車明光 王永輝 彭建新 楊向同 鄒國慶 王 遼

1. 中國石油勘探開發(fā)研究院 2. 中國石油天然氣集團(tuán)有限公司油氣藏改造重點實驗室 3. 中國石油塔里木油田公司

0 引言

近年來全球新發(fā)現(xiàn)的深層油氣田數(shù)量與新增儲量快速增加，深層石油和天然氣的原始可采儲量分別占各自全球總儲量的7%和25%[1]，已成為各石油公司和服務(wù)公司關(guān)注的勘探開發(fā)重要領(lǐng)域。我國深層—超深層儲層主要分布在塔里木、準(zhǔn)噶爾、四川、鄂爾多斯、松遼、渤海灣等6大盆地，勘探開發(fā)潛力巨大[2-5]。塔里木盆地庫車前陸沖斷帶大北、克深氣藏是中石油近幾年重點勘探和開發(fā)的深層—超深層裂縫性致密砂巖氣藏[6-7]，氣藏埋藏深度介于5 000～8 300 m，溫度介于120～190 ℃，地層壓力介于90～140 MPa，巖心基質(zhì)孔隙度介于6%～9%，滲透率介于0.01～0.1 mD，天然裂縫雖發(fā)育但發(fā)育方向和發(fā)育程度差異大，因此壓裂改造工藝實施的難度較大。目前國內(nèi)外針對深層—超深層砂巖儲層的改造技術(shù)主要有酸化、酸壓和常規(guī)加砂壓裂[8-14]，受非常規(guī)儲層改造技術(shù)的啟發(fā)，國外針對深層致密砂巖儲層開展了復(fù)合壓裂和滑溜水壓裂的現(xiàn)場試驗。針對深層—超深層砂巖儲層的壓裂技術(shù)，國內(nèi)與國外的差距主要存在于耐高溫加重壓裂液的性能和分層改造技術(shù)這兩個方面。隨著庫車前陸沖斷帶的深入勘探開發(fā)，出現(xiàn)了基質(zhì)物性更致密、應(yīng)力更高且發(fā)育天然裂縫的超深超高溫儲層，對加砂壓裂技術(shù)提出了更大的挑戰(zhàn)。

為了提高庫車前陸沖斷帶深層—超深層裂縫性致密砂巖氣藏的單井產(chǎn)量和延長單井改造有效期，針對該類儲層的特點，研究了耐高溫加重壓裂液、深井與超深井的常規(guī)加砂壓裂以及以提高長井段儲層縱向動用程度為目的的暫堵轉(zhuǎn)向復(fù)合壓裂等技術(shù)，并進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，所形成的加砂壓裂系列技術(shù)為塔里木盆地庫車前陸沖斷帶深層—超深層裂縫性致密砂巖氣藏的高效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

1 深層裂縫性致密砂巖壓前評價技術(shù)

改造前對儲層進(jìn)行評價是加砂壓裂設(shè)計的基礎(chǔ)。天然裂縫是影響天然氣產(chǎn)量的主控因素，因此在地質(zhì)、鉆井、錄井、測井和試井等資料評估的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步對天然裂縫開啟條件、垂向地應(yīng)力和裂縫性砂巖暫堵轉(zhuǎn)向等進(jìn)行研究，以期為壓裂優(yōu)化設(shè)計提供依據(jù)。

1.1 天然裂縫開啟條件

為了評價天然裂縫在壓裂過程中的開啟條件，將巖石力學(xué)實驗前、后的巖心CT掃描結(jié)果和由成像測井模擬計算的天然裂縫開啟條件相結(jié)合，對天然裂縫的開啟形成了新認(rèn)識。庫車前陸沖斷帶深層致密砂巖巖心的內(nèi)部天然裂縫在巖石力學(xué)實驗過程中滑動、張開，形成了復(fù)雜裂縫，如圖1所示，實驗前巖心（孔隙度4.5%，滲透率0.02 mD）內(nèi)有微裂縫，但微裂縫沒有明顯提高氣測滲透率，實驗過程中微裂縫滑動、張開，形成了連通的、具有一定導(dǎo)流能力的裂縫通道，改善了巖心的滲透性。

