郝晨西，杜志棟, 張嵩

致密砂巖氣藏控水壓裂工藝效果分析及應(yīng)用

郝晨西1，2，杜志棟2, 張嵩3

（1. 中國石油集團長城鉆探工程有限公司壓裂公司頁巖氣壓裂一項目部， 遼寧 盤錦 124000； 2. 中國石油集團長城鉆探工程有限公司壓裂公司長慶壓裂一項目部， 遼寧 盤錦 124000；3.中國石油集團長城鉆探工程有限公司壓裂公司頁巖氣壓裂二項目部， 遼寧 盤錦 124000）

致密砂巖氣資源量巨大，部分致密砂巖儲層氣水關(guān)系復(fù)雜，嚴(yán)重制約了天然氣有效開發(fā)。前人針對控水壓裂配套工藝，形成了多級加砂、液氮拌注、人工隔層等多工藝結(jié)合的控水壓裂方案，有利于控制水體產(chǎn)出，提高天然氣產(chǎn)量。分析目前控水壓裂工藝效果，分析壓裂施工參數(shù)影響規(guī)律，選取蘇里格某區(qū)塊井，采用擬三維裂縫形態(tài)模型，通過改善二次加砂的停泵時間、射孔位置、施工參數(shù)等優(yōu)化裂縫形態(tài)，抑制縫高延伸，進而形成了一套適用于該區(qū)塊儲層特征的控水壓裂優(yōu)化方案。

致密砂巖氣藏； 控水壓裂； 壓裂工藝； 施工參數(shù)

蘇里格氣田為復(fù)雜致密砂巖氣藏，自2001年發(fā)現(xiàn)至今已有20年。蘇里格西區(qū)井區(qū)在蘇里格氣田的西部,氣水同產(chǎn)是盒8氣藏的典型特征[2]。儲層巖石類型以石英砂巖和巖屑砂巖為主，有效孔隙主要為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔等類型，儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有“小孔喉、分選差、排驅(qū)壓力高、連續(xù)相飽和度偏低和主貢獻喉道小”的特點，物性表現(xiàn)為特低孔特低滲儲層。其中氣水同層主要與天然氣的低效充注、砂體的非均質(zhì)性、構(gòu)造的后期抬升有很大關(guān)系[3]。而隨著蘇里格西區(qū)區(qū)塊開發(fā)，儲層物性變差，壓裂效果受含水飽和度、隔層巖石力學(xué)參數(shù)等影響明顯，因此有必要分析目前控水壓裂工藝效果，分析壓裂施工參數(shù)影響規(guī)律，總結(jié)裂縫形態(tài)變化規(guī)律，優(yōu)化控水壓裂配套工藝，進而形成一套適用于儲層特征的控水壓裂優(yōu)化方案。

1 控水壓裂配套工藝

控水壓裂配套工藝相對成熟，但致密砂巖氣藏由于氣水關(guān)系復(fù)雜所以應(yīng)用較少。2013年才博等[4]提出轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，實現(xiàn)了控水-壓裂一體化，現(xiàn)場應(yīng)用初見成效；2013年何平等[5]在蘇里格氣田運用相滲改變技術(shù)和變排量控縫高技術(shù)等技術(shù)進行現(xiàn)場試驗并取得了較好的控水壓裂效果；2013年朱或等[6]利用覆膜砂壓裂工藝在葡萄花油田進行控水壓裂，含水量降低了11%；2014年李嘉瑞[7]進行了人工隔離層、選擇性控水支撐劑等工藝現(xiàn)場先導(dǎo)實驗，對低滲油藏控水壓裂起到了一定指導(dǎo)作用；2016年羅明良等[8-9]以聚硅氧烷和MES為主要助劑制備了RPM控水壓裂液,結(jié)出致密氣井壓裂控水用納米乳液形成的合理條件；2017年郝桂憲[10]針對G82-44-1 井儲層特征，選擇水力噴射壓裂技術(shù)，使壓后含水下降4.7%，日增油7.24 t，達到了增油控水的目的；2017年楊志浩[11]編制底水油氣藏水平井壓裂段控水選擇軟件，實例表明其對現(xiàn)場壓裂施工能起到指導(dǎo)作用；2019年馮興武[12]在人工裂縫縫高影響因素規(guī)律上，對油水相滲特征進行了研究，形成了薄夾層控制人工裂縫高度工藝技術(shù)；2020年趙俊等[13]利用封堵性絨囊流體在蘇里格氣田破碎性致密砂巖進行控水壓裂，單井平均日產(chǎn)量提高10%左右。

