丁士輝，陳效領(lǐng)，魚(yú)文軍，許駿

（中國(guó)石油西部鉆探井下作業(yè)公司，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引 言

氣藏的地質(zhì)特征一般都表現(xiàn)為埋藏深、儲(chǔ)層物性差、地層溫度高、多裂縫發(fā)育，這些特征也決定了加砂壓裂對(duì)于深層石炭系氣藏，施工難度大、對(duì)壓裂液要求高等特點(diǎn)。通過(guò)滴西18井區(qū)滴西184井氣層的成功壓裂，積累了一些石炭系氣層壓裂的經(jīng)驗(yàn)。

1 滴西18井區(qū)儲(chǔ)層特征

火山巖是克拉美麗氣藏石炭系的主要儲(chǔ)集巖，主要巖性為玄武巖、安山巖、流紋巖、花崗巖、凝灰?guī)r和火山角礫巖。主要的儲(chǔ)集空間類型為裂縫和孔隙，有利儲(chǔ)層主要發(fā)育在距石炭系頂面200m的風(fēng)化殼層段內(nèi)，孔隙度主要分布在10%～25%之間，隨著距離火山巖頂面的深度加深，火山巖的孔隙度逐漸降低（見(jiàn)圖1）。由于受風(fēng)化淋濾作用，頂部火山巖普遍表現(xiàn)出灰褐色破碎狀，通過(guò)對(duì)巖心的詳細(xì)觀察結(jié)合研究區(qū)成像測(cè)井手段分析認(rèn)為，火山巖發(fā)育的空間類型有角礫間孔、裂縫、原生氣孔、次生溶蝕空洞以及孔－縫組合。石炭系火山巖儲(chǔ)層的產(chǎn)氣層段裂縫都較發(fā)育，高角度縫占統(tǒng)計(jì)總數(shù)的65%以上。溶蝕孔洞也十分發(fā)育，且孔、縫相連（見(jiàn)圖2）。

克拉美麗氣田石炭系火山巖儲(chǔ)層埋藏深度約為3 500～3 800m，地層溫度110～114℃，地層壓力41～48MPa，該儲(chǔ)層為受斷裂、巖性、地層等控制形成的多個(gè)次級(jí)圈閉，滴西18井區(qū)巖性以酸性花崗斑巖、二長(zhǎng)玢巖為主，儲(chǔ)集空間類型為晶間孔、長(zhǎng)石斑晶溶孔、構(gòu)造縫、微裂縫。儲(chǔ)層孔隙度在5%～15%之間，滲透率約0.01～1mD＊。巖心的全礦物分析表明，巖石以酸反應(yīng)礦物長(zhǎng)石為主，黏土礦物含量集中在11%～14%，黏土礦物中以綠泥石、伊／蒙混層為主，其中綠泥石含量較高（80%左右），伊／蒙混層比高（50%～70%）。儲(chǔ)層的敏感性評(píng)價(jià)表現(xiàn)出了強(qiáng)水敏（水敏指數(shù)＞70%）和強(qiáng)酸敏（酸敏指數(shù)＞35%）的特征；巖心吸附能力強(qiáng)，在測(cè)試時(shí)間內(nèi)巖心吸附量為0.303 3～0.356 9g，表現(xiàn)了較強(qiáng)的氣藏親水性特征。

2 壓裂改造技術(shù)研究

2.1 支撐劑段塞技術(shù)

支撐劑段塞技術(shù)是指在前置液中加入低砂比的支撐劑，其作用原理是利用高速的含砂流體的水利切割作用，對(duì)射孔孔眼、近井地帶的復(fù)雜裂縫進(jìn)行切割、打磨，使壓裂通道更加平滑，降低摩擦阻力。對(duì)于射孔孔眼不平滑、裂縫面粗糙、近井裂縫扭曲的儲(chǔ)層，支撐劑段塞技術(shù)的作用更加明顯。對(duì)于近井的多裂縫，這種低砂比的支撐劑段塞能夠堵塞一些縫寬較小的裂縫，有利于形成具有較大寬度的裂縫。

