鄭有成 韓 旭 曾 冀 周長林 周 朗 陳偉華

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院 3.成都理工大學

0 引言

目前，國際上一般將儲集層覆壓滲透率小于0.1 mD、賦存在碎屑巖、碳酸鹽巖等非頁巖中的油氣定義為致密油氣[1-3]。中國致密氣主要分布在鄂爾多斯、四川、松遼等盆地。1972 年在四川盆地西北部中壩地區(qū)首次發(fā)現(xiàn)上三疊統(tǒng)須家河組二段致密氣田（中4井），但是由于當時缺少有效的富集區(qū)優(yōu)選及儲層改造技術(shù)，開發(fā)進程緩慢[4]。之后，中國石油西南油氣田公司先后發(fā)現(xiàn)廣安、合川等氣田，由于受到儲層改造工藝技術(shù)的限制，須家河組致密砂巖氣的整體開發(fā)效益仍不理想。

近年來，以頁巖油氣為代表的非常規(guī)油氣勘探開發(fā)得到了快速發(fā)展，而體積壓裂技術(shù)成為該類型油氣資源產(chǎn)能建設(shè)的必備技術(shù)，即通過水力壓裂“打碎”儲層，并且形成復雜的裂縫網(wǎng)絡[5-7]。而四川盆地中部地區(qū)秋林區(qū)塊中侏羅統(tǒng)沙溪廟組致密砂巖氣雖然具有埋藏深度淺、建井周期短等特點[8]，但儲層中天然裂縫不發(fā)育，水力壓裂后難以形成復雜裂縫網(wǎng)絡，現(xiàn)有的體積壓裂技術(shù)在該區(qū)域致密砂巖氣的儲層改造中出現(xiàn)了明顯的不適應性，需要對體積壓裂技術(shù)進行改進，以實現(xiàn)致密砂巖氣的效益開發(fā)。

針對川中秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層體積壓裂改造的難題，選取該區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖露頭巖樣，開展真三軸水力壓裂物理模擬實驗，并采用分段多簇壓裂水平井的產(chǎn)量預測模型對水平井分簇射孔進行優(yōu)化設(shè)計；然后，基于控液提砂模式，在該區(qū)域致密砂巖儲層開展了三輪先導性試驗，探索高強度體積壓裂技術(shù)在該區(qū)域儲層改造中的適應性。以期為該區(qū)域后續(xù)儲層改造工程提供指導，并為同類型氣藏高產(chǎn)井的培育提供借鑒。

1 區(qū)塊儲層特征及體積壓裂改造難點

1.1 儲層特征

秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層共發(fā)育23 期河道砂，橫向上河道大面積分布，縱向上多期疊置。其中，8 號砂組河道規(guī)模大，其埋藏深度介于 2 200 ～2 400 m，河道寬度介于600 ～1 400 m，儲層厚度介于10 ～25 m，是目前的重點勘探評價區(qū)。該區(qū)域致密砂巖儲層巖石類型以中—細粒長石砂巖為主，巖屑長石砂巖次之；礦物組分中石英、長石、巖屑分別占45.0%、33.3%、21.3%，粒間孔隙填充物以黏土為主，膠結(jié)物以鈣質(zhì)為主；儲層孔隙度主要介于8%～15%，平均為11.3%，滲透率主要介于0.01 ～1.00 mD，平均為0.45 mD，覆壓條件下滲透率介于0.003 ～0.064 mD，平均為0.022 mD，屬于致密儲層；地層溫度介于66 ～73 ℃，地溫梯度介于1.9 ～2.5 ℃/100 m，地層壓力介于19.1 ～24.5 MPa，壓力系數(shù)介于0.85 ～1.05，屬于常溫常壓氣藏。

1.2 體積壓裂面臨的難點問題

1.2.1 儲層非均質(zhì)性強，改造效果差異大

秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層水平最大主應力方向介于N100°E ～N117°E，河道在平面上的展布形態(tài)復雜，水力壓裂裂縫與水平井軌跡不一定垂直。同時，由于不同河道砂體的含氣性差異較大，儲層非均質(zhì)性強，再加上河道砂體壓力系數(shù)也存在較大差異，導致體積壓裂效果差異較大[9]。

