徐兵威，王世彬，劉城成

（1.西南石油大學(xué)，四川成都610500；2.中國石化華北油氣分公司，河南鄭州450006）

東勝氣田位于鄂爾多斯盆地伊盟北部隆起泊爾江海子斷裂以南，處于天環(huán)坳陷、伊陜斜坡與伊盟隆起3 個盆地一級構(gòu)造單元結(jié)合部位[1]，面積980 km2，控制天然氣儲量6 212.24×108m3，由下至上依次發(fā)育3 個主要含氣儲層盒1 段、盒2 段和盒3 段[2]。東勝氣田主力產(chǎn)氣層盒1段儲層埋深2 800～3 200 m，巖性以淺灰色含礫粗砂巖、中粗砂巖、淺灰色細砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，孔隙度主要分布范圍5%～17%，平均孔隙度9.3%；滲透率主要分布范圍（0.15～5.24）×10-3μm2，平均滲透率0.89×10-3μm2，總體表現(xiàn)為典型的致密低滲砂巖氣藏，單井自然產(chǎn)能低或無自然產(chǎn)能，必須經(jīng)過儲層改造才能實現(xiàn)經(jīng)濟開發(fā)[2-3]。但東勝氣田盒1段儲層在壓裂改造過程中存在以下改造難點：①氣田位于鄂爾多斯盆地伊盟北部隆起杭錦旗斷階帶，天然氣成藏基本地質(zhì)特征具有過渡帶的特點，主力氣藏盒1 段部分區(qū)域底水發(fā)育[3-4]；②氣田形成過程中及后期經(jīng)歷多期次的地質(zhì)構(gòu)造運動，導(dǎo)致區(qū)內(nèi)天然裂縫發(fā)育，從而后期壓裂改造過程中壓裂液濾失大，液體利用效率低，壓裂裂縫擴展至天然裂縫后易砂堵；③氣水層間遮擋層較薄或無有效遮擋，壓裂改造過程中極易溝通水層，同時下部水層易通過縱向天然裂縫溝通上部氣層，后期生產(chǎn)過程中下部底水快速錐進，水淹氣井后無產(chǎn)能，有效建產(chǎn)難度大。

針對裂縫發(fā)育的底水油氣藏見水快、產(chǎn)能遞減速度大的難點，在強化油氣藏精細描述的同時，國內(nèi)外近年來將轉(zhuǎn)向壓裂、調(diào)剖暫堵、機械控水等技術(shù)引入底水油氣藏開發(fā)，在礦場試驗中取得了部分效果。其中，才博等[5]提出轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，利用分層與控水壓裂一體化工藝提高了剩余油的動用程度；何平等[6]在蘇里格氣田運用變排量控縫高等技術(shù)進行現(xiàn)場試驗，取得了一定的控水效果；郝桂憲[7]采用水力噴射壓裂技術(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；趙俊等[8]利用封堵性絨囊流體在蘇里格氣田破碎性致密砂巖開展控水壓裂，單井平均日產(chǎn)提高10%；晁圣棋等[9]通過水平井機械化學(xué)復(fù)合控水工藝開展現(xiàn)場試驗，作業(yè)后初期含水率下降至94.62%；田緒安、郝晨西、瞿霜等[10-14]在含水油氣藏產(chǎn)水機理、控水對策等方面均有相關(guān)探索，并取得了一定的控水增產(chǎn)效果。目前國內(nèi)外針對常規(guī)油氣藏控水壓裂技術(shù)及配套工藝均取得了一定效果，但裂縫型致密砂巖底水氣藏由于氣水關(guān)系復(fù)雜，壓裂施工易溝通水層，現(xiàn)場應(yīng)用較少。

東勝氣田盒1段底水分布沒有統(tǒng)一的氣水界面、裂縫發(fā)育，常規(guī)壓裂改造后容易溝通水層，導(dǎo)致底水快速錐進、有效建產(chǎn)難度大。通過二次加砂壓裂加入遇水固結(jié)型支撐劑，在裂縫下部形成人工遮擋層，提高氣水滲透率比例，在控制裂縫高度的同時有效阻擋氣水界面上升，降低裂縫內(nèi)水流阻力，延緩氣井見水周期，實現(xiàn)致密低滲底水氣藏經(jīng)濟有效開發(fā)。

1 控水二次加砂壓裂技術(shù)

1.1 控水二次加砂壓裂機理

控水二次加砂壓裂技術(shù)實現(xiàn)控水的方式主要包含固結(jié)遮擋層防止底水錐進和二次加砂控制裂縫高度兩種手段。壓裂作業(yè)流程分為兩次加砂壓裂施工。低排量注入含有遇水固結(jié)型支撐劑的攜砂液體系，頂替到位后停泵，待支撐劑沉降至裂縫底部后壓裂裂縫閉合[15]。沉降下來的遇水固結(jié)型支撐劑在地層壓力下形成固化裂縫，從而在第二次壓裂施工時在裂縫下部形成阻抗。當(dāng)?shù)诙蝿┻M入裂縫后，垂直向下的延伸受到阻礙，從而迫使裂縫向上及橫向擴展，防止裂縫向下延伸，同時增加裂縫寬度，實現(xiàn)有效產(chǎn)層內(nèi)布置更多支撐劑（圖1），提高裂縫導(dǎo)流能力，降低油氣流動阻力[16-17]。