應(yīng)用于致密氣藏氣水同層的控水壓裂配套工藝則有多級加砂、液氮拌注、人工隔層等[14]。

1）多級加砂工藝

多級加砂工藝是通過數(shù)次合理的泵注將設(shè)計的總砂量加入油層，在壓裂過程中先低排量泵注前置液及混砂液,形成砂堤后提高泵注排量,在保證不發(fā)生砂堵的前提下,緩慢提高砂比,直到充分改造儲層。針對于氣水同層的砂體中，多數(shù)呈現(xiàn)上氣下水特征，利用該工藝可有效控制縫高延伸，避免溝通高含水層[15]。

2）液氮拌注工藝

采用液氮增能助排工藝進行加砂壓裂,能彌補地層返排能量的不足,顯著提高低壓油氣井的返排速度,提高壓裂效果[16]。液氮拌注工藝往往與裂縫強制閉合技術(shù)結(jié)合，利用壓裂液返排量模型計算，結(jié)果表明地層滲透率越低，裂縫閉合時間就越長[17]。蘇里格西區(qū)可采用液氮拌注工藝提高返排率，改善支撐劑鋪砂形態(tài)，形成高導(dǎo)流能力的氣水滲流通道。

3）人工隔層工藝

壓裂施工中，假如隔層的遮擋能力弱，會導(dǎo)致裂縫穿過隔層，如含水層離產(chǎn)層較近，還會導(dǎo)致含水上升，從而影響壓裂效果[18]。

泵注低粘壓裂液攜帶高密度石英砂、凝膠等，沉降形成低滲透的人工隔層，抑制裂縫沿縫高方向延伸[18-19]。

在致密砂巖中氣水同層的儲層進行水力壓裂時，采用不同密度、小粒徑的支撐劑控制裂縫高度延伸，可有效提高壓裂改造面積和延緩氣井見水時間。

2 控水壓裂工藝效果

結(jié)合上述控水壓裂配套工藝，對A井砂體層段為3 540～3 562 m進行控水壓裂施工。該砂體層段為低滲低孔儲層，從測井解釋結(jié)果來看，儲層鄰近水層，且無明顯隔層，為氣水同層。

圖1 井產(chǎn)層測井曲線圖

圖2 圖A井裂縫形態(tài)

A井壓后產(chǎn)氣量提高，但產(chǎn)水量高，日產(chǎn)氣量1.38×104m3·d-1，日產(chǎn)水量28.8 m3·d-1，無法抑制地層水的運移，因此進行裂縫延伸數(shù)值模擬，結(jié)果表明水力壓裂已壓穿水層。

3 壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

結(jié)合上述A井的壓裂施工參數(shù)來看，控水壓裂工藝方案尚有完善空間，可通過改善二次加砂的停泵時間、射孔位置、施工參數(shù)等優(yōu)化裂縫形態(tài)，抑制縫高延伸。采用擬三維裂縫形態(tài)模型計算裂縫幾何尺寸，考慮地層是均質(zhì)的，油層與蓋底層具有相同的彈性模量、泊松比；流體在縫內(nèi)呈層流，裂縫的垂直剖面為橢圓形。

擬三維裂縫的縫寬是通過沿縫長各點的垂向上按二維計算方法得到的。所以縫寬是關(guān)于凈壓力和縫高的函數(shù)[21]：

加砂量對于裂縫長度變化影響不大，而多級加砂工藝中的停泵時間對水力裂縫形態(tài)影響明顯，隨著停泵時間的增加，水力裂縫長度呈先下降后上升的趨勢，其中在40 min停泵時間時，水力裂縫與支撐裂縫基本一致?？梢钥闯鰧τ诓煌瑑犹卣?，如儲隔層水平主應(yīng)力、巖石力學(xué)參數(shù)、儲層物性、鄰近水層位置，應(yīng)進行針對性優(yōu)化。

