張林強(qiáng)，郭布民，王杏尊，周 彪，袁文奎，劉華超

鄂爾多斯盆地東緣致密氣藏壓裂技術(shù)探索與實(shí)踐

張林強(qiáng)1，郭布民2，王杏尊2，周 彪2，袁文奎2，劉華超2

（1. 中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司， 北京 100011； 2. 中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459）

鄂爾多斯盆地東緣致密砂巖巖石類型以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主，平均孔隙度2%~10%，平均滲透率0.01~1 md，壓力系數(shù)0.73~1.09，儲層具有低孔、致密-低滲、黏土礦物含量高等特點(diǎn)，需要進(jìn)行必要的儲層改造措施以達(dá)到經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。本文通過室內(nèi)壓裂液體系優(yōu)選及評價，開發(fā)了一套攜砂能力強(qiáng)、低溫環(huán)境下破膠徹底、返排率高、增產(chǎn)效果好等特點(diǎn)的低溫低濃度壓裂液體系；針對儲層厚度薄、儲隔層應(yīng)力差異小、上下煤層發(fā)育等實(shí)際問題，針對性的優(yōu)化了控縫高措施、防砂堵措施，現(xiàn)場應(yīng)用近百井次。實(shí)踐結(jié)果表明，優(yōu)化的壓裂液體系和工藝參數(shù)適應(yīng)于該類低溫致密儲層，施工成功率高，壓后增產(chǎn)效果明顯。

致密氣藏；壓裂液體系；裂縫高度控制

鄂爾多斯盆地位于中國中西部地區(qū)，為中國第二大沉積盆地，其石油天然氣、煤層氣、煤炭三種資源探明儲量均居全國首位，長慶油田、延長油礦等依靠低滲開發(fā)技術(shù)在該區(qū)域取得了大規(guī)模工業(yè)化開采。盆地東緣致密氣藏前期勘探開發(fā)投入較少，尚未掌握成熟的低滲儲層勘探開發(fā)技術(shù)，部分核心技術(shù)處于研究空白。中海油自2013年在盆地東緣區(qū)塊陸續(xù)布置了小規(guī)模的鉆井、壓裂試氣作業(yè)，并取得了良好的經(jīng)濟(jì)效果，表明了該區(qū)塊勘探開發(fā)商業(yè)價值大。下石盒子組和太原組作為重點(diǎn)開發(fā)層位，面臨儲層溫度低，壓裂液破膠困難、儲層敏感性較強(qiáng)、儲層保護(hù)工作嚴(yán)峻等難點(diǎn)，單井自然產(chǎn)能低，部分井區(qū)如果不依托大規(guī)模的壓裂改造將無法獲得有經(jīng)濟(jì)效益的產(chǎn)量。

1 儲層地質(zhì)特征

盆地東緣三維區(qū)主要目的層為太2段和盒8段，太2段整體處于潮控-浪控三角洲沉積體系，盒8段處于由多期河道疊置而成的曲流河沉積體系，太2段砂巖巖石礦物成分以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖、石英砂巖為主，測試孔隙度在4.13%~12.19%，平均為8.92%，滲透率范圍在0.1~12.66 mD之間，平均為2.78 mD。盒8段砂巖巖石礦物成分以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖為主，測試孔隙度在4%~13.14%，平均為8.44%，滲透率范圍在0.1~5.6 mD之間，平均為0.96 mD。

圖1 主力氣層巖石類型特征

筆者統(tǒng)計(jì)了100多口井1056組巖心分析結(jié)果，太原組平均粘土含量為16.35%，其中伊/蒙、綠/蒙混層含量為1.64%，易發(fā)生運(yùn)移的高嶺石、伊利石含量高達(dá)95.32%，伊利石也具有一定的膨脹損害，存在速敏、水敏風(fēng)險。石盒子組巖石成分以石英、長石為主，平均粘土含量為11.65%，其中膨脹型粘土礦物伊/蒙、綠/蒙混層的含量高達(dá)17.52%，運(yùn)移型粘土礦物高嶺石、伊利石的含量為49.51%，對酸敏感的綠泥石含量為32.97%，存在水敏、速敏及酸敏傷害。

2 針對性的壓裂工藝技術(shù)

2.1 分層壓裂技術(shù)

