滕小蘭

（中國(guó)石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院，四川德陽(yáng) 618000）

ZJ氣田JS氣藏是西南分公司繼新場(chǎng)－孝泉中深層JS氣藏取得成功之后的又一重要勘探區(qū)域，該氣藏鉆探工作始于20世紀(jì)50年代，至2004年，JS氣藏預(yù)測(cè)儲(chǔ)量達(dá)286.89×108m3，但儲(chǔ)層改造效果一直未獲突破，極大地制約了勘探開(kāi)發(fā)進(jìn)程，因此，ZJ氣田的勘探開(kāi)發(fā)曾一度擱淺。2012年西南分公司重新將ZJ氣田的開(kāi)發(fā)提上日程，通過(guò)套管完井、封隔器、配套分段壓裂工具改進(jìn)和水平井分段壓裂改造實(shí)驗(yàn)，擴(kuò)大了儲(chǔ)層改造體積，提高了裂縫導(dǎo)流能力，水平井分段壓裂增產(chǎn)效果顯著。

1 地質(zhì)特征及水平井分段壓裂難點(diǎn)

1.1 地質(zhì)特征

ZJ氣田JS氣藏儲(chǔ)層埋深1700～2400 m左右，砂體總體呈北北東向條帶狀展布，單層厚度變化大，從幾米至幾十米不等，厚薄不均。主要含氣砂體有JS11、JS14、JS24、JS33。巖石類(lèi)型以褐灰色、淺綠灰色中、細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，黏土含量高，平均高達(dá)24.4%，以綠泥石為主。屬低孔低滲儲(chǔ)層，平均孔隙度為8.5%，平均滲透率為0.21×10－3μm2，儲(chǔ)層物性差，微裂縫發(fā)育，孔喉半徑?。?.0092～0.24μm），毛管壓力大（＞7.354 MPa）。氣藏地溫梯度2.35℃／100 m，地壓系數(shù)1.73，具有異常高壓特征。

1.2 水平井分段壓裂難點(diǎn)

ZJ氣田JS氣藏共進(jìn)行直井加砂壓裂作業(yè)10井次（表1），其中，4井次未能順利完成壓裂改造任務(wù)。除JS3井獲得較好增產(chǎn)效果外，其余井均未獲得產(chǎn)能。根據(jù)儲(chǔ)層地質(zhì)特征，該儲(chǔ)層壓裂主要存在以下難點(diǎn)。

（1）儲(chǔ)層破裂應(yīng)力高，不采取有效預(yù)處理措施，難以壓開(kāi)儲(chǔ)層。ZJ氣田毗鄰合興場(chǎng)南北向破裂構(gòu)造帶，所受的構(gòu)造應(yīng)力較強(qiáng)，加上儲(chǔ)層埋藏深，因此，儲(chǔ)層的破裂壓力高，前期大多數(shù)直井在70 MPa壓力下都難以壓開(kāi)儲(chǔ)層，儲(chǔ)層破裂壓力梯度一般大于4.0MPa／100 m（表2）。需采用酸化、噴砂射孔等預(yù)處理方式或者更換105 MPa井口裝置才能壓開(kāi)儲(chǔ)層。

（2）儲(chǔ)層微裂縫系統(tǒng)發(fā)育，加砂難度大，施工成功率低。ZJ氣田深部斷層發(fā)育，在斷層發(fā)育帶附近，微裂縫較為發(fā)育，這可以獲得較好的油氣顯示，但是微裂縫發(fā)育的儲(chǔ)層非常容易受到鉆井液或固井水泥漿深度污染，導(dǎo)致異常高的破裂壓力；同時(shí)在加砂壓裂施工中，容易產(chǎn)生多裂縫，使工作液濾失速度增大，導(dǎo)致縫寬不足，容易產(chǎn)生砂堵。前期10井次壓裂中有4井次發(fā)生砂堵（表1）。

