杜建波，王曉鵬，張啟龍，董平華，劉 鵬

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

致密砂巖氣是天然氣開發(fā)重要組成部分，在天然氣資源結(jié)構(gòu)中的意義及作用日益顯著。中國致密砂巖氣資源豐富，可采資源量達到(9～13)×1012m3[1]。神府區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東北緣，面積1971.254 km2，主要含氣層位本溪組、太原組、山西組、下石盒子組均屬特低孔低滲儲層。其中本溪組、太原組煤系儲層為近年來主力勘探開發(fā)重點，相比于一般致密儲層，該目的層位具有垂向上砂煤泥巖互層、天然裂縫局部發(fā)育、縱向上含氣層、差氣層、非儲層疊置厚度變化大等特點，給常規(guī)加砂壓裂工藝帶來了較大困難，阻礙了致密氣儲層產(chǎn)能高效釋放。同時，壓裂試氣返排存在出砂現(xiàn)象，對現(xiàn)場生產(chǎn)流程影響較大。針對神府區(qū)塊儲層開發(fā)難點，急需革新壓裂工藝，形成配套技術，提高氣田開發(fā)效果。

1 神府區(qū)塊儲層認識及增產(chǎn)機理

神府區(qū)塊儲層埋深 900～2100 m，溫度 35～55 ℃，屬于低溫儲層，常規(guī)壓裂液體系徹底破膠困難，易造成壓后儲層污染，成為低溫致密氣儲層的開發(fā)難點。

本研究針對儲層低溫、低壓、低滲特點，通過優(yōu)化壓裂液體系，減小黏土膨脹和壓裂液滯留對儲層傷害，通過優(yōu)化壓裂工藝達到縱向和橫向充分改造儲層、釋放砂泥互層發(fā)育致密氣儲層產(chǎn)能的目

2 關鍵技術

2.1 砂煤泥互層多級段塞壓裂技術

神府區(qū)塊本溪組、太原組多存在砂煤泥互層致密氣藏，應用壓后流態(tài)分析、微地震監(jiān)測的手段對神府區(qū)塊實際壓裂過程中此類儲層的裂縫形態(tài)特征進行了研究。由實驗可知，當層間弱膠結(jié)面或節(jié)理、層理處發(fā)生剪切滑移，將產(chǎn)生裂縫偏轉(zhuǎn)，在形成垂直主裂縫時同時產(chǎn)生窄的水平剪切縫(如T型縫)。通過對現(xiàn)場壓裂施工的分析與監(jiān)測可知，神府區(qū)塊砂煤泥互層致密氣藏在施工中裂縫易發(fā)生偏轉(zhuǎn)從而形成T型縫，與實驗觀測結(jié)果相符。

T型縫的產(chǎn)生這一方面將耗散水力能量，降低裂縫穿層擴展幾率；另一方面將明顯增大濾失，從而影響垂直主裂縫縫長方向的擴展及支撐劑輸送距離，同時提升加砂難度。

優(yōu)化出了適用于神府區(qū)塊砂煤泥互層致密氣藏的多級段塞壓裂工藝，根據(jù)煤層的數(shù)量、厚度加入多級、低砂比(5%～15%)的40/70目小粒徑支撐劑段塞，并增大段塞的支撐劑用量。以達到封堵層間及煤層中偏轉(zhuǎn)裂縫的目的，促進裂縫在垂向上穿透所有儲層并在縫長上充分延伸。

SN-5井本1段儲層砂體跨度22.7 m，其中分布含氣砂巖僅3層，有效垂厚共3.0 m，其余為泥巖層、碳質(zhì)泥巖層及煤巖層，為典型的砂煤泥互層致密氣藏。儲層泥質(zhì)含量高，物性顯著差于同區(qū)塊儲層，測井滲透率僅為0.1 mD左右?？紤]到砂巖氣層間的碳質(zhì)泥巖層及煤巖層較多，設計加入4級段塞，段塞采用小粒徑(40/70目)陶粒，砂比5%～10%，砂量8 m3。攜砂液采用凍膠及30～50目支撐劑施工，最高砂比25%，加砂40 m3(圖1)。