通過(guò)滴西184井測(cè)井曲線分析，該井目的層平均聲波時(shí)差為55μs／ft＊，地層孔隙度較低，而低孔隙度特征下出現(xiàn)了明顯的泥漿侵入特征，說(shuō)明儲(chǔ)層具有較高的滲透性，“低孔高滲”的特征反映了該井火山巖儲(chǔ)層存在天然裂縫。根據(jù)FMI成像測(cè)井圖及滴西184井取心資料可知，該區(qū)石炭系儲(chǔ)層存在較為發(fā)育的裂縫。天然裂縫發(fā)育的儲(chǔ)層壓裂時(shí)容易產(chǎn)生多裂縫、近井裂縫扭曲等現(xiàn)象，存在早期脫砂的風(fēng)險(xiǎn)。

根據(jù)對(duì)近井摩擦阻力、多裂縫的認(rèn)識(shí)不同，可采用不同濃度、不同粒徑的支撐劑段塞。對(duì)于近井摩擦阻力高、多裂縫嚴(yán)重的儲(chǔ)層，一般采用100目陶粒；近井摩擦阻力較低時(shí)可采用40～70目陶粒，也可根據(jù)具體情況采用100目和40～70目的復(fù)合段塞。支撐劑段塞的濃度一般選用60～180kg／m3。參考該區(qū)前期施工情況，滴西184井支撐劑段塞選用40～70目陶粒，支撐劑砂濃度為5%、10%、10%，支撐劑用量共5m3。

2.2 提高前置液比例技術(shù)

前置液的主要作用是造縫，因此前置液的比例選擇的合適程度關(guān)系到施工的成敗和壓后的效果，而前置液比例是根據(jù)壓裂液在儲(chǔ)層中的壓裂液效率確定。前置液過(guò)量會(huì)造成裂縫過(guò)度延伸，如果周圍有注水井，可能會(huì)造成油井過(guò)早見(jiàn)水；而前置液不足可能造成施工失敗。理想情況下，施工泵注程序完畢時(shí)，支撐縫長(zhǎng)略小于（或基本等于）動(dòng)態(tài)縫長(zhǎng)，此時(shí)壓裂液用量最少，對(duì)地層傷害小。

滴西14井、滴西17井、滴西18井區(qū)火山巖儲(chǔ)層物性相近，根據(jù)這3個(gè)井區(qū)前期小型測(cè)試壓裂分析資料，壓裂液效率為36.0%～40.5%。根據(jù)Nolte前置液計(jì)算方法：前置液比例＝（1－F.E.）2＋0.05（F.E.為壓裂液效率），因此為達(dá)到充分造縫目的，壓裂液比例應(yīng)達(dá)到40%～46%。

2.3 變排量工藝

采用巴布庫(kù)克方法對(duì)砂子在垂直裂縫中的分布進(jìn)行試驗(yàn)研究。平衡狀態(tài)下，在垂直裂縫中顆粒濃度的垂直剖面上存在著差別，可以分為4個(gè)區(qū)域（見(jiàn)圖3）。由下往上，第1個(gè)區(qū)域是砂堤區(qū)，這部分是沉積下來(lái)的砂堤，平衡狀態(tài)下砂堤的高度為平衡高度；第2個(gè)區(qū)域是顆粒滾流區(qū)；第3個(gè)區(qū)域是懸砂液區(qū)，雖然顆粒都處于懸浮狀態(tài)，但不是均勻的，存在濃度梯度；最上面的區(qū)域是無(wú)砂區(qū)。平衡狀態(tài)下增加地面排量，則砂堤區(qū)、顆粒滾流區(qū)和無(wú)砂區(qū)均將變薄，懸砂液區(qū)則變厚。如果流速足夠大，則沉積下來(lái)的砂堤可能完全消失。再進(jìn)一步增加排量，縫內(nèi)的濃度梯度剖面消失，成為均質(zhì)的懸浮流。

圖3 顆粒在縫高上的濃度分布

在前置液階段、低砂比階段采用較低的排量達(dá)到平衡狀態(tài)，可在裂縫底部形成低滲透或不滲透的人工隔層，可控制裂縫向下延伸；瞬間提高排量，高濃度的砂堤、顆粒滾流區(qū)將變薄，懸砂液區(qū)變厚，可將更多的支撐劑送至裂縫深部。由于濾失、摩擦阻力的損失，砂堤在較遠(yuǎn)處又將形成動(dòng)平衡，若再次提高排量，仍可將支撐劑送至更遠(yuǎn)處。因此，變排量工藝可有效增加氣藏中裂縫的長(zhǎng)度，提高整個(gè)裂縫的導(dǎo)流能力。

