向洪 隋陽 王靜 王波 楊雄

1.中國石油吐哈油田公司工程技術(shù)研究院；2.中國石油集團西部鉆探工程有限公司吐哈井下作業(yè)公司

勝北洼陷位于吐魯番坳陷臺北凹陷西部，面積約為3 000 km2，是臺北凹陷重要的富油氣洼陷，油氣成藏條件良好［1］。沉積環(huán)境以辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積為主，自南向北發(fā)育辮狀河-泛濫平原-三角洲沉積體系，具有南北分帶特征。縱向上分布J2q 和J2s 2 套致密砂巖氣藏，儲層埋深分布在3 900～4 600 m 之間，儲層巖石以細砂巖為主，具有較高的彈性模量(33～46 GPa)和中低的泊松比(0.27～0.34)特征，石英平均含量29.7%，巖石脆性特征不強，天然裂縫不發(fā)育。儲層物性總體上表現(xiàn)為特低孔、特低滲特征，平均孔隙度6.6%，平均滲透率0.92×10?3μm2，非均值性較強。參照致密油儲層物性分類標準，研究區(qū)以Ⅱ類和Ⅲ類致密儲層為主［2］。儲層縱向上以多薄層為主，其中J2q 儲層單砂層厚度5～8 m，有效厚度累計20～30 m；J2s 儲層單砂層厚度5～15 m，有效厚度累計50～70 m。區(qū)塊儲層具有高溫高壓特征，壓力系數(shù)1.35～1.41 之間，屬異常高壓系統(tǒng)，地層溫度102.8～132.5 ℃之間。儲層生產(chǎn)特征為油氣水三相同出，屬凝析氣藏，凝析油含量431.2 g/m3，沒有統(tǒng)一的氣水界面，構(gòu)造+砂體+斷裂為其主控因素。

1 壓裂難點及技術(shù)對策

1.1 壓裂難點分析

勝北區(qū)塊壓裂技術(shù)難點：(1)儲層埋藏深、地應(yīng)力高，施工泵壓高，同時彈性模量高，易導致縫寬較窄，大規(guī)模加砂壓裂砂堵風險高；(2)儲層溫度(120 ℃左右)和井底施工壓力(90～110 MPa)高，對入井流體和壓裂工具的耐高溫、抗高壓性能要求高；(3)儲層巖石致密，脆性不強，兩向水平應(yīng)力差大(10～20 MPa)，天然裂縫不發(fā)育，導致難以形成復雜縫網(wǎng)，采取直井改造無法實現(xiàn)儲量的有效動用，需考慮如何最大限度提高儲層改造體積。

1.2 壓裂技術(shù)對策

以最大限度提高單井產(chǎn)量為目標，以保證施工成功為原則，通過實施長水平井多段大規(guī)模體積壓裂改造，最大限度地增加水平井筒與地層接觸面積，以提高儲層動用程度［3-6］。(1)針對儲層脆性不強，兩向應(yīng)力差大，天然裂縫不發(fā)育的特點，改造思路由“打碎”儲層轉(zhuǎn)變?yōu)榧毞智懈睢岸缢椤眱印２扇￠L水平井細分切割體積改造路線，實施單段多簇，盡可能增大儲層平面上接觸面積，提高改造體積。(2)采取以增加裂縫長度為主導的大規(guī)模改造，提高改造強度，增加儲層平面上橫向的接觸面積。(3)優(yōu)選壓裂工具以及壓裂液體系，滿足耐高溫高壓的施工需求，同時減少二次作業(yè)，最大程度降低儲層傷害，保護氣層。(4)采取低成本改造技術(shù)路線，在保證施工成功的基礎(chǔ)上，優(yōu)化改造規(guī)模、液砂比、滑溜水比例、施工砂比等關(guān)鍵參數(shù)，降低施工風險和成本。

2 前期直井壓裂實施情況

按壓裂施工工藝劃分，前期區(qū)塊直井壓裂可以分為2 個階段。

第1 階段：2007—2015 年，采取?89 mm 油管單層壓裂，全凍膠壓裂液，以30/50 目+20/40 目陶粒為主，由于施工泵壓高(平均達到80 MPa)，導致排量低，整體表現(xiàn)為施工難度大，加砂規(guī)模小。該階段壓后單井最高日產(chǎn)氣僅2 000 m3，以低產(chǎn)液為主，直井常規(guī)壓裂方式無法實現(xiàn)區(qū)塊致密氣藏的有效動用。