圖1 控水二次加砂壓裂裂縫示意圖Fig.1 Fracture of water-control secondary sanding fracturing

1.2 控水二次加砂壓裂技術(shù)優(yōu)勢

在致密低滲底水砂巖氣藏的儲層改造過程中，控水二次加砂壓裂技術(shù)相比常規(guī)加砂壓裂技術(shù)的技術(shù)優(yōu)勢主要體現(xiàn)以下幾個方面：

1）遇水固結(jié)型支撐劑在壓裂裂縫下部固化形成人工遮擋層，提高氣水滲透率比率，阻擋氣水界面上升，延緩氣井見水周期[18]。

2）沉降至裂縫下部的遇水固結(jié)型支撐劑固化形成阻抗效應(yīng)，增加縫內(nèi)凈壓力，控制壓裂裂縫向下延伸，防止溝通水層，同時增加裂縫向上擴展高度及裂縫橫向?qū)挾?，提高有效儲層?nèi)裂縫導(dǎo)流能力，降低天然氣流動阻力。

3）遇水固結(jié)型支撐劑主要為小粒徑陶粒，在首次加入的支撐劑進入地層后能夠有效封堵天然裂縫系統(tǒng)，減小支撐劑填充下半裂縫比例，提高液體和支撐劑的利用效率，增加有效裂縫長度及導(dǎo)流能力，降低二次加砂過程中的砂堵風(fēng)險，提高施工成功率及壓裂增產(chǎn)有效期。

2 遇水固結(jié)型支撐劑性能評價

控水二次加砂壓裂過程中使用的遇水固結(jié)型支撐劑在施工過程中起著關(guān)鍵作用，遇水固結(jié)型支撐劑性能直接影響到儲層改造成敗和壓后效果。遇水固結(jié)型支撐劑控水的基本原理是在陶粒支撐劑表面覆上遇水固結(jié)、見油氣溶解的膜，當(dāng)支撐劑在壓裂裂縫中遇到地層水一定時間后變黏，包裹在支撐劑的周圍并固結(jié)支撐劑間的孔隙，遇到油氣后自動降解，實現(xiàn)水層固結(jié)、油氣層流動[19-20]。參考石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《壓裂支撐劑充填層短期導(dǎo)流能力評價推薦方法：SY/T 6302—2009》，在開展遇水固結(jié)型支撐劑性能測試的情況下，重點針對影響堵水效果和油氣流動性的固結(jié)狀態(tài)測試及導(dǎo)流能力開展測試研究。

2.1 固結(jié)狀態(tài)測定

遇水固結(jié)型支撐劑的固結(jié)狀態(tài)直接關(guān)系到能否較好地封堵水層及保證油氣有效流動，達到封堵水層而油氣層流動的效果。因此，室內(nèi)測試地層溫度條件下，遇水固結(jié)型支撐劑在地層水及煤油（代替原油和天然氣）中的固結(jié)狀態(tài)。

從室內(nèi)固結(jié)狀態(tài)測定看出，遇水固結(jié)型支撐劑在地層水中2 h 后開始固結(jié)，固結(jié)7 d 后仍能保持較好的固結(jié)狀態(tài)（圖2）；遇水固結(jié)型支撐劑在地層溫度下注入煤油1 h開始溶解，24 h后完全溶解（圖3）。

圖2 遇水固結(jié)型支撐劑在地層水中固結(jié)7 d狀態(tài)Fig.2 Consolidation state of consolidation proppant in formation water after 7 days

圖3 遇水固結(jié)型支撐劑在煤油中24 h溶解Fig.3 Consolidated proppant dissolved in kerosene after 24 hours

2.2 流動性能測試

不同流體在遇水固結(jié)型支撐劑中的流動性能直接影響是否有效封固水層，及油氣是否流動。依據(jù)SY/T 6302—2009，室內(nèi)采用裂縫導(dǎo)流能力測試分析實驗儀測定地層水和煤油在支撐劑充填層的導(dǎo)流能力和流動壓力梯度，將40/70目遇水固結(jié)型支撐劑按照3 kg/m2的鋪砂濃度鋪置在API（美國石油學(xué)會）標(biāo)準(zhǔn)導(dǎo)流室內(nèi)，模擬評價在東勝氣田儲層閉合壓力45 MPa下遇水固結(jié)型支撐劑的流動性能。