1.2.2 天然裂縫欠發(fā)育，難以形成復雜縫網(wǎng)

巖心及電成像測井資料顯示秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層天然裂縫不發(fā)育，屬于孔隙型儲層?；诓础獥罘ㄓ嬎愕膸r石脆性指數(shù)為37.7，水平兩向應力差異系數(shù)為0.14，也顯示該儲層壓裂后形成復雜縫網(wǎng)的難度大。

1.2.3 孔喉半徑小，壓裂液對儲層易產(chǎn)生二次傷害

秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層的主要儲集空間及滲流通道是孔隙和喉道，儲層中值孔喉半徑介于0.128 ～0.599 μm，巖心滲透率損害測定實驗結(jié)果顯示破膠后的胍膠壓裂液濾液對巖心滲透率的損害率達23%，儲層敏感性流動實驗結(jié)果顯示蒸餾水對巖心滲透率的損害率達59%。因此，若采用胍膠壓裂液易導致孔喉堵塞，同時體積壓裂后滯留地層的壓裂液對儲層容易產(chǎn)生二次傷害。

2 致密砂巖儲層高強度體積壓裂技術(shù)

致密砂巖儲層高強度體積壓裂技術(shù)的內(nèi)涵是在試油段內(nèi)進行分簇射孔，進而形成多條獨立的雙翼裂縫，同時采用控液提砂的模式，在保證高強度加砂的前提下減少入井液量，從而降低液體對地層的傷害。

2.1 水力壓裂裂縫形態(tài)特征

為了明確致密砂巖中形成的水力壓裂裂縫形態(tài)，采集秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖露頭巖樣3 塊。其中，1號巖樣表面有貫穿的天然裂縫，2、3 號巖樣表面無明顯天然裂縫，開展真三軸水力壓裂物理模擬實驗。實驗前，將露頭巖樣加工成邊長為30 cm 的立方體，在加載水平最小主應力方向鉆取小孔，模擬水平井筒在地層中的穿行軌跡，然后通過該小孔泵注滑溜水。通過差應變實驗得到秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層垂向應力（σv）為56.3 MPa，水平最大主應力（σH）為59.6 MPa，水平最小主應力（σh）為52.3 MPa，水平兩向應力差為7.3 MPa。為了探討在該水平地應力差條件下致密砂巖中天然裂縫對水力裂縫形態(tài)的影響，開展3 組水力壓裂物理模擬實驗，實驗參數(shù)如表1 所示，相應實驗結(jié)果如表2 所示。

可以看出，1 號巖樣發(fā)育貫穿的天然裂縫，以35 mL/min 排量注入滑溜水，泵注壓力曲線出現(xiàn)多個鋸齒狀壓力降落，壓后巖樣裂縫呈“卍”形；2 號巖樣表面未見明顯天然裂縫，采用35 mL/min 排量注入滑溜水，壓力出現(xiàn)2 次明顯的壓力降落，壓后巖樣可見2 條近平行的裂縫，剖開后發(fā)現(xiàn)在巖樣內(nèi)部存在一條天然裂縫，在注液過程中該天然裂縫被激活，因而產(chǎn)生兩條相距約12 cm 的水力裂縫；3 號巖樣表面無明顯天然裂縫，采用15 mL/min 的排量泵注滑溜水，泵注曲線見1 次壓力降落，壓后巖樣僅形成1 條裂縫。整體而言，在8 MPa 的水平地應力差條件下，若巖樣中存在天然裂縫，則會形成多條人工裂縫；若巖樣不發(fā)育天然裂縫，則只形成單條人工裂縫。

表1 水力壓裂物理模擬實驗參數(shù)統(tǒng)計表

表2 水力壓裂物理模擬實驗結(jié)果統(tǒng)計表

2.2 分段多簇壓裂水平井的產(chǎn)量預測模型

基于前述水力壓裂物理模擬實驗結(jié)果，考慮秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖氣藏水平井經(jīng)過分段多簇壓裂以后，能夠形成多條獨立的雙翼裂縫[10]，建立物理模型[11]（圖1），假設(shè)條件為：①儲層無限大、均質(zhì)、各向同性；②水平井位于氣藏中部，頂、底部封閉；③裂縫與水平井井筒垂直，且在縱向上完全穿透產(chǎn)層；④氣體在基質(zhì)和裂縫中等溫滲流，其流動僅由基質(zhì)到裂縫，再由裂縫進入水平井井筒。

