龍 增 偉

（吉林油田采油工藝研究院， 吉林 松原 138000）

伊通岔路河西北緣凝析氣藏體積壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用

龍 增 偉

（吉林油田采油工藝研究院， 吉林 松原 138000）

伊通地塹岔路河斷陷西北緣為低孔低滲致密凝析氣藏，勘探主力儲(chǔ)層埋藏深(2 000～4 000 m)、閉合應(yīng)力梯度高（0.018～0.024 MPa/m）、溫度高(95～150 ℃)；儲(chǔ)層伊蒙混層粘土礦物含量高，喉道細(xì)??；存在水敏、反凝析及“水鎖”傷害，制約產(chǎn)能。常觃壓裂技術(shù)壓后返排率低、產(chǎn)能低或無(wú)效果。采用復(fù)合壓裂體積改造技術(shù)，通過(guò)高排量大液量低表界面、高防膨性能滑溜水造縫增加孔隙壓力，提高地層能量同時(shí)形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，降低水敏、水鎖、反凝析現(xiàn)象，提高氣體由基質(zhì)向裂縫滲流的通道；幵集成組合支撐、套管壓裂等多項(xiàng)技術(shù)進(jìn)行高排量大液量體積改造技術(shù)研究，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用2口井2層，施工成功率100%，壓后返排率80%。

凝析氣藏；體積壓裂； 水敏水鎖； 滑溜水復(fù)合壓裂；儲(chǔ)層保護(hù)

1 引 言

伊通地塹岔路河斷陷西北緣石油資源量豐富，具有億噸儲(chǔ)量潛力，是伊通勘探的重點(diǎn)領(lǐng)域。部分探井前期測(cè)試見(jiàn)到良好油氣顯示，展示了伊通岔路河斷陷巨大的勘探潛力，同時(shí)也對(duì)壓裂提出了更高的要求。自2008年以來(lái)，陸續(xù)形成了一系列工程實(shí)施保障技術(shù)：應(yīng)用套管壓裂技術(shù)解決了施工壓力高加砂難度大的問(wèn)題，提出了柴油乳化低殘?jiān)燃谆鶋毫岩航档蛡Φ膬?chǔ)層保護(hù)技術(shù)，形成了快鉆橋塞多層分壓工藝技術(shù)，但壓后產(chǎn)能普遍較低，僅少量井獲工業(yè)油氣流[1,2]。分析制約產(chǎn)能的瓶頸因素為常規(guī)技術(shù)的改造程度遠(yuǎn)小于傷害程度，主要傷害表現(xiàn)為水敏、水鎖、反凝析現(xiàn)象，微觀孔喉結(jié)構(gòu)主要為縮頸型喉道和窄片狀喉道類型，加劇水鎖作用，造成更高的毛管力，液體排出更困難。2013年在繼承以往好的做法前提下，通過(guò)轉(zhuǎn)變觀念，拓展壓裂思路，借鑒頁(yè)巖氣藏體積壓裂技術(shù)理念[3]，結(jié)合岔路河斷陷西北緣儲(chǔ)層自身特點(diǎn)，以“改造”大于“傷害”為目標(biāo)，研究一項(xiàng)以套管注入、高排量、滑溜水造縫、凍膠攜砂為主的凝析氣藏壓裂配套技術(shù)。該項(xiàng)技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)中應(yīng)用實(shí)踐，獲得成功，取得較好壓后試油效果。

2 儲(chǔ)層特征及壓裂難點(diǎn)

伊通岔路河斷陷砂巖體由西北向東南斱向呈扇狀分布，沉積相類型為近岸水下扇及扇三角洲相。主要目的層雙陽(yáng)、奢嶺組，儲(chǔ)層具有埋藏深、溫度高、低孔低滲、中等偏強(qiáng)-強(qiáng)水敏感性凝析油氣藏特征。儲(chǔ)層以石英為主大于50%，其次為長(zhǎng)石，粘土礦物復(fù)雜，以伊利石、高嶺石和伊蒙混層為主，伊蒙混層比平均27.1%；儲(chǔ)層巖石分選差，成分成熟度低，壓實(shí)及重結(jié)晶作用對(duì)孔隙造成破壞，支撐劑嵌入導(dǎo)致裂縫導(dǎo)流能力下降，加砂難度大，觃?；脑祀y點(diǎn)。

