高春華

(中石化東北油氣分公司工程技術(shù)研究院，長(zhǎng)春 130062)

0 引言

松南氣田位于松遼盆地中部斷陷帶長(zhǎng)嶺斷陷中南部、達(dá)爾罕斷凸帶北段，為前神子次凹沙河子組烴源巖沿斜坡運(yùn)移到高部位聚集成藏。平面上劃分5個(gè)火山機(jī)構(gòu)，縱向上總體為上氣下水，儲(chǔ)層具有似層狀特點(diǎn)，目的層發(fā)育爆發(fā)相熔結(jié)凝灰?guī)r與噴溢相流紋巖，儲(chǔ)層物性差別較大。爆發(fā)相熔結(jié)凝灰?guī)r孔隙度主要分布在3.0%～8.0%，滲透率主要分布在<1.58×10-4μm2。噴溢相流紋巖孔滲分布不均勻，孔隙度1.0%～29.0%，滲透率(0.01～81.92)×10-3μm2。區(qū)內(nèi)發(fā)育北東、北北西及近東西向三組斷裂，其中北東向斷裂規(guī)模大、延伸遠(yuǎn)。 截至2016年6月底，松南氣田營(yíng)城組氣藏年產(chǎn)氣3.56×108m3，采氣速度3.64%，累產(chǎn)氣3.61×109m3，采出程度20.39%。目前日產(chǎn)氣1.74×106m3，日產(chǎn)水163 m3，平均油壓14.1 MPa。

1 儲(chǔ)層改造存在問(wèn)題及難點(diǎn)分析[1]

1.1 流紋巖天然溶孔、裂縫發(fā)育,壓裂時(shí)產(chǎn)生多裂縫濾失大易砂堵

火山巖流紋巖儲(chǔ)層發(fā)育大量天然裂縫和溶孔，在壓裂施工時(shí)由于壓裂裂縫開(kāi)啟和延伸過(guò)程中不斷與天然裂縫相交產(chǎn)生多裂縫，導(dǎo)致壓裂液過(guò)量濾失發(fā)生砂堵。YP15在前期注入405 m3前置液，分段注入3級(jí)粉陶段塞，注完5%砂比的攜砂液后繼續(xù)注入12%砂比的攜砂液時(shí)發(fā)生砂堵，施工壓力達(dá)到限壓70 MPa。分析表明：目的層發(fā)育天然裂縫，壓裂液濾失嚴(yán)重，微裂縫受壓張開(kāi)后進(jìn)一步加劇濾失；近井摩阻高，入口壓降損失大，動(dòng)態(tài)縫寬較窄，導(dǎo)致造縫不充分不能形成較寬的主縫，造成高砂比液無(wú)法進(jìn)入裂縫，加劇初期砂堵。超壓停泵后小排量試擠，壓力直線上升至限壓，由此判斷主裂縫未張開(kāi)，產(chǎn)生多裂縫，濾失大縫口出現(xiàn)砂橋?qū)е率┕な〉取?/p>

1.2 凝灰?guī)r非均質(zhì)性強(qiáng)，啟裂梯度高、施工泵壓高

由于凝灰?guī)r儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性強(qiáng)，在平面和剖面上地應(yīng)力差異大、含油氣不均勻，而且同一油氣藏的不同部位其生產(chǎn)井自然產(chǎn)能也相差懸殊。破裂壓力梯度、彈性模量、抗壓強(qiáng)度、斷裂韌性等均較沉積巖高，造成壓裂裂縫在破裂、擴(kuò)展、延伸過(guò)程中的啟裂壓力均較高；儲(chǔ)層埋藏較深，壓裂沿程摩阻較高，加上巖性致密、堅(jiān)硬，從而造成施工泵壓高難以實(shí)現(xiàn)有效改造。YP14井連續(xù)加壓十幾次，施工壓力每次達(dá)到限壓70 MPa地層不進(jìn)液，由于儲(chǔ)層致密施工壓力受管柱抗內(nèi)壓的影響未能壓開(kāi)地層，造成施工失敗。