第2 階段：2016—2019 年，開始探索直井大排量體積壓裂(?139.7 mm 套管/ ?101.6 mm 非標油管壓裂)，采用混合壓裂液體系，施工排量大幅度提高，泵壓明顯降低，同時支撐劑粒徑變小，砂比進一步降低，單層最大加砂量提高至80.1 m3，壓裂風險明顯降低，施工成功率達到100%。該階段實施壓裂后依然未能取得突破，僅見少量氣。

現(xiàn)場實踐表明，采取直井壓裂改造的方式無法實現(xiàn)區(qū)塊儲量的有效動用，長期處于有儲量無產(chǎn)量的未動用狀態(tài)。

3 水平井分段壓裂優(yōu)化設(shè)計

3.1 優(yōu)化原則和軟件

主要通過實施長水平段+大排量大規(guī)模體積改造，最大限度地增加水平井筒及人工壓裂裂縫與儲集層的接觸體積，減小儲層流體從基質(zhì)流到裂縫的距離以及所需壓差，以提高儲層動用程度，達到提高單井產(chǎn)量的目的?？紤]區(qū)塊儲層特征，是以增加裂縫條數(shù)和縫長為主導的體積改造，因此在參數(shù)優(yōu)化上選擇FracPro 專業(yè)壓裂軟件。

3.2 工藝優(yōu)選

根據(jù)國內(nèi)外非常規(guī)油氣藏開發(fā)壓裂實踐，多采用電纜射孔＋橋塞聯(lián)作的分段壓裂技術(shù)，該工藝技術(shù)成熟可靠，單井壓裂段數(shù)不受限制，是水平井分段體積改造首選技術(shù)，目前大規(guī)模應(yīng)用的橋塞按材質(zhì)可分為速鉆橋塞和可溶橋塞。結(jié)合區(qū)塊儲層特征以及后續(xù)連續(xù)生產(chǎn)的要求，優(yōu)選高溫可溶橋塞分段壓裂工藝，結(jié)合區(qū)塊完井情況，配套形成?127 mm 和?139.7 mm 套管完井2 種尺寸工具，能夠滿足耐高溫120 ℃，耐壓差70 MPa 條件下的壓裂施工，在Cl?濃度為10 000 mg/L 條件下溶解時間為5～20 d之間。

3.3 細分切割+分段分簇布縫

當前圍繞非常規(guī)油氣藏體積改造的總技術(shù)趨勢是增加水平段長度和改造段數(shù)、縮短簇間距，提高改造強度，增加“縫控”儲量［7-10］。勝北區(qū)塊深層致密氣藏儲層由于存在天然裂縫不發(fā)育、巖石脆性不強、兩向水平主應(yīng)力較大的特點，難以形成復雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。因此，為了最大限度提高區(qū)塊儲層改造體積，壓裂設(shè)計思路由“大排量打碎儲集體”調(diào)整為“密切割剁碎儲集體”，盡可能增加壓裂裂縫條數(shù)和縫長規(guī)模，采取細分切割+分段分簇布縫的具體措施，通過細分切割縮短段長和簇間距、縮小致密油氣由基質(zhì)向裂縫的流動距離、減小單縫與單縫之間未充分改造區(qū)域，從而提高單井產(chǎn)量和儲量動用率。分段方面主要考慮4 個原則：(1)選擇巖性基本一致的層段，盡可能避開泥巖段；(2)選擇測井解釋物性條件相近的層段；(3)選擇固井條件較好的層段進行分隔；(4)縱向上精細劃分小層，單段不跨小層，當前優(yōu)化區(qū)塊單段長度50～60 m 之間。分簇射孔方面主要考慮3 個原則：(1)結(jié)合儲層解釋結(jié)果，優(yōu)選氣測全烴含量高、測井解釋好的“甜點”位置射孔；(2)采取單段多簇射孔，增加人工裂縫條數(shù)，降低單簇孔數(shù)從而減小射孔簇長，同時考慮保護套管，單根套管內(nèi)最多射1 簇，優(yōu)化單段5～8 簇，簇間距10 m 左右；(3)單段控制射孔數(shù)，通過增加節(jié)流壓差，提高縫內(nèi)凈壓力，降低各簇破裂壓力差異，保障各簇均勻起裂。