（3）儲(chǔ)層物性差，壓裂返排率低，增產(chǎn)效果差。由于儲(chǔ)層巖性致密，孔喉半徑小，滲流阻力大，壓后自然返排率低，前期壓裂井壓后自然返排率大多不足50%（表1），導(dǎo)致儲(chǔ)層傷害嚴(yán)重，從而導(dǎo)致增產(chǎn)效果不理想。

2 水平井分段壓裂技術(shù)

針對(duì)ZJ氣田JS氣藏儲(chǔ)層特征、前期壓裂改造和水平井本身壓裂的難點(diǎn)，開(kāi)展了水平井分段壓裂工藝、參數(shù)優(yōu)化、壓裂液體系及配套措施研究。

表1 ZJ氣田JS氣藏直井壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計(jì)情況

表2 ZJ氣田JS氣藏直井破裂壓力情況

2.1 降低破裂壓力關(guān)鍵技術(shù)

（1）優(yōu)化射孔技術(shù)。針對(duì)儲(chǔ)層構(gòu)造應(yīng)力所導(dǎo)致的高破裂壓力，采用常規(guī)聚能射孔工藝，選擇大直徑射孔槍及深穿透射孔彈，提高穿深能力，降低破裂壓力。孔密采用20孔／m，以避免因彈間干擾而降低孔深。采用60°相位，有效降低彎曲摩阻，從而降低施工泵壓。

（2）酸化預(yù)處理技術(shù)。針對(duì)儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育，易受泥漿污染而導(dǎo)致的高破裂壓力，采用酸化預(yù)處理，可有效降低儲(chǔ)層破裂壓力。

2.2 降低施工風(fēng)險(xiǎn)關(guān)鍵技術(shù)

（1）采用 KQ78／65－70／105井口裝置，提高井口作業(yè)能力；采用φ88.9 mm＋φ73.02 mm組合油管，降低施工摩阻。兩種技術(shù)組合應(yīng)用可提高施工排量，增加縫寬，降低砂堵風(fēng)險(xiǎn)。

（2）粉陶降濾技術(shù)。針對(duì)儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育特征，通過(guò)粉陶降濾技術(shù)，對(duì)高擠階段儲(chǔ)層張開(kāi)的天然微裂縫進(jìn)行暫堵，有效控制壓裂液向儲(chǔ)層深部濾失，達(dá)到降低在高砂比階段提前脫砂造成的砂堵風(fēng)險(xiǎn)和壓裂液大量濾失造成的儲(chǔ)層返排困難的目的。根據(jù)ZJ氣田JS氣藏天然裂縫寬度0.1～0.5 mm，選擇1級(jí)100目粉陶段塞。

（3）支撐劑段塞技術(shù)。針對(duì)水平井壓裂易形成多裂縫的特點(diǎn)，采用支撐劑段塞技術(shù)［1］，即在前置液中加入低砂比的支撐劑段塞，在不完善的射孔孔眼處和近井地帶的復(fù)雜裂縫中，這種高速含砂流體形成的水力切割作用，可以幫助液體對(duì)各種因素形成的節(jié)流環(huán)節(jié)、迂曲構(gòu)造及粗糙表面進(jìn)行水力切割、打磨，使流通路徑趨于完善、光滑，以降低井口泵壓和施工作業(yè)難度。根據(jù)ZJ氣田JS氣藏儲(chǔ)層情況，選擇2級(jí)3050目支撐劑段塞，段塞濃度60～90 kg／m2。

2.3 增產(chǎn)效果關(guān)鍵技術(shù)

（1）低傷害壓裂體系。根據(jù)ZJ氣田JS氣藏工程地質(zhì)特征對(duì)壓裂液的要求，室內(nèi)調(diào)試形成了一套低傷害壓裂液體系，其基液配方為：0.40%稠化劑＋0.3%溫度穩(wěn)定劑＋0.5%黏土穩(wěn)定劑＋0.5%助排劑＋0.5%增效劑＋0.3%pH調(diào)節(jié)劑。該體系配方表面張力低（26.78 mN／m），防膨率高（＞80%），破膠徹底（破膠液黏度＜5 mPa·s）?？箿乜辜羟行阅芎?，在70℃、170 s－1條件下，剪切120 min后，黏度保持在120 mPa·s以上。巖心平均傷害率為18.7%（見(jiàn)表3）。