結(jié)合氣體擬壓力函數(shù)，無限大地層定流量點匯的壓降公式[11]為：

式中ψi表示原始地層擬壓力，MPa2/(mPa·s)；ψx,y,t表示t 時刻某一點（x, y）擬壓力，MPa2/(mPa·s)；N 表示總的裂縫簇數(shù)；Q 表示氣體流量，m3/s；μ 表示氣體黏度，mPa·s；Ki表示儲層滲透率，D；h 表示儲層厚度，m；Ei表示冪積分函數(shù)；x、y 分別表示橫、縱坐標變量，m；x0、y0分別表示氣藏中某一點的橫、縱坐標，m；η 表示導壓系數(shù)，D·MPa/(mPa·s)；t表示時間，s。

根據(jù)位勢理論和勢疊加原理，壓裂形成N 簇裂縫時，t 時刻地層中某點（x, y）產(chǎn)生的壓降表達式[11]為：

式中i 表示裂縫簇數(shù)；j 表示每簇裂縫離散點個數(shù)；n表示離散點個數(shù)；xfij表示第i 簇裂縫第j 點的橫坐標，m；yfij表示第i 簇裂縫第j 點的縱坐標，m。

考慮真實氣體，將擬壓力函數(shù)轉(zhuǎn)化為壓力，得到產(chǎn)量預測模型[11]，即

式中pi表示原始地層壓力，MPa；pwfi表示井底流壓，MPa；Qfi表示第i 簇裂縫的氣體流量，m3/s；Kf表示裂縫滲透率，D；wi表示第i 簇裂縫寬度，m；pSC表示標準狀態(tài)壓力，MPa；Z 表示氣體偏差因子；T 表示儲層溫度，K；TSC表示標準狀態(tài)溫度，K；Lfi表示第i 簇裂縫長度，m；rw表示井筒半徑，m；S 表示表皮系數(shù)；Qfij表示第i 簇裂縫第j 點的氣體流量，m3/s；xfi1、yfi1分別表示第i 簇裂縫第1 個點的橫、縱坐標，m；xfin、yfin分別表示第i 簇裂縫第n 個點的橫、縱坐標，m。

通過求解每簇裂縫的氣體流量，求和后就得到水平井氣產(chǎn)量，則有：

式中Q 表示水平井氣產(chǎn)量，m3/s。

圖1 致密氣水平井分段多簇壓裂物理模型示意圖

2.3 分簇射孔優(yōu)化

在分段多簇壓裂水平井產(chǎn)量預測模型的基礎(chǔ)上，根據(jù)秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層參數(shù)（表3），進行不同簇間距下水平井的產(chǎn)量預測。如圖2 所示，隨著簇間距減小，累計產(chǎn)氣量也逐漸提高；但當簇間距小于15 m 以后，累計產(chǎn)氣量的增幅變小。這是由于當簇間距減小至一定程度后，縫間誘導應力場將增大，導致中間裂縫的延伸受到抑制[12-15]。因此，推薦簇間距在10 m 左右為宜，并采用等孔徑射孔彈來提高各射孔孔眼尺寸的均勻程度。

表3 秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層參數(shù)統(tǒng)計表

圖2 不同簇間距下水平井累計產(chǎn)氣量預測曲線圖

2.4 控液提砂模式

秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層具有中等—偏強水敏性，大規(guī)模水力壓裂改造后對儲層易造成傷害。國內(nèi)外非常規(guī)油氣藏儲層改造實踐表明，提高加砂強度有利于提高單井油氣產(chǎn)量[16]，另外，在滿足加砂強度的前提下，需要控制入井液量，以降低壓裂液對儲層的二次傷害[17-18]。通過實驗，較之胍膠壓裂液，滑溜水對儲層的傷害程度更低，并且小粒徑石英砂的沉降速率更低[19]（圖3）。在施工參數(shù)相同的條件下，壓裂液選取滑溜水，支撐劑選取小粒徑石英砂，更利于支撐裂縫長度增大[20]。