3.4 射孔參數(shù)優(yōu)化

目前致密油氣體積壓裂大多采取單段多簇射孔的方式，為了盡可能保證各個射孔簇都能有效開啟，提高壓裂裂縫密度，限流射孔則成了必須要考慮的問題。大量文獻研究和實踐表明，通過減少射孔數(shù)以增大孔眼摩阻是限流射孔技術(shù)的一種有效手段。壓裂施工過程中，孔眼摩阻為

式中，P為孔眼摩阻，MPa；ρ為液體密度，g/cm3；Q為總的流體排量，m3/min；n為射孔總數(shù)；d為射孔孔眼直徑，cm；c為孔眼流量系數(shù)。

根據(jù)式(1)，按照射孔孔眼直徑為10 mm，孔眼流量系數(shù)取0.85，計算出不同排量和射孔數(shù)條件下的孔眼摩阻，如圖1 所示。

圖1 不同排量及射孔孔眼數(shù)下的孔眼摩阻Fig.1 Perforation friction at different displacements and perforation numbers

由圖1 可知，孔眼摩阻隨著排量的增加而增大，隨著射孔孔數(shù)的增加而減小。以12 m3/min 排量為例，射孔孔數(shù)由60 孔減少到20 孔時，孔眼摩阻由1.27 MPa 增加至11.41 MPa，這樣將極大提高各射孔簇開啟的概率。根據(jù)勝北區(qū)塊儲層地應(yīng)力特點以及目前配套設(shè)備能力，施工排量能達到12～14 m3/min，在40 孔的條件下，孔眼摩阻能夠保持在3～4 MPa 之間，間距總孔數(shù)超過50 孔后，孔眼摩阻降低至2 MPa 以內(nèi)，因此為了提高各簇的開啟概率，必須優(yōu)化區(qū)塊單段射孔總數(shù)控制在50 孔以內(nèi)，同時采取等孔徑射孔，減少因孔徑不一影響各射孔孔眼的液體注入量，確保壓裂施工和改造的效果。

3.5 壓裂液體系優(yōu)選及優(yōu)化

針對區(qū)塊深層致密氣藏壓裂液體系選擇，主要考慮4 個方面的問題：(1)保證高溫高壓條件的下具有良好的流變性能，造縫和攜砂能力較強；(2)具備較低的液體摩阻，能夠盡可能降低施工泵壓及難度；(3)盡可能增大儲層改造體積，擴大裂縫波及體積；(4)配液方便，可以滿足在線混配，提高施工效率。因此，優(yōu)選高溫滑溜水+交聯(lián)凍膠混合的壓裂液體系。針對儲層高溫以及工藝技術(shù)要求優(yōu)化調(diào)整液體配方，其中滑溜水優(yōu)選高性能減阻劑，減阻劑質(zhì)量分數(shù)由常規(guī)0.1%提高至0.2%，進一步提高高溫條件下液體黏度，同時降低液體摩阻。室內(nèi)實驗表明，滑溜水在120 ℃高溫條件下黏度保持在8 mPa·s 左右，減阻率可達到75%以上，滿足低摩阻和在線混配的要求。壓裂液稠化劑則優(yōu)選速溶胍膠，基液的質(zhì)量分數(shù)配方采用0.35%羥丙基胍膠+0.3%高溫穩(wěn)定劑+0.3%黏土穩(wěn)定劑+pH 調(diào)節(jié)劑，交聯(lián)凍膠在110 ℃、170 s?1條件下剪切60 min，液體黏度保持在100 mPa·s 以上，具有良好的耐高溫抗剪切性能，同時通過控制延遲交聯(lián)時間，可有效降低壓裂液摩阻，能夠滿足研究區(qū)塊大排量施工的需求。

3.6 壓裂規(guī)模優(yōu)化

采用FracPro 壓裂軟件模擬研究區(qū)塊儲層在不同滲透率及裂縫長度條件下的產(chǎn)量情況，分別模擬滲透率為0.1×10?3μm2、0.5×10?3μm2和1×10?3μm2時，裂縫半長在80～320 m 條件下的單段產(chǎn)氣量，如圖2 所示。根據(jù)模擬結(jié)果表明，日產(chǎn)氣量隨著滲透率和裂縫半長的增大而增加，當半縫長達到200 m后，產(chǎn)量增加趨勢明顯變緩，繼續(xù)增加裂縫長度對產(chǎn)氣量的提高量開始變小，因此根據(jù)模擬結(jié)果，優(yōu)化區(qū)塊單段主裂縫半長200 m 左右。

