呂 楊 ，李鳳瑞 ，代東每 ，徐 軍 ，侯 瑞 ，常 森 ，文曉輝

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗 017300；2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗 017300）

1 體積壓裂在蘇東的可行性分析

通過對頁巖氣儲層的調(diào)研，認(rèn)為儲層巖石脆性特征、天然微裂縫發(fā)育情況以及三向應(yīng)力是實現(xiàn)“體積壓裂”的物質(zhì)基礎(chǔ)。

1.1 巖石脆性

儲層要富含石英或者碳酸鹽巖等脆性礦物有利于產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，從石英含量來看，蘇里格氣田東區(qū)儲層符合這一特征。

表1 蘇里格地區(qū)砂巖中碎屑組分含量對比

表2 蘇東砂巖與北美不同區(qū)域頁巖巖石力學(xué)特征對比

1.2 天然微裂縫

天然裂縫狀況及層理發(fā)育狀況，可以降低分支裂縫的形成所需要凈壓力，蘇東巖心觀察及電成像測井情況表明，蘇東儲層天然裂縫部分發(fā)育。

從成像測井資料來看，儲層內(nèi)發(fā)育有一定量的天然裂縫，就蘇東011-104井而言，測量段共識別47條天然裂縫，局部也有不規(guī)則和高角度裂縫發(fā)育。

1.3 砂巖儲層抗張強(qiáng)度與三向應(yīng)力

蘇里格氣田砂巖兩向應(yīng)力差在7~10 MPa，兩向應(yīng)力非均質(zhì)系數(shù)0.17，能夠?qū)嵰欢p網(wǎng)系統(tǒng)?？箯垙?qiáng)度為4.15~6.08 MPa，小于兩向應(yīng)力差，主縫特征較明顯。

表3 蘇里格東區(qū)致密砂巖巖心觀察顯示有裂縫的井層統(tǒng)計

表3 蘇里格東區(qū)致密砂巖巖心觀察顯示有裂縫的井層統(tǒng)計（續(xù)表）

表4 格氣田盒8砂巖儲層巖心應(yīng)力測試結(jié)果

2 蘇東體積壓裂技術(shù)應(yīng)用及效果

針對蘇里格東區(qū)儲層地質(zhì)特點，結(jié)合前期多項壓裂工藝認(rèn)識，優(yōu)化施工參數(shù)及工藝，以“擴(kuò)大接觸面積、增加改造體積”為主體改造思路，開展“混合水壓裂+大排量注入+低傷害壓裂液”的體積壓裂工藝試驗。

2.1 排量及注入方式

通過提高施工排量增加縫內(nèi)凈壓力，在壓裂形成人工主裂縫的同時力爭開啟并溝通天然微裂縫，以達(dá)到形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)的目的。針對蘇里格東區(qū)天然微裂縫部分發(fā)育儲層，理論研究表明，裂縫延伸凈壓力一旦大于兩個水平主應(yīng)力的差值與巖石的抗張強(qiáng)度之和，則容易產(chǎn)生分支縫。

表5 蘇里格東區(qū)形成網(wǎng)絡(luò)裂縫所需的裂縫延伸凈壓力計算結(jié)果

表6 不同注入排量下縫內(nèi)凈壓力模擬計算結(jié)果（砂濃度：200 kg/m3）

表7 31/2″外加厚油管性能數(shù)據(jù)表

表8 井口最高油管壓力預(yù)測數(shù)據(jù)表（31/2″油管3 070 m）

針對形成網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)所需的凈壓力要求，利用壓裂模擬軟件建立了蘇里格東區(qū)盒8層壓裂地質(zhì)剖面模型，模擬計算了不同排量、不同壓裂液類型下的縫內(nèi)凈壓力數(shù)值。

蘇里格東區(qū)致密砂巖儲層“體積壓裂”采用施工排量6~13 m3/min，為常規(guī)壓裂排量的2~4倍，能夠滿足形成網(wǎng)絡(luò)裂縫所需的裂縫延伸凈壓力。