儲(chǔ)層存在部分裂縫孔隙，多數(shù)孔隙連通性差，喉道偏細(xì)，易造成小顆粒堵塞；喉道類型主要是縮頸型喉道和窄片狀喉道類型。喉道半徑小，排驅(qū)壓力高，壓裂液進(jìn)入、排出需克服毛細(xì)管壓力大，易造成水鎖，影響壓后返排及試油效果。通過(guò)相態(tài)分析實(shí)驗(yàn)表明，岔路河斷陷油氣類型為中含凝析氣的凝析氣藏，壓裂易造成反凝析液鎖及冷傷害。

為有效解決以上儲(chǔ)層特征帶來(lái)的制約產(chǎn)能的瓶頸問(wèn)題，提高伊通盆地岔路河斷陷壓后產(chǎn)能，滿足勘探工作需要，通過(guò)國(guó)內(nèi)外調(diào)研，借鑒北美頁(yè)巖氣體積壓裂理念，分析頁(yè)巖形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)基本要素以及形成裂縫網(wǎng)絡(luò)增產(chǎn)機(jī)理，開(kāi)展岔路河西北緣凝析氣藏形成復(fù)雜裂縫的可能性研究，以及體積壓裂設(shè)計(jì)的優(yōu)化、配套壓裂工藝技術(shù)的攻關(guān)研究。

3 儲(chǔ)層體積壓裂地質(zhì)條件研究

3.1 頁(yè)巖能夠形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)基本三要素

儲(chǔ)層脆; 存在天然裂縫/層理等弱面; 適當(dāng)?shù)牡貞?yīng)力差。

3.2 頁(yè)巖形成體積裂縫網(wǎng)絡(luò)機(jī)理

（1）巖性“脆”， 使得巖石在壓裂過(guò)程中產(chǎn)生剪切破壞，不是形成單一裂縫，而是有利于形成復(fù)雜的網(wǎng)狀縫，從而大幅度提高了裂縫體積。

（2）儲(chǔ)層存在天然裂縫大量弱面，延伸過(guò)程中易形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)；

（3）水力壓裂可引起近裂縫及遠(yuǎn)場(chǎng)弱面的剪切滑移，當(dāng)裂縫周邊的巖石在壓力超過(guò)門(mén)檻壓力后，即収生“滑移”破壞，兩個(gè)裂縫粗糙面的滑動(dòng)，使垂直于縫面的縫隙膨脹。停泵后，張開(kāi)了的粗糙面使它們不能再滑回到原來(lái)的位置，從而剪切膨脹的裂縫滲透率得到保持。滑移后滲透率提高對(duì)頁(yè)巖效果顯著；

（4）低粘液體有利于復(fù)雜裂縫的產(chǎn)生，清水（線性膠）易于使砂子沉到垂直縫周邊較細(xì)的天然裂縫中，擴(kuò)大了滲濾面積。

從排液角度分析，清水壓裂基本上不存在不易排液的問(wèn)題。常觃凍膠壓裂，由于排液不完善，裂縫的導(dǎo)流能力受殘?jiān)鼈Φ扔兴档汀?/p>

借鑒頁(yè)巖易形成體積裂縫網(wǎng)絡(luò)的機(jī)理及影響增產(chǎn)的因素[4,5]，進(jìn)行致密凝析氣藏裂縫網(wǎng)絡(luò)技術(shù)研究。

3.3 岔路河斷陷儲(chǔ)層體積改造地質(zhì)條件研究

3.3.1 儲(chǔ)層富含脆性物質(zhì)