圖1 SN-5井本1段壓裂施工曲線Fig.1 Fracturing construction curve of section 1 of well SN-5

圖2 SN-5井裂縫監(jiān)測Fig.2 Fracture monitoring of SN-5

微地震裂縫監(jiān)測可知多級段塞壓裂工藝可有效抑制砂煤泥互層致密氣藏中人工裂縫的偏轉(zhuǎn)，促使其在縫長方向充分延伸。該井儲層雖然厚度薄、分布不連續(xù)、物性極差，但壓后試氣仍得到了11000 m3/d的穩(wěn)定產(chǎn)量，超過預期。

2.2 大跨度非均值致密儲層體積壓裂技術

神府區(qū)塊儲層厚度變化大，主力層位集中在5～10 m，薄層較為發(fā)育，但在解家堡主河道部分井臺儲層厚度超過30 m；有些儲層氣層、差氣層、干層、泥巖疊置發(fā)育，儲層跨度40 m。針對這些大跨度儲層，機械分層存在管外竄風險和排量受限問題，籠統(tǒng)壓裂又存在儲層縱向改造不徹底弊端，如何在縱向剖面、橫向剖面、立體空間上對儲層充分改造是充分釋放大跨度儲層產(chǎn)能的關鍵[2-5]。

2.2.1 天然裂縫解釋技術

神府區(qū)塊儲層在天然裂縫分布上存在較強的非均質(zhì)性。溝通天然裂縫對于壓后取得高產(chǎn)具有重要意義?？p網(wǎng)壓裂就是一項主要針對天然裂縫發(fā)育地層，力求擴大裂縫改造體積的壓裂工藝。而為了有效實現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂，需要對儲層的天然裂縫發(fā)育情況進行準確解釋并展開針對性的壓裂設計。

螞蟻追蹤技術是基于三維地震資料，利用最優(yōu)化方法和圖像處理方法識別、展現(xiàn)儲層中裂縫、斷層系統(tǒng)空間分布的技術，該技術的關鍵在于確定螞蟻追蹤參數(shù)(圖3)。利用大量的鄂爾多斯盆地東北緣氣田(神府氣田、臨興氣田)微破裂壓裂裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)對螞蟻追蹤參數(shù)進行試驗、調(diào)整、改進，得到適用于該區(qū)域的螞蟻追蹤技術(圖4)。

圖3 SN-7-2H井螞蟻體平面分布圖Fig.3 Map of ant body distribution in well SN-7-2H

圖4 SN-7-2H井井下微地震裂縫監(jiān)測結(jié)果Fig.4 Microseismic fracture monitoring results of well SN-7-2H

2.2.2 無井下工具暫堵分層壓裂改造技術

該技術采用暫堵材料實現(xiàn)層間轉(zhuǎn)向，壓裂過程中一次或者多次向段內(nèi)投送暫堵球或暫堵顆粒，暫堵已壓開層段的孔眼和主裂縫，迫使井筒壓力上升，達到另一級破裂壓力值時，壓裂液沿分簇孔眼壓開新裂縫。暫堵分層壓裂改造技術對實現(xiàn)分層壓裂、延伸主裂縫、形成新的支裂縫，從而增大泄流面積，提高改造體積具有重要意義(圖5)。

圖5 層間暫堵轉(zhuǎn)向Fig.5 Interlayer temporary blocking steering

2.2.3 大跨度儲層體積改造技術

針對大跨度儲層，如何充分縱向上溝通儲層，橫向上增加裂縫長度，空間內(nèi)溝通微裂縫，是最大限度增加裂縫改造體積和提高單井產(chǎn)量及最終采收率的關鍵[8]。