1.3 受氣水界面的影響，水平井不同層段裂縫高度控制難度大

松南氣田平面上劃分5個(gè)火山機(jī)構(gòu)，縱向上總體為上氣下水，儲(chǔ)層具有似層狀特點(diǎn)，主火山機(jī)構(gòu)主力氣層未直接接觸邊底水。目前氣田已開(kāi)發(fā)9年，由于受開(kāi)采程度的影響，部分層段水侵現(xiàn)象嚴(yán)重，不同火山機(jī)構(gòu)具有不同的氣水界面，水侵強(qiáng)度差異大，表明氣水界面并不是整體均勻抬升。根據(jù)典型出水井水侵特征和地質(zhì)情況，產(chǎn)水井主要為三種水侵模式：指數(shù)型，非均質(zhì)性最強(qiáng)，沿高導(dǎo)裂縫竄入；三次方型，地層水均沿裂縫竄入；平方型，水侵逐漸加劇，非均質(zhì)性強(qiáng)。氣井離氣水界面越近，水氣比上升速度越快，導(dǎo)致水平井不同層段裂縫縫高控制難度大，壓竄水層的風(fēng)險(xiǎn)越來(lái)越大。

2 儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)集成配套[2]

2.1 根據(jù)儲(chǔ)層物性不同采用不同的完井管柱

根據(jù)凝灰?guī)r、流紋巖滲透性的差異和裂縫發(fā)育情況，采用不同的完井及改造方式。對(duì)于裂縫發(fā)育和儲(chǔ)層物性比較好的流紋巖采用篩管完井+酸化改造工藝技術(shù)，對(duì)于裂縫不發(fā)育和儲(chǔ)層物性差的凝灰?guī)r采用套管固井完井+大通徑分段泵送橋塞壓裂改造工藝技術(shù)，而對(duì)于同一水平段的凝灰?guī)r和流紋巖，在軌跡設(shè)計(jì)時(shí)將凝灰?guī)r設(shè)計(jì)在A靶點(diǎn)附近，流紋巖設(shè)計(jì)在B靶點(diǎn)附近。完井采用套管固井+篩管完井。套管固井段采用大通徑分段泵送橋塞壓裂改造工藝技術(shù)，篩管段采用酸化技術(shù)。

2.2 流紋巖酸化工藝技術(shù)

2.2.1 火山巖巖石礦物成分分析

全巖心檢測(cè)分析表明，火山巖流紋巖的黏土礦物含量12%～15%，石英含量40%～70%，長(zhǎng)石含量30%～46%，石英和長(zhǎng)石兩者最高含量超過(guò)90%。黏土礦物X衍射檢測(cè)分析表明以伊利石、綠泥石為主，伊利石含量55%～60%，綠泥石含量30%～70%，伊蒙混層比25%～70%。

2.2.2 酸化體系研究及均勻酸化

由于松南氣田流紋巖天然裂縫發(fā)育，鉆井過(guò)程中井漏現(xiàn)象嚴(yán)重，最高漏失鉆井液超過(guò)3000 m3，因此，為了提高酸液在火山巖儲(chǔ)層中的酸化改造程度，優(yōu)化的酸液體系要對(duì)漏失到地層中的固相堵漏材料和裂縫中的膠結(jié)物充分進(jìn)行溶蝕，從而提高儲(chǔ)層的滲透率和裂縫的導(dǎo)流能力。利用巖心和鉆井過(guò)程中的固相堵漏材料、堵漏漿形成的泥餅做溶蝕評(píng)價(jià)如圖1，從溶蝕效果來(lái)看，7#酸液體系配方對(duì)巖心和堵漏漿濾餅的溶蝕率達(dá)到40%和35%，說(shuō)明該酸液體系溶蝕效果好，能夠提高儲(chǔ)層的滲透率和裂縫的導(dǎo)流能力。另外，針對(duì)長(zhǎng)水平段酸處理容易在漏失點(diǎn)處造成嚴(yán)重的突進(jìn)，通過(guò)增加酸液黏度實(shí)現(xiàn)水平段均勻布酸。通過(guò)研究，確定酸液體系為：15% HCl+1.5%～2.5%活性稠化劑(轉(zhuǎn)向劑)+3%NH4HF2+1%高溫緩蝕劑+1%黏土穩(wěn)定劑+0.2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%高溫助排劑+2%多氫酸。在該體系下，鮮酸黏度較低，加碳酸鈣反應(yīng)至5%酸濃度時(shí)，體系黏度開(kāi)始明顯增大，當(dāng)鹽酸濃度降低到6%時(shí)，體系黏度達(dá)到最大110 mPa·s，增黏效果明顯，高黏酸液降低酸液進(jìn)入高滲層的能力，迫使酸液轉(zhuǎn)向，使低滲層得到酸化。同時(shí)為了保證水平段更加均勻酸化，提升酸化效果，采用連續(xù)油管拖動(dòng)式分段酸化。