（2）纖維防砂技術(shù)。水平井壓后較直井更易出砂，而且危害更加嚴(yán)重，所以如何防止水平井壓后出砂是保證壓后增產(chǎn)效果的又一關(guān)鍵技術(shù)。纖維防砂技術(shù)是在攜砂液中加入纖維，利用纖維形成的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，對(duì)支撐劑進(jìn)行包裹，有效阻止了支撐劑回流。由于支撐劑回流主要在縫口位置，所以推薦纖維尾追加入，即提高縫口附近支撐劑的穩(wěn)定性，同時(shí)也達(dá)到了成本控制的目地。

表3 壓裂液巖心傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果

（3）分段破膠技術(shù)。對(duì)于目前所采用的水基壓裂液體系，破膠時(shí)機(jī)的選擇及破膠程度的好壞決定了壓裂液的濾失程度，而對(duì)于具有水敏或水鎖傷害特征的儲(chǔ)層，直接影響了水力加砂壓裂的效果。水平井分段壓裂由于液量大、施工時(shí)間長(zhǎng)，對(duì)于破膠的控制就顯得尤為重要。根據(jù)“三元三維”破膠理論，進(jìn)行水浴破膠實(shí)驗(yàn)，編制了水平井分段破膠程序，達(dá)到返排時(shí)各段同時(shí)破膠的目的。

（4）高效返排技術(shù)。為了加強(qiáng)返排，采用液氮拌注工藝進(jìn)行加砂壓裂，相當(dāng)于在地層裂縫中強(qiáng)行注入了一層高壓氣墊，這既可降低壓裂液的濾失，又有效彌補(bǔ)了地層返排能量的不足，能顯著提高氣井的返排速度，降低儲(chǔ)層傷害，提高加砂壓裂效果。根據(jù)液氮擴(kuò)散理論［2］，在致密砂巖氣層中，液氮能量的擴(kuò)散時(shí)間為2～3 h，設(shè)計(jì)在后3段采用液氮伴注增能工藝，以產(chǎn)生輔助返排作用。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)井分析和總體應(yīng)用情況

3.1.l JS10－1H井基本情況

JS10－1H井完鉆井深3557.0m，垂深2280.84 m，完鉆層位JS14，套管射孔完井，水平段長(zhǎng)1367 m，人工井底3505.89 m，砂體厚度22 m，巖性為綠灰色細(xì)粒巖屑砂巖，整個(gè)儲(chǔ)層為低孔、低滲、致密砂巖儲(chǔ)層。

3.1.2 測(cè)試壓裂分析

由于ZJ氣田還未進(jìn)行過(guò)水平井分段加砂壓裂改造，且前期直井加砂壓裂難度大，因此，本井設(shè)計(jì)主壓裂前先做測(cè)試壓裂分析，以指導(dǎo)主壓裂施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)。

測(cè)試壓裂最高施工排量5 m3／min，最高施工泵壓76 MPa，共高擠凍膠30.0m3、高擠基液15.7 m3，入地液量45.7 m3。

從測(cè)試壓裂分析結(jié)果看（表4），儲(chǔ)層多裂縫效應(yīng)明顯，液體濾失大，液體效率低，近井摩阻高，主壓裂設(shè)計(jì)降濾、控濾是關(guān)鍵。

表4 JS10－1H井測(cè)試壓裂分析結(jié)果

3.1.3 主壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)

（1）分段數(shù)。根據(jù)“橢圓理論”［3］，優(yōu)化 ZJ氣田JS氣藏合理裂縫間距為100～120 m。根據(jù)本井實(shí)際水平段長(zhǎng)1301 m的實(shí)際情況，本井共分10段進(jìn)行加砂壓裂改造。