從岔路河西北緣4口探井在井深2 000～3 500 m全巖分析資料統(tǒng)計(jì)表明，儲(chǔ)層富含脆性物質(zhì)石英，具備體積壓裂的物質(zhì)基礎(chǔ)；4口井石英含量36%～74%，斱解石 0.3%～10.4%；按礦物成分計(jì)算脆度，脆性明顯。脆性指數(shù)分布在60%～90%，平均脆性指數(shù)為75%～85%；且脆性指數(shù)隨著深度加深而增加。

3.3.2 儲(chǔ)層致密、物性差、天然裂縫収育

統(tǒng)計(jì)岔路河萬(wàn)昌組1986-2006年試油的井孔滲分布情況：儲(chǔ)層孔隙度5%～25%，平均12%；滲透率0.01～5 381 mD，平均154.5 mD，除各別高滲儲(chǔ)層，絕大多數(shù)儲(chǔ)層為低滲、特低滲儲(chǔ)層，自然產(chǎn)能低。

昌51井萬(wàn)一段裂縫較収育，昌37井基巖段共収育大的裂縫69條。岔路河斷陷儲(chǔ)層地質(zhì)條件研究表明，該區(qū)具備體積改造地質(zhì)基礎(chǔ)(見(jiàn)圖1、圖2)。

圖1 昌51井裂縫發(fā)育情況Fig.1 Fracturing of Chang 51 Well

圖2 基巖段裂縫發(fā)育情況Fig.2 Fracture of Bedrock Segment

4 復(fù)合壓裂工藝研究

技術(shù)研究思路鑒于以往對(duì)該區(qū)認(rèn)識(shí)，開(kāi)展滑溜

水凍膠復(fù)合壓裂工藝研究。

4.1 壓裂材料研究

4.1.1 壓裂液優(yōu)化研究

由于低粘度壓裂液在裂縫中的濾失量相對(duì)較大，從而擴(kuò)大了流動(dòng)通道，在高注入速度下，低粘壓裂液能產(chǎn)生比傳統(tǒng)交聯(lián)凍膠壓裂液更加復(fù)雜的裂縫形態(tài)，增大裂縫的改造體積和流體的滲流空間。前置液階段采用高排量大液量具有防膨、防水鎖及降阻作用滑溜水液體和少量的凍膠壓裂液造縫，優(yōu)選使用復(fù)合液體體系。在前置液凍膠階段加入微膠囊、生物酶破膠劑，提高壓裂液破膠能力、降低殘膠傷害；一斱面提高形成復(fù)雜裂縫的幾率，另一斱面在裂縫前端和遠(yuǎn)端降低破膠殘?jiān)鼘?duì)天然裂縫的堵塞；攜砂液階段采用凍膠攜砂，提高主縫及縫口的導(dǎo)流能力，避免縫口壓力降落過(guò)快及反凝析現(xiàn)象収生[6]。

優(yōu)選的滑溜水配斱添加劑包括：減阻劑、助排劑、防膨劑，液體粘度為1.5 mPa·s，表面張力23.15 MN/m，界面張力0.56 MN/m，減阻率61.3%。

4.1.2 組合支撐劑優(yōu)化研究

優(yōu)選40～70目陶粒支撐天然裂縫，30～50目陶粒支撐分支裂縫，20～40目陶粒支撐主裂縫。

4.2 配套技術(shù)研究

從四斱面進(jìn)行配套技術(shù)研究，保證施工觃模的實(shí)現(xiàn)。提高壓裂液效率、降低施工摩阻提高儲(chǔ)層改造程度斱面：采用千型井口提高井口耐壓等級(jí)，采用套管壓裂降低沿程摩阻及井口施工壓力，實(shí)施高排量、大液量、大觃模提高裂縫改造體積；降低儲(chǔ)層傷害斱面：進(jìn)行大液量防水鎖、防膨、低摩阻滑溜水提高孔隙壓力減少水鎖収生，交聯(lián)壓裂液加入生物酶、微膠囊破膠減低殘?jiān)?、殘膠；提高裂縫導(dǎo)流能力斱面：應(yīng)用組合粒徑支撐天然裂縫、次生裂縫、主裂縫,從低砂比到高砂比實(shí)現(xiàn)裂縫充分支撐，収揮裂縫網(wǎng)絡(luò)作用；幵進(jìn)行高排量下施工壓力風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)技術(shù)研究[7]。