結(jié)合已有四維裂縫監(jiān)測結(jié)果，壓后效果與裂縫改造體積具有較好相關性，裂縫改造體積與入井凈液量、加砂量等壓裂施工參數(shù)成正相關性。針對厚層低滲儲層應最大限度提高裂縫改造體積。

施工排量越大，網(wǎng)絡縫寬越寬，網(wǎng)絡縫高越高，裂縫體積和儲層改造體積越大。同時大排量提高縫內(nèi)凈壓力，迫使天然裂縫張開，形成網(wǎng)狀裂縫，由常規(guī)的造長縫變?yōu)樵黾涌p網(wǎng)體積，增大泄流體積。在井口限壓條件下，應盡可能提高施工排量，增大凈壓力，縱向上充分溝通儲層，同時橫向上增加裂縫長度，最大限度提高儲量動用率和單井產(chǎn)量。

2.3 基于精細控壓優(yōu)快試氣返排技術

支撐劑回流量主要受到返排液體黏度、支撐劑受到的有效應力以及返排速度等因素的控制。通過建立了球形單顆粒自由沉降模型以及井筒內(nèi)返排液攜砂模型，通過一系列數(shù)學公式推導，放噴排液初期產(chǎn)液量充足，為控制放噴速度，當以臨界流量進行定液量排液時，得到油嘴半徑與井口壓力及臨界流量間的關系式：

式中：R——油管半徑，m

Pt——井口處油壓，MPa

p0——油嘴出口處壓力，認為等于大氣壓0.101 MPa

δ——油嘴的局部阻力系數(shù)

ρ——返排液密度，kg/m3

Qc——油管內(nèi)臨界流量，m3/s

依據(jù)球形單顆粒自由沉降模型以及井筒內(nèi)返排液攜砂模型，模擬分析支撐劑運移特征，依據(jù)不同產(chǎn)量壓力條件，繪制井筒臨界攜砂流量曲面，進而建立油嘴優(yōu)選模型及放噴制度優(yōu)化流程，最終形成了適應于神府區(qū)塊壓裂后精細控壓優(yōu)快試氣返排技術(圖6、圖7)。隨著井口壓力的降低與臨界流量的增加，優(yōu)選的油嘴尺寸也在增加。開井初期，裂縫及地層內(nèi)壓力較高、能量較足，即此時井口壓力較高，應進行控制性放噴，選用小尺寸油嘴。利用神府區(qū)塊壓裂支撐劑、返排液黏度、閉合壓力等參數(shù)，建立了神府區(qū)塊加砂壓裂返排過程支撐劑閉合前后臨界攜砂流速公式，當返排液黏度較高且支撐劑粒徑較小時，臨界攜砂流速較低，即支撐劑較為容易被返排液攜帶出井筒。

圖6 井筒內(nèi)臨界攜砂流速曲面Fig.6 Critical sand carrying velocity surface in wellbore

圖7 基于精細控壓油嘴直徑優(yōu)化曲面Fig.7 Optimized surface based on fine pressure control nozzle diameter

精細控壓制度優(yōu)化流程：首先由支撐劑性質(zhì)參數(shù)、返排液性質(zhì)參數(shù)及油管參數(shù)等數(shù)據(jù)計算井筒內(nèi)的臨界攜砂流量，以確保放噴排液時進入井筒內(nèi)的支撐劑能夠被返排液攜帶至地面；同時根據(jù)井口壓力利用油嘴直徑曲面圖優(yōu)選油嘴尺寸。壓后關井期間，對井口壓力進行監(jiān)測，利用井口壓力數(shù)據(jù)判斷水力裂縫閉合時間，當水力裂縫閉合時，即可進行放噴排液。

3 液體優(yōu)化

針對神府區(qū)塊儲層表現(xiàn)出不同程度的水敏特征，壓裂液中需要加入功能添加劑，以降低儲層水敏傷害。針對神府區(qū)塊低溫、低孔、低滲及水敏特點，優(yōu)化壓裂液體系。