同時為滿足大排量下施工要求，常規(guī)井采用23/8″油管環(huán)空注入、31/2″油管注入及套管注入三種方式，水平井采用41/2″基管裸眼封隔器注入。

2.1.1 31/2″生產(chǎn)油管（見表 7、表 8）

2.1.2 41/2″套管（見表 9、表 10）

2.2 壓裂液體系選擇

蘇里格東區(qū)致密砂巖儲層“體積壓裂”采用壓裂液體系主要為前置酸+低濃度胍膠液體、滑溜水+低濃度胍膠液體兩種。

2.3 支撐劑類型優(yōu)選

根據(jù)體積壓裂所采用的不同壓裂液體系及對裂縫導(dǎo)流能力的優(yōu)化結(jié)果，確定采用40～60目低密度陶粒和20～40目低密度陶粒組合。

通過泵注程序設(shè)計先小粒徑陶粒，后大粒徑陶粒，有助于提高裂縫的導(dǎo)流能力，同時小粒徑陶粒更容易進(jìn)入形成的次生裂縫中，對裂縫的轉(zhuǎn)向有進(jìn)一度的促進(jìn)作用。

表9 41/2″套管性能數(shù)據(jù)表

表10 根據(jù)不同排量計算的井口施工壓力

表11 低密度支撐劑物理性能的評價結(jié)果

2.4 現(xiàn)場應(yīng)用情況及其效果

目前在常規(guī)井上實施15口井，最大施工排量為13 m3/min，單層最大加砂量101.5 m3，平均無阻流量6.11×104m3/d，取得初步效果。

表12 蘇東“體積壓裂”與常規(guī)壓裂參數(shù)對比表

蘇東“體積壓裂”工藝井與常規(guī)壓裂工藝井相比，施工具有高排量、低砂比、大砂量與大液量的特點，單井平均無阻流量提高1.48×104m3/d。

目前在水平井上實施3口井，均采用41/2″裸眼封隔器改造，最大施工排量10 m3/min，最大單段加砂量為100 m3；蘇東水平井“體積壓裂”工藝井與常規(guī)壓裂工藝井相比，施工具有高排量、大液量的特點，而砂比和單段加砂量規(guī)模與常規(guī)壓裂工藝相當(dāng)，平均無阻流量27.53×104m3/d，水平井體積壓裂試驗效果初顯。

3 蘇東體積壓裂技術(shù)取得的認(rèn)識

（1）蘇東“體積壓裂”改造工藝現(xiàn)場實驗取得初步效果，但仍有待進(jìn)一步試驗和跟蹤評價。

表13 蘇東“體積壓裂”井與常規(guī)壓裂井效果對比表

表14 蘇東水平井“體積壓裂”與常規(guī)壓裂參數(shù)對比表

表15 蘇東水平井“體積壓裂”井參數(shù)統(tǒng)計表

（2）蘇里格致密砂巖具有實現(xiàn)體積壓裂的儲層條件，但壓裂液平均返排周期較常規(guī)液量多出5天左右，壓裂液及時返排是急需解決的問題。

（3）試驗井應(yīng)具備砂體縱向厚度大（20 m以上），儲層具備一定的含氣性（氣層/含氣性厚度大于10 m，含氣飽和度大于50%），砂體上下具備較好的隔層條件（泥巖厚度10 m以上）。

[1]趙振峰，王小朵，等.蘇里格氣田壓裂液體系的改進(jìn)與完善研究[J].鉆采工藝，2006，（2）：36-40.

[2]劉建安，馬旭，陳寶春，等.大型壓裂改造工藝技術(shù)試驗[R].長慶油田公司油氣工藝技術(shù)研究院，2001.

[3]李憲文，陸紅軍，陳寶春，等.2002年蘇里格氣田壓裂實施效果分析[R].長慶油田公司油氣工藝技術(shù)研究院，2002.

[4]蔣滇，單文文，等譯.水力壓裂技術(shù)新發(fā)展[M].北京：石油工業(yè)出版社，1995.