由實驗結(jié)果可以看出（圖4、圖5），遇水固結(jié)型支撐劑初始導(dǎo)流能力5 μm2·cm，地層水驅(qū)替50 h后驅(qū)替壓力最高上升0.21 MPa，導(dǎo)流能力下降至0.35 μm2·cm，導(dǎo)流能力下降93 %，遇水固結(jié)型支撐劑實現(xiàn)了對地層水的有效封堵。注入煤油后驅(qū)替壓力下降，導(dǎo)流能力最高恢復(fù)至4.8μm2·cm，遇水固結(jié)型支撐劑保證了油氣的有效流動。再次注入地層水后，驅(qū)替壓力持續(xù)上升，導(dǎo)流能力下降至0.41μm2·cm，表明遇水固結(jié)型支撐劑能夠?qū)崿F(xiàn)對地層水的二次有效封堵。通過遇水固結(jié)型支撐劑的流動性能測試可以看出，遇水固結(jié)型支撐劑形成的遮擋層能夠有效提高油（氣）水滲透率比率，阻擋油（氣）水界面上升，防止底水錐進淹井。

圖4 遇水固結(jié)型支撐劑的不同流體導(dǎo)流能力曲線Fig.4 Different flow conductivity curves of water-consolidated proppant

圖5 遇水固結(jié)型支撐劑的不同流體驅(qū)替壓力曲線Fig.5 Different fluid displacement pressure curves of water-consolidated proppant

3 現(xiàn)場應(yīng)用

東勝氣田盒1 段底水氣藏采用控水二次加砂壓裂技術(shù)實施10口井，施工成功率100%，有效率90%，平均日產(chǎn)氣量4.6×104m3，平均液氣比4.2 m3/104m3，相比鄰井常規(guī)壓裂工藝產(chǎn)氣量提高60%，液氣比降低31.7 %。以JP58-A 井為例介紹控水二次加砂壓裂技術(shù)的設(shè)計思路、施工流程及壓后效果。JP58-A井是東勝氣田盒1 段氣層的一口開發(fā)水平井，垂深2 851 m，水平段長1 050 m，加權(quán)全烴凈增值35.3%，巖性主要為淺灰色中砂巖和細砂巖。依據(jù)導(dǎo)眼垂向測井顯示，盒1段氣層下部底水發(fā)育，氣水層間存在6 m的砂質(zhì)泥巖隔層，常規(guī)壓裂工藝易溝通下部水層。因此，采用控水二次加砂壓裂技術(shù)控制裂縫高度，同時采用遇水固結(jié)型支撐劑在裂縫下部形成人工遮擋層，防止壓裂裂縫向下延伸溝通水層。

結(jié)合JP58-A 井水平段地質(zhì)顯示分9段壓裂施工（圖6），每段控水二次加砂壓裂分2 次壓裂施工，首次壓裂施工注入方案設(shè)計的40/70 目遇水固結(jié)型支撐劑，加砂方式采用2～3個長段塞方式，壓裂加砂砂比7%～21%。首次加砂壓裂頂替到位后，結(jié)合井口壓力情況停泵20～30 min，待支撐劑在裂縫中沉降并形成濾餅后開始二次主加砂壓裂施工。二次主加砂壓裂按施工方案設(shè)計砂量注入20/40 目陶粒支撐劑，采用階梯上升方式加砂。

圖6 JP58-A井第3段控水二次加砂壓裂施工曲線Fig.6 Water control secondary sand fracturing construction curve of 3rd stage of Well-JP58-A

JP58-A 井盒1 段氣層采用控水二次加砂壓裂施工累計泵入壓裂液2 472.9 m3，注入40/70 目遇水固結(jié)型支撐劑44.3 m3、20/40目陶粒支撐劑242.7 m3，施工排量為2.4 m3/min，施工壓力為27.5～51.0 MPa。壓裂施工后依次采用3，5，7，10 mm 油嘴（逐漸放大的方式）控壓返排，在防止地層出砂情況下連續(xù)排液，實現(xiàn)填砂儲層裂縫逐步閉合，保持裂縫有效導(dǎo)流能力?，F(xiàn)場壓裂施工后第3 d見氣，井口穩(wěn)定氣產(chǎn)量為5.2×104m3/d，測試無阻流量為20.4×104m3/d，平均日產(chǎn)液量為20.5 m3，相比同層位鄰近日產(chǎn)液量下降43%，取得了較好的控水增氣效果。

4 結(jié)論及認識

1）控水二次加砂壓裂技術(shù)可以有效控制壓裂裂縫向下延伸，防止溝通水層，同時提高有效儲層內(nèi)的裂縫導(dǎo)流能力，降低天然氣流動阻力。

2）遇水固結(jié)型支撐劑在水驅(qū)過程中導(dǎo)流能力下降達93%，能夠在壓裂裂縫下部形成人工遮擋層，注入煤油后導(dǎo)流能力恢復(fù)率達96%，能有效提高氣水滲透率比率，阻擋氣水界面上升，延緩氣井見水周期。

3）控水二次加砂壓裂技術(shù)通過在東勝氣田盒1段底水氣藏現(xiàn)場10 口井的試驗表明，該技術(shù)壓裂施工井相比鄰井常規(guī)壓裂工藝產(chǎn)氣量提高60%，液氣比降低達31.7%，能夠提高儲層改造效果，降低致密低滲底水氣藏的產(chǎn)水率。