可行性。

從蘇53－78－31H水平井產能對比曲線可以看出，對于同一口水平井實施體積壓裂單井日產氣量和最終累產氣量明顯要優(yōu)于常規(guī)壓裂。同時模擬結果總體顯示，體積壓裂比常規(guī)壓裂的平均單井儲量動用率提高了2.29%，采收率提高了2.22%，穩(wěn)產期增加了0.73年，縮短了開發(fā)年限，提高了采氣速度，前10年的采氣速度增加了0.6%。綜合來看，體積壓裂對水平井規(guī)模開發(fā)這類致密氣藏具有技術和經濟上的可行性、適應性（圖4、圖5和表3）。

表3 體積壓裂－常規(guī)壓裂－未壓裂效果模擬表Table 3 Effect simulation of stimulated reservoir volume，conventional fracture and normal wells

3 實施效果評價

3.1 壓裂效果

2012年，蘇53區(qū)塊實施常規(guī)壓裂水平井30口，體積壓裂試驗水平井5口，水平段長度均為1 200m。統(tǒng)計表明，體積壓裂水平井平均單井入地液量和單井加砂量分別超過6 000m3、700m3，遠高于常規(guī)壓裂單井平均值（圖6）。其中壓裂效果最好的一口井入地液量7 228m3，加砂770m3。

為了進一步驗證體積壓裂改造效果，更直觀了解體積壓裂裂縫展布形態(tài)，利用微破裂向量掃描四維影像裂縫監(jiān)測技術，選擇了兩口試驗井實施了裂縫監(jiān)測分析。監(jiān)測結果顯示，兩口井分別形成動態(tài)裂縫16條、18條，平均裂縫長度306.5m，均明顯優(yōu)于常規(guī)壓裂裂縫參數(shù)指標。同時，主裂縫的側向形成次生裂縫，與微構造天然裂縫相互溝通，基本達到了多裂縫、儲層三維方向全面改造的效果（圖7）。

3.2 生產效果

實施體積壓裂的5口井均于2012年完成投產。平均單井日產氣量約為12×104m3，平均井口壓力22MPa左右，均為動態(tài)Ⅰ類井。其中蘇53－78－27H井初期配產20×104m3／d。

3.2.1 產能評價

水平氣井的產能是氣藏工程中的重要參數(shù)。目前蘇里格氣田氣井產能多采用長慶油田推導出的一點法經驗公式計算。公式如下［15］：

式中：qAOF為無阻流量，104m3／d；qg為日產量，104m3；pwf為地層中部流動壓力，MPa；pR為地層中部靜止壓力，MPa。

根據(jù)上述產能計算公式，5口體積壓裂水平井平均無阻流量為77.9×104m3／d，蘇53－78－27H 產能最高，無阻流量超過了150×104m3／d（表4）。

3.2.2 動態(tài)儲量評價

根據(jù)5口體積壓裂水平井生產數(shù)據(jù)和靜態(tài)資料，主要借用FAST和TOPAZE軟件，運用ARPS遞減規(guī)律法、Blasingame典型曲線法、流動物質平衡FMB法、A－G方法和NPI方法分別對5口單井動態(tài)儲量進行預測，并按氣井廢棄地層壓力2.2 MPa，廢棄產量1 000m3／d計算出了單井的可采儲量。由計算結果可以看出，由于每種計算方法適用條件不同，計算的結果有一定的偏差，綜合考慮，5口井最終平均動態(tài)儲量約為1.75×108m3，平均單井可采儲量1.56×108m3。其中蘇53－78－27H 井可采儲量超過2.5×108m3，是5口試驗井中生產效果最好的1口（表4）。

表4 蘇53區(qū)塊體積壓裂水平井產能計算統(tǒng)計表Table 4 Statistics for horizontal well productivity by stimulated reservoir volume in Su53 block

4 結論

（1）根據(jù)體積壓裂技術適用的基本地質條件，對蘇里格地區(qū)水平井體積壓裂適用性分析認為，蘇里格地區(qū)儲層具有微裂縫較發(fā)育、滲透率低等地質特征，滿足體積壓裂改造的基本儲層條件。

（2）通過數(shù)值模擬結果對比認為，蘇里格氣田水平井實施體積壓裂具有增加單井動用儲量、提高單井產量、縮短生產年限等優(yōu)勢，其效果明顯優(yōu)于常規(guī)壓裂和未進行壓裂水平井。

（3）2012年對蘇53區(qū)塊共實施了5口體積壓裂試驗水平井，分別從壓裂效果和生產效果對體積壓裂井進行實施效果分析。分析表明，體積壓裂井壓裂參數(shù)總體優(yōu)于2012年實施的常規(guī)壓裂水平井，并且具有生產效果較好、產能高的特點。

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