圖1 溶蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.3 凝灰?guī)r壓裂工藝技術(shù)[3]

2.3.1 裂縫參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)儲(chǔ)層物性及應(yīng)力差特征，結(jié)合壓裂改造難度及經(jīng)濟(jì)性因素，采用軟件模擬不同裂縫條數(shù)和裂縫半縫長(zhǎng)對(duì)壓后產(chǎn)量影響。模擬結(jié)果表明裂縫條數(shù)增加對(duì)壓后初期產(chǎn)量影響較為明顯，后期影響較小。裂縫條數(shù)越多，累產(chǎn)越高，但裂縫超過(guò)10條后，累產(chǎn)增加不明顯，最優(yōu)的裂縫間距80～120 m，如圖2。

圖2 不同裂縫條數(shù)下的累產(chǎn)曲線

模擬結(jié)果表明裂縫半縫長(zhǎng)增加對(duì)壓后初期產(chǎn)量影響較為明顯，后期影響較小。裂縫半縫長(zhǎng)越長(zhǎng)，累產(chǎn)越高，但裂縫半縫長(zhǎng)超過(guò)200 m時(shí)，累產(chǎn)增加不明顯，同時(shí)投入產(chǎn)出比差，如圖3。最終優(yōu)化水平井半縫長(zhǎng)140～160 m(根據(jù)距水層距離具體優(yōu)化單段縫長(zhǎng))，裂縫導(dǎo)流能力30～40 μm2·cm，單段加砂50～60 m3，平均混砂比17%～20%，前置比38%～42%。

圖3 不同裂縫條數(shù)下的日產(chǎn)曲線

2.3.2 施工規(guī)模優(yōu)化

通過(guò)模擬發(fā)現(xiàn)施工排量5 m3/min時(shí)，裂縫高度為53 m；施工排量6 m3/min時(shí)，裂縫高度為54.8 m；施工排量7 m3/min時(shí)，裂縫高度為55 m；施工排量8 m3/min時(shí)，裂縫高度為55 m?？紤]儲(chǔ)層天然裂縫發(fā)育及現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備和儲(chǔ)層預(yù)測(cè)底水位置，在施工過(guò)程中采用排量6～8 m3/min更有利于施工。

2.3.3 壓裂配套技術(shù)[4]

(1)低摩阻、低傷害、耐高溫壓裂液體系

松南火山巖氣藏不僅埋藏深、地溫高，而且黏土礦物含量高，易膨脹。因此，在對(duì)儲(chǔ)層敏感性研究的基礎(chǔ)上，通過(guò)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出稠化劑、有機(jī)硼延緩交聯(lián)劑、有機(jī)防膨劑、表面活性劑和螯合劑配制出低摩阻、低傷害、耐高溫壓裂液體系，并采用膠囊分段破膠技術(shù)降低壓裂液濃縮傷害。室內(nèi)評(píng)價(jià)其對(duì)巖心滲透率傷害率小于20%，其摩阻系數(shù)可降至清水的65%。研制的壓裂液體系在松南氣田實(shí)施的20多口井中均取得了比較好的效果。

(2)大通徑可溶球快速投產(chǎn)技術(shù)