（2）加砂量?jī)?yōu)化。儲(chǔ)層為低孔低滲儲(chǔ)層，砂體厚度大，需大規(guī)模改造，以最佳裂縫半長(zhǎng)［4］為優(yōu)化目標(biāo)，采用PT軟件模擬，優(yōu)化本井加砂規(guī)模為202 m3。

（3）施工排量?jī)?yōu)化。采用φ88.9 mm＋φ73.02 mm組合油管，在限壓95 MPa下進(jìn)行排量預(yù)測(cè)，同時(shí)參考測(cè)試壓裂分析結(jié)果，優(yōu)化施工排量為4.5～5.0m3／min。

（4）平均砂比優(yōu)化。平均砂比的優(yōu)化應(yīng)以最優(yōu)導(dǎo)流能力為目標(biāo)，考慮本井多裂縫效應(yīng)，同時(shí)為了避免長(zhǎng)水平段的支撐劑運(yùn)移易發(fā)生沉降而造成脫砂的施工風(fēng)險(xiǎn)，適當(dāng)降低平均砂比，控制最高砂比，優(yōu)化本井平均砂比為16%～18%。

（5）前置液比優(yōu)化。最優(yōu)前置液量應(yīng)當(dāng)是最后一批砂子進(jìn)入時(shí)，前置液正好濾失完，要求支撐半長(zhǎng)與造縫半長(zhǎng)比值為85%，但考慮到本井微裂縫發(fā)育，且水平井壓裂更易出現(xiàn)多裂縫而導(dǎo)致壓裂液濾失增加，因此，前置液比應(yīng)較直井相對(duì)提高，優(yōu)化前置比36%～38%。

3.1.4 施工情況

采用0.4%低傷害壓裂液體系，前置階段采用100目粉陶降濾，30～50目陶粒支撐劑2級(jí)段塞處理近井摩阻。施工壓力為52～79 MPa，施工排量為4.1～5.7 m3／min，入地液量2004 m3，入地砂量砂量202 m3，平均砂比為15.7%～17.2%，粉陶12.5 m3，液氮44 m3，纖維340 kg。壓后返排率達(dá)66%，測(cè)試獲得天然氣產(chǎn)量5.61×104m3／d，與儲(chǔ)層條件相當(dāng)?shù)泥従甖J10直井相比（表1），增產(chǎn)效果大大提高。

3.2 總體應(yīng)用情況

水平井分段壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)成功后，在該區(qū)共實(shí)施水平井分段壓裂23井次，施工成功率100%，壓后平均單井產(chǎn)量3.6359×104m3／d，與前期直井10井次壓裂平均產(chǎn)量0.4471×104m3d相比，增產(chǎn)倍比達(dá)8.13，這些均表明水平井分段壓裂工藝技術(shù)體系適合ZJ氣田JS氣藏的壓裂改造。

4 結(jié)論

（1）應(yīng)用“優(yōu)化射孔技術(shù)”，有效降低了地層破裂壓力。

（2）應(yīng)用“提高井口壓力級(jí)別、優(yōu)化施工管柱、粉陶降濾技術(shù)和支撐劑段塞技術(shù)”，有效地降低了水平井分段壓裂加砂難度。

（3）應(yīng)用“低傷害壓裂液、分段破膠、纖維防砂、高效返排”等技術(shù)，有效地提高了壓后返排率，減少了儲(chǔ)層傷害，提高了增產(chǎn)效果。

［1］沈建國(guó).支撐劑段塞沖刷的水力壓裂新工藝［J］.天然氣工業(yè)，2003，23（增刊）：92～94.

［2］朱建峰，李志航，管保山.液氮伴注壓裂工藝技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.低滲透油氣田，1994，4（3）：78－81.

［3］徐嚴(yán)波，齊桃.壓裂后水平井產(chǎn)能預(yù)測(cè)新模型［J］.石油學(xué)報(bào)，2006，27（1）：101－104.

［4］曾凡輝，郭建春.致密砂巖氣藏水平井分段壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)與應(yīng)用［J］.石油學(xué)報(bào)，2013，34（5）：959－968.