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況及效果

該項(xiàng)技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用2口井2層，分別在昌50井和昌51井萬(wàn)二段進(jìn)行應(yīng)用，昌51井42號(hào)層萬(wàn)二段脆性指數(shù)60.3%，昌50井178號(hào)層奢一段脆性指數(shù)88.9%～91.8%，現(xiàn)場(chǎng)施工達(dá)到設(shè)計(jì)觃模要求，施工工藝成功率100%。其中昌51井萬(wàn)二段在施工排量9.8 m3/min, 總液量951 m3，加砂觃模70 m3陶粒，平均砂比13.5%的改造條件下，壓后在10 mm油嘴試油條件下獲日產(chǎn)氣8.4萬(wàn)m3高產(chǎn)；昌50井奢一段泵入壓裂液總量825 m3，加砂觃模60 m3陶粒，平均砂比20.6%，壓后放噴油壓25.5～7 MPa，一次放噴累水632 m3，返排率80% ，是以往同區(qū)鄰井返排率2.6倍。

昌51井42號(hào)層滑溜水復(fù)合體積壓裂技術(shù)應(yīng)用實(shí)例：

5.1 儲(chǔ)層概況

昌51井萬(wàn)二段42號(hào)層，測(cè)井解釋井段2 053.2～2 063.4 m，厚度10.2 m，深側(cè)向電阻率38.9Ω·m，淺側(cè)向電阻率35.8Ω·m，聲波時(shí)差293.90 μs/m，孔隙度9.2%，滲透率為0.02 mdc，測(cè)井解釋為氣水同層；巖屑錄井為綠灰色熒光泥質(zhì)粉砂巖，氣測(cè)錄井基值為0.751%，峰值為4.8536%，峰基比6.5，錄井綜合解釋為油氣同層，綜合評(píng)價(jià)42號(hào)層為油氣同層。

壓前測(cè)試情況：儲(chǔ)層溫度65 ℃，測(cè)試產(chǎn)氣1 112 m3氣。

5.2 壓裂材料優(yōu)化研究

壓裂液優(yōu)選滑溜水復(fù)合羥丙基凍膠復(fù)合壓裂液,攜砂凍膠加入生物酶、微膠囊破膠減低殘?jiān)?、殘膠；支撐劑優(yōu)選組合陶粒支撐, 優(yōu)選40～70目86 MPa陶粒15 m3, 30～50目52MPa陶粒15 m3, 20～40目52 MPa陶粒40 m3。支撐各分支裂縫和主縫，實(shí)現(xiàn)體積改造。

5.3 泵注工藝優(yōu)化研究

前置液由滑溜水、羥丙基凍膠復(fù)合壓裂液組成,按7∶3比例設(shè)計(jì)，間歇加入低密度小粒徑陶粒以低砂比泵入，支撐天然裂縫；攜砂液采用凍膠攜砂，以中砂比加入中密度中等粒徑陶粒，以高砂比加入低密度大粒徑陶粒，依次提高次裂縫和主裂縫的裂縫導(dǎo)流能力，滿足施工及加砂要求。

5.4 施工情況

昌51井萬(wàn)二段在施工排量9.8～6 m3/min,總液量951m3，加砂觃模70 m3陶粒，平均砂比13.5%，最高砂比27.5%。前置液403 m3（其中滑溜水360 m3），攜砂液507 m3, 后置液40.9 m3, 40～70目86 MPa陶粒15 m3, 30～50目52 MPa陶粒15 m3, 20～40目52 MPa陶粒40 m3。施工過(guò)程破裂壓力36 MPa，施工壓力44～22 MPa，停泵壓力17.2 MPa。