以往氣田水平井采用可鉆機(jī)械橋塞+封隔器分段壓裂技術(shù)，由于橋塞的內(nèi)通徑小、壓后需鉆塞、鉆塞前必須壓井，對(duì)儲(chǔ)層容易造成二次傷害，同時(shí)延長(zhǎng)了投產(chǎn)周期，增加了投資成本。通過(guò)技術(shù)攻關(guān)可溶球在清水中浸泡24 h后，質(zhì)量基本保持不變。在95 ℃ 原膠液添加KCl介質(zhì)對(duì)可溶球進(jìn)行溶蝕實(shí)驗(yàn)，開(kāi)始前稱重5.9098 g，溶蝕20 h后稱重0.0 g，表明可溶球能全部溶蝕。當(dāng)采用大通徑可溶球快速投產(chǎn)技術(shù)壓裂5段以上，投產(chǎn)周期可減少10天左右，節(jié)約投資成本100萬(wàn)元左右。

(3)前置酸預(yù)處理技術(shù)

凝灰?guī)r儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層在破裂壓力梯度、彈性模量、抗壓強(qiáng)度、斷裂韌性等均較沉積巖高，造成壓裂裂縫在破裂、擴(kuò)展、延伸過(guò)程中的啟裂壓力均較高，加上巖性致密、堅(jiān)硬，造成施工泵壓高。因此，在壓裂前采用前置酸預(yù)處理技術(shù)可以有效降低施工壓力。YP15井第一段為進(jìn)行酸處理，壓裂時(shí)施工壓力基本上在50～67 MPa，而在壓裂第二段時(shí)先注入30 m3濃鹽酸進(jìn)行預(yù)處理后壓裂時(shí)施工壓力基本上在35～50 MPa，施工難度大幅度降低。

3 儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

YP5井采用套管固井(凝灰?guī)r)+篩管完井(流紋巖)。2015年7月12日對(duì)營(yíng)城組4204～4598 m井段進(jìn)行酸化，5 mm油嘴放噴，日產(chǎn)氣7×104m3，油壓19 MPa，日產(chǎn)液0.24 m3，累出液26.07 m3，累產(chǎn)氣6.52×105m3，酸化液返排率13%。目前日產(chǎn)氣2.9×105m3，油壓16 MPa，日產(chǎn)水1.9 m3。

YP2井采用套管固井完井(凝灰?guī)r)+大通徑分段泵送橋塞壓裂改造工藝技術(shù)，2015年7月10日起對(duì)井營(yíng)城組3653～4252 m井段采用泵送橋塞分6段壓裂，共打入壓裂液4556.26 m3，加砂270.45 m3，壓后10 mm油嘴放噴，油壓16 MPa，日產(chǎn)液2.96 m3，累出液305.82 m3，瞬時(shí)產(chǎn)氣量26.7 m3/d，返排率6.23%，目前日產(chǎn)氣1.01×105m3，油壓15 MPa，日產(chǎn)水4.6 m3，水氣比0.46，累產(chǎn)氣量3.79×107m3。

4 結(jié)論

(1)針對(duì)裂縫發(fā)育和儲(chǔ)層物性比較好的流紋巖和儲(chǔ)層致密物性差的凝灰?guī)r，采用不同的完井方式和儲(chǔ)層改造技術(shù)提高了工程技術(shù)的針對(duì)性，為儲(chǔ)層改造的有效性奠定了基礎(chǔ)。

(2)針對(duì)流紋巖儲(chǔ)層研究的酸液體系，在施工過(guò)程中當(dāng)鹽酸濃度降低到6%時(shí)，體系黏度達(dá)到最大110 mPa·s，變黏效果明顯，高黏酸液降低了酸液進(jìn)入高滲層的能力，迫使酸液轉(zhuǎn)向，使低滲層得到酸化實(shí)現(xiàn)均勻酸化，提升酸化效果。

(3)通過(guò)對(duì)凝灰?guī)r儲(chǔ)層壓裂模擬表明,當(dāng)裂縫超過(guò)10條、裂縫半縫長(zhǎng)超過(guò)200 m時(shí)，氣產(chǎn)量累產(chǎn)增加均不明顯。因此，確定最優(yōu)的裂縫間距80～120 m,半縫長(zhǎng)140～160 m，裂縫導(dǎo)流能力30～40 μm2·cm，單段加砂50～60 m3。實(shí)施結(jié)果表明，優(yōu)化的裂縫參數(shù)比較合理，能夠大幅度提高氣體產(chǎn)量。