盆地東緣致密砂巖儲層層薄、層多，砂泥巖交互，常規(guī)籠統(tǒng)壓裂有效鋪砂濃度低、改造程度不均衡，砂堵較多，嚴(yán)重制約了壓裂改造效果[1]。目前在國內(nèi)各低滲油田中利用滑套+K344封隔器+水力錨+安全接頭一趟管柱分層壓裂可達(dá)到提高儲層有效鋪砂濃度和實(shí)現(xiàn)縱向儲層均衡改造的目的。為解決分層壓裂中存在砂卡、壓裂管柱變形等無法取出的難點(diǎn)，對管柱進(jìn)行了調(diào)整，采用K344封隔器+水力錨+滑套+安全接頭（每層確保一個安全接頭）壓裂管柱現(xiàn)場試驗(yàn)10口井，壓后管柱均能順利起出。其中分壓2層工藝技術(shù)壓后增產(chǎn)效果明顯，壓前射孔測試兩層合采產(chǎn)氣量6 886 m3/d，壓后日產(chǎn)氣量61 198 m3/d。整體來說，利用K344封隔器分層壓裂施工，滑套開啟壓力、地層破壓明顯，井底壓力測試表明：各封隔器封隔可靠，施工成功率高達(dá)90%，各層均實(shí)現(xiàn)了分層壓裂。

2.2 縫高控制技術(shù)

水力壓裂過程中，當(dāng)油氣層很薄或產(chǎn)層與上下隔層間應(yīng)力差較小或上下隔層較薄時，裂縫往往在縫高方向上突破隔層延伸，這容易造成壓裂串層，形成短縫，達(dá)不到預(yù)期效果，造成壓裂液資源的浪費(fèi)，甚至?xí)贤ㄉ舷滤畬?，直接?dǎo)致壓裂作業(yè)失敗。影響裂縫三維延伸的因素較多，將控制裂縫高度增長的諸因素大致分為三類：地層參數(shù)、壓裂液性能和施工參數(shù)。結(jié)合水力壓裂裂縫延伸模型，分析這些因素對裂縫高度延伸的影響，對實(shí)現(xiàn)控制裂縫高度具有重要的意義[2-4]。

研究區(qū)本溪組、太原組儲層厚度薄、煤層普遍發(fā)育，為避免壓裂溝通煤層，增大壓裂液濾失，造成施工砂堵風(fēng)險，施工過程普遍采取2.5~3.5 m3/min范圍多級變排量，每次排量變化0.2~0.5 m3/min，一定程度的控制了裂縫高度延伸，大大降低了壓裂施工風(fēng)險，見表1。

表1 變排量模擬方案與裂縫參數(shù)

壓裂液粘度的變化能影響壓裂液的摩阻、懸砂、濾失和返排等性能。因此，隨著壓裂液粘度的增大，裂縫的高度將增大，尤其是高粘度的壓裂液將使縫高大幅擴(kuò)展。

圖2 粘度與裂縫延伸高度的關(guān)系

粘度從10 mPa·s增加到40 mPa·s時，裂縫高度呈小幅度增加，這說明粘度對縫高的過度延伸不是主要的影響因素。另一方面，壓裂液粘度不僅影響裂縫高度，還影響著壓裂液的摩阻、攜砂能力和濾失性。若壓裂液粘度過大，會增加沿程摩阻，增加地面施工壓力，增大施工風(fēng)險；且增加稠化劑用量，引起更大的殘?jiān)鼈驮黾邮┕こ杀?；而若壓裂液粘度過小，必然會降低壓裂液的攜砂能力；增大壓裂液濾失，降低壓裂液效率。綜合考慮裂縫高度不失控及高砂比壓裂液攜砂能力等，壓裂液粘度控制在20~40 mPa·s。

2.3 二次加砂技術(shù)

二次加砂壓裂工藝是將優(yōu)化設(shè)計(jì)的總砂量分2個階段加入，第1階段將支撐劑泵入地層后，停泵一段時間，讓裂縫閉合，即巖石彈性應(yīng)力復(fù)原，由于裂縫會沿最小阻力方向延伸，之前形成的致密濾餅及下沉的支撐劑有效的控制裂縫垂向上的延伸，同時降低了壓裂液的濾失，提高了第2階段的壓裂液的造縫效率，達(dá)到了造長縫、控制縫高的目的[5]。