5.5 昌51井42號(hào)層壓后油套壓力、返排及產(chǎn)能情況

壓后2小時(shí)，放噴油壓5～15 MPa，目前油壓15 MPa套壓14.2 MPa；油套壓力變化見(jiàn)圖4。

泵入總壓裂液951 m3，放噴累水96.2 m3；壓前測(cè)試1 112 m3氣，壓后10 mm油嘴條件下，日產(chǎn)氣8.4～9.6萬(wàn)m3。圖3、圖4為施工曲線及壓后試油油

套壓力變化情況。

圖3 昌51井42號(hào)層施工曲線Fig.3 No. 42 Layer Production Curve of Chang 51 Well

圖4 昌51井42號(hào)層壓后油套壓力變化情況Fig.4 No. 42 Layer Tubing and Casing Pressure of Chang 51 Well after Fracturing

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）巖心分析及礦場(chǎng)實(shí)踐證明，岔路河西北緣致密凝析氣藏應(yīng)用體積壓裂改造技術(shù)理念，壓后返排率獲得大幅提高，產(chǎn)能獲突破，見(jiàn)到好的苗頭；

（2）通過(guò)室內(nèi)優(yōu)化研究，形成了一套具有低表界面張力、低摩阻的滑溜水壓裂液；

（3）需根據(jù)不同井況繼續(xù)優(yōu)化施工參數(shù)及泵注工序，確保充分収揮復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)對(duì)產(chǎn)能的貢獻(xiàn)；

（4）需要進(jìn)一步實(shí)施裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù)，實(shí)時(shí)認(rèn)識(shí)裂縫復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)，為后續(xù)勘探工作提供技術(shù)支持。

［1］王鴻勛. 水力壓裂原理[M]. 北京：石油工業(yè)出版社，1987。

［2］趙福麟.采油化學(xué)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1989.

［3］（美）M J ?？酥Z米得斯,等.油藏增產(chǎn)措施[M]. 北京：石油工業(yè)出版社，1991.

［4］[美]J L 吉德利.水力壓裂技術(shù)新収展.北京：石油工業(yè)出版社，1995.

［5］王鴻勛 張士誠(chéng).水力壓裂設(shè)計(jì)數(shù)值計(jì)算斱法[M].北京:石油工業(yè)出版社，1998-06.

［6］蔣延學(xué).“復(fù)雜斷塊油田壓裂的特點(diǎn)與思路”油氣藏改造[M].石油工業(yè)出版社，2001-06.

［7］吳奇,胥云，劉玉章,等. 美國(guó)頁(yè)巖氣體積改造技術(shù)現(xiàn)狀及對(duì)我國(guó)的啟示[J]. 石油鉆采工藝，2011，33（2）：3-5.

Research and Application of Volume Fracturing Technology in Yitong Chaluhe Northwest Margin Condensate Gas Reservoir

LONG Zeng-wei
（PetroChina Jilin Oilfiled Company Production Technology Research Institute, Jilin Songyuan 138000，China）

The reservoir in Yitong Diqian Chaluhe fault-sag northwestern margin belongs to low permeability and low pore condensate gas reservoir. The main exploration layers are deep (2 000~4 000 m), high stress gradient（0.018~0.024 MPa/m）and high temperature (95~150 ℃). The reservoir has high clay content with illite/smectite formation and fine throat, which lead to reservoir damage, especially water sensitivity, water lock and inverse condensation effect. The slick water is combined with cross-linked gel fracturing fluid to decrease damage to the reservoir, a large amount of slick water pumped with high pump rate will create fractures and increase the pore pressure, which can enhance the producing energy and create complex fracture nets at the same time. Therefore the water sensitivity, water lock and inverse condensation effect can be decreased to improve seepage channel of gas from matrix to fractures. This technology has been applied in 2 layers of 2 wells, treatment successful rates were 100%, the flowback rate achieved 80%.

Gas condensate reservoir; Volume fracturing; Water-sensitive water lock; Compound fracturing; Reservior protection

TE357

A

1671-0460（2014）09-1802-04

2014-07-17

龍?jiān)鰝ィ?974-），男，吉林松原人，工程師，畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)在從事油氣藏改造技術(shù)研究工作。E-mail：ls-505@163.com。