圖1 巖石力學(xué)實驗前、后巖心CT掃描結(jié)果圖

圖2是采用GMI軟件，以庫車前陸沖斷帶一口壓裂井為例，計算在加砂壓裂過程中不同產(chǎn)狀天然裂縫的開啟條件。

圖2 天然裂縫開啟模擬計算結(jié)果圖

計算結(jié)果表明，當(dāng)孔隙壓力低于巖石破裂壓力，天然裂縫與最大主應(yīng)力夾角小于40°的高角度天然裂縫容易開啟；當(dāng)孔隙壓力高于巖石破裂壓力，圖2中藍(lán)色點表示在10 MPa的凈壓力條件下，天然裂縫與最大主應(yīng)力夾角小于60°的中—高角度縫可以開啟；天然裂縫與最大主應(yīng)力夾角大于60°和低角度天然裂縫不能開啟。天然裂縫開啟后，綜合濾失系數(shù)是基質(zhì)濾失系數(shù)的2～7倍[15]，濾失量增大使壓裂過程中砂堵的風(fēng)險增大，因此加砂壓裂優(yōu)化設(shè)計需重視天然裂縫的封堵與利用。在天然裂縫的激發(fā)階段，應(yīng)提高凈壓力，采用小粒徑支撐劑降濾或暫堵等技術(shù)措施，改造天然裂縫且使其保持一定的導(dǎo)流能力；在主裂縫的造縫階段，應(yīng)調(diào)整排量控制凈壓力，采用凍膠造縫連續(xù)加砂模式，溝通天然裂縫。

1.2 垂向地應(yīng)力

垂向地應(yīng)力剖面是進(jìn)行加砂壓裂優(yōu)化設(shè)計的重要依據(jù)之一，通過動靜態(tài)巖石力學(xué)參數(shù)校正和應(yīng)力剖面計算，庫車前陸沖斷帶深層砂巖最小地應(yīng)力值通常介于100～130 MPa，絕對值較高。垂向上泥巖層和砂巖層之間的應(yīng)力差介于7～15 MPa；砂巖層之間應(yīng)力差介于2～3 MPa；最大主應(yīng)力和最小主應(yīng)力的差值較大，介于15～25 MPa。將垂向地應(yīng)力剖面解釋結(jié)果輸入壓裂模擬軟件中，結(jié)合測井解釋結(jié)果建立地質(zhì)模型，通過模擬計算進(jìn)行加砂壓裂射孔位置優(yōu)選、暫堵分層的級數(shù)優(yōu)化及以控制縫高為目的的排量優(yōu)化等研究。

1.3 裂縫性砂巖暫堵轉(zhuǎn)向

暫堵轉(zhuǎn)向是提高儲層縱、橫向改造程度的主要技術(shù)措施之一，使用庫車前陸沖斷帶的砂巖露頭巖樣，長、寬、高分別為762 mm、762 mm和914 mm，開展水平方向上兩向高應(yīng)力差時裂縫性砂巖暫堵轉(zhuǎn)向的物理模擬實驗。實驗結(jié)果表明暫堵能夠達(dá)到液體分流和形成多人工裂縫的目的，圖3-a顯示天然裂縫走向與最大主應(yīng)力方向接近時，暫堵后形成一組人工裂縫帶；圖3-b顯示天然裂縫走向與最大主應(yīng)力方向夾角30°左右時，人工裂縫被天然裂縫捕獲并沿天然裂縫擴(kuò)展延伸；圖3-c顯示天然裂縫走向與最大主應(yīng)力方向夾角大于60°時，人工裂縫穿過天然裂縫沿最大主應(yīng)力方向延伸，天然裂縫側(cè)向溝通作用明顯。暫堵實驗認(rèn)識主要用于指導(dǎo)壓裂方式、液體類型的優(yōu)選和泵注程序的優(yōu)化。當(dāng)天然裂縫和水平最大主應(yīng)力方向接近或小角度相交時，加砂壓裂優(yōu)選復(fù)合壓裂方式，使用滑溜水、低黏液和高黏凍膠液的復(fù)合液體；當(dāng)天然裂縫和水平最大主應(yīng)力小角度—中角度相交時，優(yōu)選復(fù)合壓裂方式，使用低黏液和高黏凍膠壓裂液；當(dāng)天然裂縫與水平最大主應(yīng)力大角度相交時，優(yōu)選常規(guī)壓裂，使用高黏凍膠壓裂液。