2.4 低砂比、小階梯砂比加砂工藝

對(duì)于低滲透率地層，壓裂增產(chǎn)的原理主要在于造長(zhǎng)縫，擴(kuò)大滲濾面積，改善井筒與儲(chǔ)層的溝通。針對(duì)火山巖氣藏的低滲透率－特低滲透率特征，根據(jù)無(wú)因次導(dǎo)流能力的定義［無(wú)因次導(dǎo)流能力＝（裂縫的滲透率×支撐縫寬）／（裂縫半縫長(zhǎng)×地層滲透率）］，要提高裂縫的無(wú)因次導(dǎo)流能力，主要通過(guò)增加支撐縫寬和增加裂縫半縫長(zhǎng)實(shí)現(xiàn)。采用較高的施工砂比可增加縫寬，但根據(jù)滴西18井區(qū)前期施工情況看，26%以上的砂比進(jìn)入地層后，套壓便開(kāi)始爬升，提升砂比的空間有限，所以增加裂縫半縫長(zhǎng)更容易實(shí)現(xiàn)較高的無(wú)因次導(dǎo)流能力。因此，該井采用低砂比、大規(guī)模加砂實(shí)現(xiàn)造長(zhǎng)縫目的。

小階梯砂比加砂工藝縮小了每級(jí)砂液比的上升幅度，減少了因?yàn)樯氨茸兓蠖鸬膲毫Σ▌?dòng)，使施工壓力更加平穩(wěn)，同時(shí)支撐劑的充填也更加飽滿，支撐劑的鋪置濃度趨于合理。對(duì)于現(xiàn)場(chǎng)施工，通過(guò)小幅度提高砂比后的壓力變化，能夠迅速判斷地層的加砂難易情況，及時(shí)調(diào)整施工參數(shù)，降低砂堵的風(fēng)險(xiǎn)。

2.5 防水鎖壓裂液體系

由于受外來(lái)侵入液的影響，使得近井地帶儲(chǔ)層的含水飽和度急劇增加，最終導(dǎo)致油氣滲透率下降，阻礙油氣通過(guò)，使采收率下降，這種現(xiàn)象稱為水鎖。克拉美麗火山巖氣藏受到低孔隙度、特低滲透率儲(chǔ)層的影響，儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)過(guò)程中極易受到水鎖傷害，因此氣井壓裂的關(guān)鍵就是選用適合氣層壓裂的壓裂液體系（見(jiàn)圖4）。

圖4 水鎖處理劑表界面張力圖

在壓裂或酸化過(guò)程中，大量的壓裂液或酸液沿縫壁滲濾到儲(chǔ)層中，使儲(chǔ)層的原始含水飽和度增加，流動(dòng)阻力加大。如果儲(chǔ)集層壓力不能克服升高的毛細(xì)管力，則會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重而持久的水鎖效應(yīng)。對(duì)于低滲透氣藏，氣、水及少量油流動(dòng)的通道很窄，滲流阻力很大，液、固界面及液、氣界面的相互作用力很大，水鎖效應(yīng)相對(duì)更為嚴(yán)重，而且儲(chǔ)層孔隙度和滲透率越低，儲(chǔ)層孔喉越小，水鎖效應(yīng)就越嚴(yán)重。

通過(guò)實(shí)驗(yàn)研究，改變油層巖石的潤(rùn)濕性有助于控制毛細(xì)管壓力和相對(duì)滲透率，將油潤(rùn)濕表面轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂?rùn)濕表面，使油氣不為巖石滯留，而易于流動(dòng)，從而解決了外來(lái)液體的水鎖。在壓裂液中加入水鎖處理劑有效地降低進(jìn)入地層液體的表界面張力，降低地層的水鎖效應(yīng)，降低對(duì)儲(chǔ)層滲透率的傷害。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 滴西184井基本情況