圖2 勝北區(qū)塊致密氣壓裂裂縫規(guī)模優(yōu)化結(jié)果(單段)Fig.2 Optimization result of hydraulic fracture scale in the tight gas reservoir of Shengbei Block (single stage)

3.7 支撐劑優(yōu)選及砂比優(yōu)化

支撐劑是改善油氣滲流通道，形成高導流能力裂縫的重要保障。支撐劑優(yōu)化主要是對支撐劑類型和粒徑的優(yōu)化［11］。對于支撐劑的選擇主要是要考察支撐劑在裂縫閉合后的承壓能力和導流能力。勝北區(qū)塊致密氣藏埋深普遍在4 000 m左右，測井解釋基質(zhì)滲透率平均小于1×10?3μm2，實際基質(zhì)有效滲透率遠小于測井解釋滲透率，根據(jù)軟件模擬基質(zhì)有效滲透率在1×10?3μm2條件下導流能力達到30 μm2·cm即可，而基質(zhì)有效滲透率在0.1×10?3μm2條件下導流能力達到10 μm2·cm 即可，因此優(yōu)化區(qū)塊裂縫導流能力為10～20 μm2·cm 之間。前期區(qū)塊施工資料表明，裂縫閉合壓力在80 MPa 左右，考慮生產(chǎn)流壓，計算支撐劑承壓在50 MPa 左右，因此支撐劑首選中密高強度陶粒。考慮到區(qū)塊致密砂巖氣藏具有較高的彈性模量，形成的縫寬較窄，大粒徑支撐劑施工風險較高，因此選擇70/140 目+40/70 目小粒徑支撐劑組合，70/140 目支撐劑主要支撐微縫和分支裂縫，40/70 目支撐劑主要支撐主裂縫，小粒徑支撐劑用量占50%左右，同時為了進一步降低施工成本，借鑒國內(nèi)外頁巖油氣施工經(jīng)驗，采取石英砂逐步替代陶粒。

采用壓裂軟件對不同砂比條件下形成的裂縫導流能力進行模擬，使用70/140 目+40/70 目組合陶粒分別模擬了平均砂比5%、10%、15%、20%和25%條件下的裂縫導流能力，模擬結(jié)果如圖3 所示。當平均砂比達到10%時，裂縫導流能力可以達到15.3 μm2·cm，平均砂比達到15%時，裂縫導流能力可以達到22.5 μm2·cm，結(jié)合儲層對導流能力的要求，優(yōu)化平均砂比10%～15%即可。

圖3 裂縫導流能力與平均砂比優(yōu)化結(jié)果Fig.3 Optimization result of fracture conductivity and average proppant concentration

4 現(xiàn)場試驗

4.1 施工情況

截至2021 年2 月，在勝北深層致密砂巖氣藏共實施水平井細分切割體積壓裂3 井26 段，施工成功率100%，單段用液量1 070.3～1 447.8 m3，砂量53～96.2 m3，施 工 排 量10～14.2 m3/min，最 高 砂 比25%，平均砂比12%～15%，停泵壓力44.3～67 MPa。勝北502H 井作為區(qū)塊第1 口水平井，由于對儲層認識不足和鉆井難度較大，鉆遇水平段長度只有276.1 m，有效儲層只有217 m，因此改造段數(shù)只有3段。在勝北502H 井的基礎(chǔ)上，通過強化儲層認識和優(yōu)化鉆井方案，勝北503H 井和勝北505H 井水平段長度大幅度提高，分段數(shù)和分簇數(shù)明顯增加，單段簇數(shù)由2～3 簇提高至最高8 簇，平均簇間距下降至10 m 左右，液砂比由23.8 降低至18 以內(nèi)，加砂強度由1.3 t/m 提高至2 t/m 以上。為了進一步降低成本，在勝北503H 井開展了石英砂替代陶粒探索試驗，采用70/140 目石英砂替代陶粒，具體參數(shù)見表1。