圖3 裂縫性砂巖暫堵轉(zhuǎn)向物理模擬實驗結(jié)果圖

暫堵轉(zhuǎn)向可應(yīng)用于常規(guī)加砂壓裂和復(fù)合壓裂技術(shù)中，輔助人工裂縫轉(zhuǎn)向，提高儲層改造程度。

2 耐高溫加重壓裂液

提高壓裂液的密度、耐高溫性能是深層—超深層致密砂巖加砂壓裂成功的關(guān)鍵之一。通過加重液體增加靜液柱壓力，降低井口施工壓力，提高施工排量。使用KCl和NaNO3無機(jī)鹽加重，壓裂液密度提高到1.15～1.35 g/cm3，靜液柱壓力1 000 m可以增加3.0 MPa。

2.1 KCl加重壓裂液

KCl可以加重羥丙基胍膠或羧甲基胍膠壓裂液，羥丙基胍膠加重后最高耐溫145 ℃，170 s－1連續(xù)剪切120 min后黏度始終大于120 mPa·s；羧甲基胍膠加重后最高耐溫160 ℃，170 s－1連續(xù)剪切120 min后黏度始終大于80 mPa·s（圖4）。KCl加重壓裂液的最高密度是1.15 g/cm3。

圖4 KCl加重壓裂液流變曲線圖（羧甲基胍膠加重后）

2.2 NaNO3加重壓裂液

NaNO3可以加重羥丙基胍膠或羧甲基胍膠壓裂液，羥丙基胍膠加重后應(yīng)用較多，最高密度可以達(dá)到1.35 g/cm3。通過研發(fā)新型硼鋯螯合物交聯(lián)劑，梯次交聯(lián)，增強(qiáng)凍膠耐溫能力，使用濃度為0.6%的羥丙基胍膠，加重壓裂液最高耐溫180 ℃，170 s－1連續(xù)剪切90 min后黏度始終大于80 mPa·s（圖5）。NaNO3加重壓裂液現(xiàn)場已應(yīng)用26井次，其中井深最深為7 430 m，井底溫度達(dá)178 ℃。

圖5 NaNO3加重壓裂液流變曲線圖（羧丙基胍膠加重后）

3 深層—超深層加砂壓裂技術(shù)

3.1 常規(guī)加砂壓裂技術(shù)

常規(guī)加砂壓裂以形成經(jīng)典的雙翼人工裂縫為目標(biāo)，壓裂管柱以?88.9 mm油管為主，采用高黏度加重壓裂液（KCl或NaNO3加重壓裂液）以增加靜液柱壓力，同時攜帶較高濃度的支撐劑，使用140 MPa壓裂設(shè)備保證高壓施工要求。壓裂液用量介于300～600 m3，前置液比例介于45%～55%，最高施工排量一般介于3～5 m3/min。為保證裂縫具有較高導(dǎo)流能力，支撐劑使用30～50 目高強(qiáng)度陶粒，砂濃度通常介于180～480 kg/m3，加砂量介于30～50 m3。為了降低天然裂縫對人工主裂縫的影響，使用多級段塞和大段塞量方法，段塞級數(shù)介于2～5級，段塞量介于2～14 m3。圖6是常規(guī)加砂壓裂的典型施工曲線，使用5級段塞，段塞濃度從90～520 kg/m3逐漸增加。常規(guī)壓裂技術(shù)通常應(yīng)用在天然裂縫發(fā)育一般或不發(fā)育的儲層，在現(xiàn)場應(yīng)用13井次，壓裂后的產(chǎn)氣量比壓裂前提高2～5倍。

圖6 常規(guī)加砂壓裂典型施工曲線圖

3.2 暫堵轉(zhuǎn)向復(fù)合壓裂技術(shù)

暫堵轉(zhuǎn)向復(fù)合壓裂技術(shù)主要用于長井段儲層，以提高儲層的縱向動用程度。暫堵工藝流程是在完成一段壓裂改造以后，通過高濃度纖維攜砂暫堵的方式，壓開一段新層，實現(xiàn)新一級壓裂改造的目的，如圖7所示。

圖7 暫堵轉(zhuǎn)向復(fù)合壓裂示意圖

暫堵轉(zhuǎn)向復(fù)合壓裂技術(shù)借鑒非常規(guī)儲層復(fù)合壓裂理念，使用大排量、大液量，低、中—高砂濃度支撐劑及暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)來提高儲層的縱向改造程度。壓裂管柱以?114.3 mm油管為主，用NaNO3加重壓裂液，施工排量可以達(dá)到7～10 m3/min。壓裂液用滑溜水、基液和凍膠液組合?；锼糜诩せ钐烊涣芽p，攜帶低砂濃度（30～45 kg/m3）支撐劑支撐次級人工裂縫；基液和凍膠組合造人工主裂縫，攜帶中—高砂濃度（90～420 kg/m3）支撐劑支撐人工主裂縫。用液量通常在1 000 m3左右，單層的加砂量介于40～60 m3。層間用纖維攜帶砂濃度為300 kg/m3的支撐劑進(jìn)行暫堵。暫堵轉(zhuǎn)向復(fù)合壓裂通常應(yīng)用于天然裂縫較發(fā)育的長井段儲層，但天然裂縫越發(fā)育，壓裂增產(chǎn)的效果與酸壓的效果越接近。該技術(shù)在現(xiàn)場應(yīng)用了16井次，壓裂后的產(chǎn)氣量比壓裂前提高1～3倍。