針對工區(qū)儲層砂泥巖互層、薄層多、煤層緊鄰儲層下部發(fā)育等特點(diǎn)，不可避免溝通下部煤層，造成壓裂液濾失增大，動態(tài)縫寬過窄，容易導(dǎo)致支撐劑進(jìn)入地層砂堵。為降低壓裂液濾失大施工砂堵的風(fēng)險，初次壓裂采用線性膠攜帶較低砂比的40~70目低密度粉陶暫堵下部煤層，停泵后地面關(guān)井60 min，保證初次壓裂裂縫完全閉合后重新啟泵楔形加砂的方式進(jìn)行二次加砂。從圖3壓裂施工曲線可以看出，二次加砂破裂壓力不明顯，停泵后測壓降60 min，井口壓力基本不擴(kuò)散，返排過程中地面出現(xiàn)了煤屑，充分表明了低密度陶粒較好的封堵了下部煤層，促使裂縫沿著原來方向繼續(xù)延伸，壓前測試產(chǎn)水0.42 m3，火焰高度0.2~0.5 m，壓裂后無阻流量1.2×104m3/d, 壓后增產(chǎn)效果明顯。

圖3 A1井測井解釋綜合成果圖

圖4 A1井二次加砂壓裂施工曲線

3 壓裂液適用性研究

鄂爾多斯盆地東緣區(qū)塊致密氣井儲層溫度較低，一般在35~65 ℃之間，平均地溫梯度3 ℃/100 m，壓力系數(shù)一般0.8~1.05之間，較低的井底溫度要求壓裂液具有良好的低溫破膠能力，低壓-常壓系統(tǒng)要求壓裂液不能提前破膠，導(dǎo)致壓裂液濾失量大，造成施工砂堵風(fēng)險。系統(tǒng)研究工程地質(zhì)基礎(chǔ)資料，結(jié)合壓裂工藝對壓裂液體系要求，從低溫低傷害、快速破膠技術(shù)、表界面張力等方面對壓裂液體系進(jìn)行了評價，優(yōu)選出一套適用性的低濃度、低傷害壓裂液體系。

3.1 低溫活化劑

低溫活化劑是破解低溫地層條件下壓裂液破膠的重要方法之一。通過引入加入低溫活化劑，提高了過硫酸鹽這類氧化型破膠劑的分解速率，而大大提高了低溫條件下壓裂液的破膠效率。

如圖5中破膠實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，壓裂液在不加低溫活化劑的條件下，超過6 h壓裂液粘度保持在120 mPa·s以上，不能實(shí)現(xiàn)破膠。逐漸增加低溫活化劑濃度，壓裂液能夠完成破膠，且隨低溫活化劑濃度的提高，破膠時間逐漸縮短。當(dāng)濃度達(dá)到0.1%時，壓裂液可在4 h左右完成破膠；當(dāng)濃度達(dá)到0.2%時，壓裂液可在3 h內(nèi)完成破膠；當(dāng)濃度超過0.3%，壓裂液的初始粘度降低，可在1~2 h內(nèi)完成破膠。為保證壓裂施工安全，優(yōu)選0.2%的低溫活化劑添加濃度。

圖5 低溫激活劑濃度與壓裂液破膠時間的關(guān)系

3.2 破膠性能

破膠返排效率對后期增產(chǎn)效果具有重要影響。壓裂液在作業(yè)結(jié)束后快速破膠有助于提高返排率，減少破膠液在地層的滯留時間，降低儲層傷害。

表2中的破膠性能評價數(shù)據(jù)表明，破膠濃度在0.02%~0.2%的范圍內(nèi)，實(shí)驗(yàn)溫度從33 ℃逐步提高至60 ℃，破膠完成時間可從4 h以上縮短至1 h以內(nèi)。

表2 變排量模擬方案與裂縫參數(shù)

溫度低于33 ℃時，最低破膠劑濃度要求達(dá)到0.08%；溫度在40~55 ℃，最低破膠劑濃度控制0.02%~0.03%即可。溫度越低，最低破膠劑濃度越高，最短破膠時間可在0.5 h以內(nèi)完成。根據(jù)儲層段溫度及施工時間，通過調(diào)節(jié)不同階段的破膠劑濃度及楔形加入速度，可保證施工安全的情況下，達(dá)到低溫快速破膠的目的。