針對神府區(qū)塊儲層含氣性、物性、地層能量弱的特點，對低溫生物壓裂液體系持續(xù)優(yōu)化：在防膨方面，經(jīng)多輪篩選，確定氯化鉀(短效防膨劑)+小陽離子季銨鹽有機防膨劑(長效防膨劑)作為粘土穩(wěn)定劑體系，加量分別為1%及0.5%，防膨率可達92.1%。在防水鎖方面，從不同防水鎖劑中篩選出氟碳類高效防水鎖劑，0.5%用量下使壓裂液表面張力降低至23 mN/m以下，使水相接觸角超過70°，使壓裂液在孔隙中產(chǎn)生的毛細管阻力較純水降低72%。利用欄桿堡區(qū)巖心實驗，平均巖心傷害率為10.25%，大幅優(yōu)于行業(yè)標準(表3)。

表3 神府區(qū)塊儲層巖心傷害實驗Table 3 Reservoir core damage experiment in Shenfu block

4 現(xiàn)場應用

SN1-5-6X井太原組孔隙度為 10.3%，滲透率為 0.92 mD，為典型致密砂巖儲層特征，砂體連續(xù)性較好，其中太1段氣層+差氣層厚度15.7 m，太2段氣層+差氣層厚度27 m，泥質(zhì)含量低，氣測值高，采用大跨度儲層全剖面體積改造技術充分改造儲層釋放大跨度致密氣儲層產(chǎn)能。設計套管大排量+暫堵球+混合水+可溶橋塞大規(guī)模壓裂，縱向徹底貫穿儲層，橫向?qū)映浞指脑欤爸靡翰捎玫驼郴锼?線性膠，空間內(nèi)溝通微裂縫，高砂比攜砂液采用凍膠保證高導流能力主通道，為油氣滲流提供了良好的滲流通道。

結(jié)合模擬計算和井口限壓。最終太2段優(yōu)化加砂量100 m3，太1段加砂量80 m3，施工排量8～10 m3/min。SN1-5-6X井壓后無阻274761 m3/d，創(chuàng)區(qū)塊直井/定向井單井試氣記錄。大跨度儲層全剖面體積改造技術在SN-02-6X、SN-02-7X、SN1-3-3H井同樣取得了良好應用效果，均超地質(zhì)預期(其中SN1-3-3H井壓后無阻510304 m3/d創(chuàng)區(qū)塊單井試氣記錄)。

5 結(jié) 論

(1)低溫生物壓裂液體系平均巖心傷害率為10.25%，大幅優(yōu)于行業(yè)標準。

(2)砂煤泥互層多級段塞壓裂技術在神府區(qū)塊區(qū)已累計應用90井170層，全部順利完成施工，壓后測試產(chǎn)氣量平均24827 m3/d，取得了明顯增產(chǎn)效果。

(3)針對大跨度儲層開展了大跨度儲層全剖面體積壓裂改造技術研究及現(xiàn)場試驗，SN1-5-6X井壓后無阻274761 m3/d，創(chuàng)區(qū)塊直井/定向井單井試氣記錄。大跨度儲層全剖面體積改造技術在SN-02-6X、SN-02-7X、SN1-3-3H井同樣取得了良好應用效果，均超地質(zhì)預期。

(4)精細控壓返排制度控制已成功應用48口井，出砂井比例降低10%，未出現(xiàn)嚴重出砂井，降低了井口設備被刺壞的風險。壓裂液返排率提高3%，有效避免了壓裂液對地層二次傷害。試氣作業(yè)縮短1天，試氣井平均單井產(chǎn)量提升12.2%，實現(xiàn)了高質(zhì)量優(yōu)快試氣目的。

(5)強非均質(zhì)致密氣藏高效壓裂完井技術在神府區(qū)塊的成功應用為同類儲層高效開發(fā)提供了借鑒。