圖3 不同類型支撐劑沉降速率柱狀對比圖[19]

根據(jù)支撐劑運移平板模擬實驗，當液體、支撐劑用量和支撐劑濃度相同時，施工排量對砂堤形態(tài)有顯著影響。隨著施工排量升高，顆粒水平運移速度增大，砂堤平衡高度降低，砂堤形態(tài)更平緩，并有向裂縫深處運移的趨勢（圖4）。若施工排量過低，支撐劑將無法輸送到裂縫深處。因此，為了形成更長、更有效的支撐裂縫，在條件允許的范圍內(nèi)應盡量提高施工排量。為了實現(xiàn)高強度加砂，需要開展大規(guī)模壓裂施工；而為了降低對儲層的傷害，需要減少滑溜水的用量。為解決這一矛盾，采用大排量泵注滑溜水，攜帶70/140 目與40/70 目組合粒徑石英砂，形成大排量滑溜水+組合粒徑支撐劑連續(xù)加砂模式，在保證高強度加砂的前提下減少入井液量，即實施控液提砂。

圖4 不同排量下支撐劑鋪置形態(tài)圖

3 現(xiàn)場先導性試驗

3.1 試驗目的

為了探索高強度體積壓裂技術(shù)在秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層的適應性，開展了三輪試驗。第一輪試驗的目的是論證改造工藝的適應性，在借鑒現(xiàn)有體積壓裂思路的基礎(chǔ)上進行壓裂施工參數(shù)設(shè)計，以驗證加砂模式的可行性；第二輪試驗的目的是通過開展工藝攻關(guān)來提高單井產(chǎn)量，探索加砂強度的上限，并且考慮井眼軌跡、簇間距等影響氣井產(chǎn)量的因素開展對比試驗；第三輪試驗的目的是降低儲層改造的成本，探索保障改造效果的施工參數(shù)下限，并且開展不同單段段長、加砂強度的對比試驗。

3.2 試驗概況

2019 年至今，按照先導性試驗方案設(shè)計，累計實施10 口水平井，測試氣產(chǎn)量合計達263.86×104m3/d，無阻流量合計達582.03×104m3/d。第一輪試驗實施1 口井，加砂強度為3.03 t/m，測試氣產(chǎn)量為5.01×104m3/d，無阻流量為7.70×104m3/d；第二輪試驗實施6 口井，最高加砂強度為6.86 t/m；井均測試氣產(chǎn)量為19.77×104m3/d，較第一輪提高295%，井均無阻流量為41.28×104m3/d，較第一輪提高436%；第三輪實施3 口井，最高加砂強度為5.23 t/m；井均測試氣產(chǎn)量為46.75×104m3/d，較第二輪提高136%，井均無阻流量為108.89×104m3/d，較第二輪提高164%（圖5）。

圖5 三輪先導性試驗水平井試氣效果對比圖

3.3 試驗結(jié)果分析

3.3.1 段/簇數(shù)的優(yōu)化

秋林207-5-H2 井是部署在秋林構(gòu)造的一口滾動開發(fā)井，井型為水平井。該井試油井段深度為 2 697.0 ～3 576.0 m，施工井段長879.0 m。采用密度介于1.44 ～1.45 g/cm3鉆井液在沙溪廟組鉆進時見氣測異常3 次，水平段鉆遇儲層729.4 m，平均孔隙度為8.3%，平均含水飽和度為38%?；谠摼畠游镄约般@井顯示，進行壓裂方案設(shè)計，然后開展不同段/簇數(shù)下的氣井生產(chǎn)預測模擬，最終推薦該井壓裂段數(shù)為10 段，每段7 ～12 簇。施工時采用139.7 mm 套管注入壓裂液，排量介于16 ～18 m3/min，按照控液提砂模式累計泵注滑溜水12 146 m3、支撐劑4 170 t，整個施工過程壓力平穩(wěn)（圖6）。該井壓裂后測試氣產(chǎn)量達83.88×104m3/d，無阻流量達214.05×104m3/d。