表1 勝北致密砂巖氣藏水平井體積壓裂施工參數(shù)Table 1 Construction parameters of horizontal-well volume fracturing in the tight sandstone gas reservoir of Shengbei Block

4.2 生產(chǎn)情況

壓裂改造后3 口井均取得明顯的增產(chǎn)效果。其中，勝北502H 井?3 mm 油嘴自噴生產(chǎn)，穩(wěn)定日產(chǎn)氣2.43×104m3，日產(chǎn)油4.58 t，相比直井時期的單井最高日產(chǎn)氣不足2 000 m3，首次實現(xiàn)了區(qū)塊單井產(chǎn)量的突破。勝北503H 井通過實施長水平段+細分切割高強度改造技術(shù)，儲層改造程度進一步提高，單井產(chǎn)量也獲得大幅度提升，初期采取?6 mm 油嘴生產(chǎn)，最高日產(chǎn)氣6.3×104m3，日產(chǎn)油40.3 t，油氣當量近100 t/d，目前?5.5 mm 油嘴生產(chǎn)，穩(wěn)定日產(chǎn)氣4.2×104m3，日產(chǎn)油25 t，截至2021 年2 月已穩(wěn)產(chǎn)307 d。勝北505H 井在J2s 儲層也獲得了單井產(chǎn)量突破（直井時期壓裂僅見少量氣），目前該井采用了?9 mm 油嘴生產(chǎn)，穩(wěn)定日產(chǎn)液140 m3，日產(chǎn)氣2.81×104m3，日產(chǎn)油15 t，具體施工效果見表2。

表2 勝北致密砂巖氣藏水平井體積壓裂效果Table 2 Statistical effect of horizontal-well volume fracturing in the tight sandstone gas reservoir of Shengbei Block

4.3 實施效果評價

3 口水平井的現(xiàn)場取得了較好的增產(chǎn)效果，證明長水平段+細分切割體積改造技術(shù)在勝北深層致密砂巖氣藏具有良好適應(yīng)性，水平井單井日產(chǎn)氣量達到直井的10 倍以上。勝北503H 井探索石英砂替代陶粒的低成本改造路線，采用70/140 目石英砂替代陶粒，石英砂質(zhì)量分數(shù)占支撐劑用量的40.9%，從生產(chǎn)情況看，目前已經(jīng)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)超過300 d，證實了石英砂支撐劑在區(qū)塊閉合應(yīng)力80 MPa 條件下的短期導流能力，長期生產(chǎn)情況還需繼續(xù)跟蹤。勝北505H 井示蹤劑監(jiān)測結(jié)果表明，該井分12 段改造，每段都有產(chǎn)出，各段產(chǎn)氣量占比分別為4.7%～18.53%，說明各段均得到了有效改造，但是在各段改造規(guī)模相差不大的情況下產(chǎn)氣量差異較大，各段產(chǎn)氣量占比與該段平均全烴值存在一定的正相關(guān)性，下步還需要持續(xù)細化儲層認識，優(yōu)化儲層分類和壓裂方案優(yōu)化設(shè)計，對全烴顯示較高的層段進行重點改造。

5 結(jié)論及認識

(1)勝北區(qū)塊致密氣藏潛力較大，形成了以“細分切割分段分簇+大規(guī)模體積改造+高溫混合壓裂液體系+高溫可溶橋塞+小粒徑組合粒徑支撐劑+控制施工砂比”為核心的壓裂技術(shù)，實現(xiàn)了單井產(chǎn)量突破，提高了體積改造的有效性。

(2)勝北503H 井的成功，證實了石英砂在區(qū)塊的短期適應(yīng)性，但長期適應(yīng)性還需進一步跟蹤評價；勝北505H 井單井產(chǎn)量較直井明顯提高，但相比J2q 儲層，J2s 儲層的潛力還需進一步認識和評價。

(3)目前勝北區(qū)塊深層致密砂巖氣藏水平井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)仍處于探索試驗階段，部分壓裂關(guān)鍵參數(shù)(如改造段長、簇間距、用液強度、加砂強度等)還需要繼續(xù)優(yōu)化完善，低成本壓裂材料還需要進一步優(yōu)選研究，以獲得技術(shù)與經(jīng)濟的最優(yōu)組合。