滴西184井位于滴南凸起的滴西18井區(qū)，該井頂部的3 551.0～3 567.0m井段為1套凝灰質(zhì)火山碎屑巖儲(chǔ)層，厚度16.0m。根據(jù)取心資料（取心井段3 550.75～3 557.15m）顯示巖心整體上不規(guī)則，微細(xì)裂縫發(fā)育，縫寬0.2～0.5mm，裂縫密度5～10條／10cm；巖心表面氣孔及溶蝕孔洞發(fā)育，氣孔一般孔徑1～3mm，最大孔徑5～10mm，氣孔密度10～15個(gè)／10cm，物性較好（見(jiàn)圖5）。

圖5 滴西184井構(gòu)造剖面圖

3.2 施工情況及壓后效果

施工情況：施工排量3.5～4.0m3／min，入井液量427.6m3（前置液220.5m3，攜砂液190m3，頂替液17.1m3），平均砂比19.5%，最高加砂比28%，加砂42m3（5m340／70目前置液陶粒段塞，37m320／40目高強(qiáng)中密陶粒），最高施工壓力54.5MPa。

該井壓后取得了良好的試氣效果，采用7mm油嘴試氣，油壓30.59～28.62MPa，套管壓力30.91～29.63MPa，日產(chǎn)氣量約15×103m3，日產(chǎn)油量約18.6m3（見(jiàn)圖6）。

3.3 施工方案分析

圖6 滴西184井施工曲線圖

①采用5%—10%—10%三級(jí)段塞技術(shù)，從施工情況來(lái)看，5%段塞進(jìn)入地層后，套壓仍處于爬升狀態(tài)，反映了儲(chǔ)層具有多裂縫特征；而10%砂比進(jìn)入地層后套壓下降，說(shuō)明支撐劑段塞起到了降低摩擦阻力的作用；②前置液比例確定為46.35%，達(dá)到充分造縫的目的；③整個(gè)施工過(guò)程中砂比控制平穩(wěn)，壓力波動(dòng)不大，說(shuō)明施工中沒(méi)有因砂比變化過(guò)大而造成砂橋；④采用變排量工藝，前置液階段采用3.5m3／min，加砂階段采用4.0m3／min，提高排量后，套壓小幅度上升，反映出裂縫內(nèi)裂縫向下延伸，導(dǎo)致凈壓力上升，變排量工藝起到了一定的控高作用；⑤選用YLYJ-10防水鎖壓裂液體系，滿足施工要求。

4 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

（1）采用前置液段塞技術(shù)解決了裂縫性儲(chǔ)層壓裂時(shí)容易產(chǎn)生多裂縫、裂縫扭曲的現(xiàn)象，對(duì)于滴西18井區(qū)石炭系儲(chǔ)層可選用40～70目陶粒作為支撐劑段塞，砂濃度控制在50～180kg／m3。段塞粒徑、砂濃度、級(jí)數(shù)的選擇主要根據(jù)裂縫發(fā)育程度。

（2）根據(jù)滴西井區(qū)前期壓裂液效率研究，確定前置液比例在40%～46%，能夠達(dá)到充分造縫的目的，保證后序施工。

（3）采用巴布庫(kù)克方法對(duì)砂子在垂直裂縫中的分布進(jìn)行試驗(yàn)研究可知，采用變排量工藝能夠起到一定的控制縫高作用，而且有助于增加裂縫長(zhǎng)度、增加裂縫導(dǎo)流能力。

（4）采用15%～20%的較低平均砂比，以造長(zhǎng)縫為目的，提高無(wú)因次導(dǎo)流能力。降低階梯砂比，能夠減少因砂比變化大而造成的壓力波動(dòng)，降低施工風(fēng)險(xiǎn)。

（5）選用YLYJ-10防水鎖壓裂液體系，重點(diǎn)解決了低滲透率致密氣藏水鎖嚴(yán)重的問(wèn)題。同時(shí)其耐高溫、抗剪切、低摩擦阻力及防膨性能也大大降低了施工風(fēng)險(xiǎn)。

（6）加強(qiáng)氣井排液管理，減少壓裂液在地層中的滯留時(shí)間，能夠最大程度地減少氣層的污染。

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