圖6 秋林207-5-H2 井第二段壓裂施工曲線圖

3.3.2 加砂強度、井眼軌跡與水平最大主應力方向的夾角對測試氣產(chǎn)量的影響

試驗井工程參數(shù)整體相當，僅加砂強度、井眼軌跡與水平最大主應力方向的夾角存在一定差異。當加砂強度低于6 t/m 時，隨著加砂強度增大，水平井千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢；而加砂強度超過6 t/m 后，隨加砂強度增大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量上升不明顯（圖7）。另外，隨著夾角增大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢，當水力裂縫與井眼呈近垂直的情況時，獲得的有效泄流面積最大[21]，千米改造段長測試氣產(chǎn)量也最高（圖8）。秋林202-H1 井夾角為17°，秋林205-H1 井夾角為68°，微地震監(jiān)測結(jié)果顯示，前者的微地震事件點分布較為分散（圖9），而后者的微地震事件點分布條帶與井眼近乎垂直（圖10）。

圖7 試驗井加砂強度與千米改造段長測試氣產(chǎn)量關(guān)系圖

3.3.3 與鄰區(qū)儲層改造效果的對比

圖8 試驗井井眼軌跡與水平最大主應力方向的夾角—千米改造段長測試氣產(chǎn)量關(guān)系圖

圖9 秋林202-H1 井微地震監(jiān)測效果俯視圖

圖10 秋林205-H1 井微地震監(jiān)測效果俯視圖

總體來看，高強度體積壓裂技術(shù)在秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層的三輪先導性試驗，改造效果越來越好，壓裂技術(shù)也趨于成熟。鄰區(qū)八角場區(qū)塊沙溪廟組8 號砂組未采用該壓裂技術(shù)，氣井最高測試產(chǎn)量為29.4×104m3/d，水平井平均測試氣產(chǎn)量為28.6×104m3/d，明顯低于秋林區(qū)塊第三輪試驗效果。2020 年6 月，秋林207-5-H2 井采用高強度體積壓裂技術(shù)，首次在四川盆地創(chuàng)造致密砂巖氣井無阻流量超過200×104m3/d 的紀錄，說明該壓裂技術(shù)應用于致密砂巖儲層具有良好的前景。

4 結(jié)論

1）秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層天然裂縫欠發(fā)育，水力壓裂裂縫形態(tài)以對稱雙翼裂縫為主，難以形成復雜裂縫網(wǎng)絡，并且儲層具有中等—偏強水敏性，常規(guī)的體積壓裂在該區(qū)域儲層改造中不適用。

2）高強度體積壓裂技術(shù)的內(nèi)涵是通過段內(nèi)多簇射孔形成多條獨立的雙翼裂縫，實施控液提砂的加砂模式，在保證高強度加砂的前提下減少入井液量，從而降低入井流體對地層的傷害。

3） 秋林207-5-H2 井壓裂段數(shù)為10 段，每段7 ～12簇，施工排量介于16 ～18 m3/min，按照控液提砂模式累計泵注滑溜水12 146 m3、支撐劑4 170 t，該井壓裂后測試氣產(chǎn)量達83.88×104m3/d，無阻流量達214.05×104m3/d。

4）隨著簇間距減小，累計產(chǎn)氣量逐漸提高，但當簇間距小于15 m 以后，累計產(chǎn)氣量增幅變小。

5）當加砂強度低于6 t/m 時，隨著加砂強度增大，水平井千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢；而加砂強度超過6 t/m 后，隨加砂強度增大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量上升不明顯。

6）隨著井眼軌跡與水平最大主應力方向的夾角增大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢，當水力裂縫與井眼呈近垂直的情況時，獲得的有效泄流面積最大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量也最高。

7）該區(qū)高產(chǎn)井壓裂模式為大夾角井眼軌跡、10 m 左右射孔簇間距、5 t/m 加砂強度、大排量滑溜水+組合粒徑支撐劑連續(xù)加砂。