3.3 粘土穩(wěn)定劑優(yōu)化

根據(jù)粘土礦物分析結(jié)果，儲層水敏性礦物伊利石及伊蒙混層相對含量高，并存在易發(fā)生運(yùn)移的高嶺石。儲層保護(hù)應(yīng)以抑制粘土膨脹和水敏傷害為主，實(shí)現(xiàn)粘土防膨“一井一配方”設(shè)計(jì)，針對性地提高壓裂液儲層保護(hù)性能。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)根據(jù)施工層段的粘土礦物分布不均，泥質(zhì)含量低于5%時，推薦使用1% KCl，泥質(zhì)含量高于5%時推薦使用KCl和XT-6復(fù)合粘土穩(wěn)定劑。

3.4 助排劑優(yōu)化

在壓裂施工過程中，向地層中注入壓裂液，壓裂液沿裂縫滲濾入地層，改變了地層中原始含氣飽和度，并產(chǎn)生兩相流動，流動阻力加大。毛管力的作用致使流體阻力增加，壓裂后返排困難。如果地層壓力不能克服升高的毛細(xì)管力，則會出現(xiàn)嚴(yán)重和持久的水鎖。

本文優(yōu)選了高效助排劑XT-5及氣井防水鎖劑XT-32，通過表界面張力實(shí)驗(yàn)測定，優(yōu)選出合適的助排劑和防水鎖劑種類及濃度。XT-5助排劑濃度從0.1%~0.5%的表面張力集中在26~27 mN/m，推薦濃度為0.2%；XT-32氣井防水鎖劑濃度在是0.4%，界面張力為1.5 mN/m，推薦濃度為0.4%。對助排劑及防水鎖劑（0.2% XT-5+0.4% XT-32）的表/界面張力進(jìn)行綜合評價，測得表面張力為26.6 mN/m，界面張力為1.9 mN/m，滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求。

4 結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地東緣致密氣主力層位太原組、石盒子組以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖、石英砂巖為主，儲層水敏性礦物伊利石及伊蒙混層相對含量高，并存在易發(fā)生運(yùn)移的高嶺石，存在水敏及速敏傷害。

（2）通過室內(nèi)粘土穩(wěn)定劑、助排劑、低溫活化劑等優(yōu)選，研發(fā)了一套攜砂能力強(qiáng)、低溫環(huán)境下破膠徹底、返排率高等特點(diǎn)的低溫、低濃度壓裂液體系。

（3）研究區(qū)本溪組、太原組儲層厚度薄、煤層普遍發(fā)育特征，采用2.5~3.5 m3/min范圍多級變排量工藝措施一定程度控制了裂縫高度無效延伸。利用超低密度粉陶暫堵下部煤層的二次加砂工藝在該區(qū)取得了重大突破，大大降低了壓裂施工砂堵的風(fēng)險，應(yīng)用前景廣闊。

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Exploration and Practice of Fracturing Technology of Tight Gas Reservoir in the Eastern Margin of Ordos Basin

122222

(1. China United Coal-bed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China;2. China Oilfield Services Ltd., Tianjin 300459, China)

The rock types of tight gas reservoir in the eastern margin of Ordos basin are dominated by lithic quartz sandstone and lithic sandstone. The average porosity is about 2%~10%, the average permeability is about 0.01-1 md and the pressure coefficient is about 0.73-1.09. The reservoir features include low porosity, tight-low permeability and high clay content, so it need be treated with stimulation methods for economical and effective development. By optimization and evaluation of fracturing fluid systems in lab, low-temperature low-content fracturing fluid, with features of strong proppant carrying capability, fully gel breaking in low temperature, high flow back rate and good stimulation effect, was developed. Focusing on the actual problems, such as thin reservoir layer, minor stress difference between reservoir and barrier, coal bed development up and down the target layer and low fluid flow back rate, the techniques of fracture height control, sand plug prevention and high efficient flow back were optimized, and they were successfully applied hundreds of times in oil fields. Field application results show that the optimized fracturing fluid and fracturing techniques are suitable for such similar low-temperature tight gas reservoirs, with high operation success rate and good stimulation effect.

tight gas reservoir; fracturing fluid system; fracture height control

2017-03-08

張林強(qiáng)（1982-），男，中級工程師，山西省臨縣人，2005年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院石油工程專業(yè), 現(xiàn)從事非常規(guī)開發(fā)技術(shù)研究與應(yīng)用工作。

TE 35

A

1004-0935（2017）05-0451-04