4 優(yōu)化后控水壓裂工藝應(yīng)用情況

基于控水壓裂工藝影響因素分析，選取了B井的砂體層段3 667～3 692 m進行壓裂，其中氣水層的平均孔隙度為11.3%，平均滲透率為0.33 mD，平均含水飽和度為75.5%。而含氣層的含水飽和度為96.6%，且與氣水層無明顯間隔。

圖3 井產(chǎn)層測井曲線圖

圖4 井裂縫形態(tài)圖

根據(jù)巖石力學(xué)參數(shù)和物性特征，確定了在儲層上部射孔，射孔井段為3 670～3 674 m，泵注主排量為5 m3·min-1，凈液量為563.2 m3，砂量為60 m3，前置液占比為37.9%，停泵時間為50 min，其泵注程序如表5，壓裂施工曲線如圖，該井壓后日產(chǎn)氣量5.4×104m3·d-1，日產(chǎn)水量6.3 m3·d-1，無阻流量為131.08 m3·d-1。

5 總結(jié)

1）致密砂巖氣藏控水壓裂工藝中受二次加砂的停泵時間、射孔位置、施工參數(shù)等因素影響，其中二次加砂的停泵時間、射孔位置對控水效果影響明顯。

2）針對于蘇里格西區(qū)兩口實施控水壓裂工藝的生產(chǎn)井，控水效果差異明顯，應(yīng)對于不同儲層特征進行針對性控水壓裂方案優(yōu)化。

3）針對于B井進行性控水壓裂方案優(yōu)化后，施工參數(shù)為泵注主排量為5 m3·min-1，凈液量為563.2 m3，砂量為60 m3，前置液占比為37.9%，停泵時間為50 min，壓后日產(chǎn)氣量5.4×104m3·d-1，日產(chǎn)水量6.3 m3·d-1，無阻流量為131.08 m3·d-1。

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Effect Analysis and Application of Water Control Fracturing Technology in Tight Sandstone Gas Reservoirs

1,2,2,3

（1. CNPC Great Wall Drilling Engineering Co., Ltd. Fracturing Company Shale Gas Fracturing No.1 Project Department, Panjin Liaoning 124000, China; 2. CNPC Great Wall Drilling Engineering Co., Ltd. Fracturing Company Changqing Fracturing No.1 Project Department, Panjin Liaoning 124000, China; 3. CNPC Great Wall Drilling Engineering Co., Ltd. Fracturing Company Shale Gas Fracturing No.2 Project Department, Panjin Liaoning 124000, China）

Tight sandstone gas resources are huge, the gas-water relationship in some tight sandstone reservoirs is complex, seriously restricting the effective development of natural gas. For the supporting process of water control fracturing, a multi-process combined water control fracturing scheme of multi-stage sanding, liquid nitrogen mixing injection and artificial interlayer has been formed to control water output and improve natural gas production. In this paper, the effect of current water control fracturing technology was analyzed, and the influence law of fracturing construction parameters was also analyzed. A well in a block in Sulige was selected, the quasi three-dimensional fracture morphology model was used to optimize the fracture morphology by improving the pump stop time, perforation position and construction parameters of secondary sand addition, and the extension of fracture height was suppressed. Then, a set of water control fracturing optimization scheme suitable for the reservoir characteristics of the block was formed.

Tight sandstone gas reservoir; Water control fracturing; Fracturing technology; Construction parameters;Fracture geometry

2021-08-02

郝晨西（1991-），男，助理工程師，遼寧葫蘆島人，畢業(yè)于遼寧石油化工大學(xué)石油工程專業(yè)，研究方向： 油氣藏增產(chǎn)改造技術(shù)。

TE357.1

A

1004-0935（2021）10-1548-03