4 挑戰(zhàn)和發(fā)展方向

通過對塔里木盆地庫車前陸沖斷帶裂縫性致密砂巖加砂壓裂技術(shù)的攻關(guān)，針對深層—超深層裂縫性砂巖儲層的特點，研究了天然裂縫開啟條件和垂向地應(yīng)力，形成了耐高溫的NaNO3加重壓裂液、常規(guī)加砂壓裂技術(shù)和暫堵轉(zhuǎn)向復(fù)合壓裂技術(shù)，為深層—超深層裂縫性致密砂巖的高效開發(fā)提供了有力的技術(shù)支撐。但仍面臨如下挑戰(zhàn)：①隨著勘探開發(fā)工作的深入，儲層埋深超過8 000 m、溫度超過190 ℃的超深超高溫井日漸增多，對壓裂改造材料和工藝技術(shù)提出了更高的要求；②深層—超深層儲層普遍高溫高壓[16]，分層工具在高密度泥漿中下入的難度大，造成縱向上實施分層壓裂的難度大；③超深井中大斜度井和水平井的壓裂改造技術(shù)仍需攻關(guān)。

針對以上挑戰(zhàn)，下一步應(yīng)重點開展以下兩個方面的攻關(guān)：①研究低成本環(huán)保型的耐高溫加重壓裂液（最高耐溫190 ℃、密度大于1.30 g/cm3且可回收利用）；②研究適用于超深井中大斜度井和水平井的分層工具，以滿足高溫高壓條件。同時需注意以下兩個結(jié)合：①深層形成復(fù)雜縫網(wǎng)的機(jī)理復(fù)雜，室內(nèi)模擬實驗仍不能滿足現(xiàn)場工況條件，應(yīng)加強(qiáng)室內(nèi)模擬實驗與現(xiàn)場試驗的結(jié)合；②強(qiáng)化與深層裂縫監(jiān)測技術(shù)的結(jié)合，進(jìn)一步優(yōu)化超深井的加砂壓裂設(shè)計。

5 結(jié)論

1）在天然裂縫的激發(fā)階段，應(yīng)提高凈壓力，采用小粒徑支撐劑降濾或暫堵等技術(shù)措施，改造天然裂縫且使其保持一定的導(dǎo)流能力；在主裂縫的造縫階段，應(yīng)調(diào)整排量控制凈壓力，采用凍膠造縫連續(xù)加砂模式，溝通天然裂縫。

2）NaNO3加重壓裂液最高密度達(dá)1.35 g/cm3，最高耐溫180 ℃，現(xiàn)場已應(yīng)用26井次，其中井深最深為7 430 m，井底溫度達(dá)178 ℃。

3）常規(guī)加砂壓裂應(yīng)用在天然裂縫發(fā)育一般或不發(fā)育的儲層，壓裂管柱以直徑88.9 mm油管為主，使用KCl或NaNO3加重壓裂液，同時攜帶較高濃度的支撐劑，最高施工排量一般介于3～5 m3/min，采用多級段塞和大段塞量方法，段塞級數(shù)介于2～5級，段塞量介于2～14 m3。在現(xiàn)場應(yīng)用了13井次，壓裂后的產(chǎn)氣量比壓裂前提高2～5倍。

4）暫堵轉(zhuǎn)向復(fù)合壓裂技術(shù)應(yīng)用在天然裂縫較發(fā)育的長井段儲層，壓裂管柱以直徑114.3 mm油管為主，使用NaNO3加重壓裂液，施工排量可以達(dá)到7～10 m3/min，用液量通常在1 000 m3左右，使用低、中—高砂濃度支撐劑，層間用纖維攜帶砂濃度為300 kg/m3的支撐劑進(jìn)行暫堵。在現(xiàn)場應(yīng)用了16井次，壓裂后的產(chǎn)氣量比壓裂前提高1～3倍。