蘇里格氣田中深致密砂巖氣藏壓裂工藝技術初探

蔣成白，龍明順，冷興江

（中國石化集團江漢石油管理局井下測試公司，湖北 武漢430040）

蘇里格氣田中深致密砂巖氣藏壓裂工藝技術初探

蔣成白，龍明順，冷興江

（中國石化集團江漢石油管理局井下測試公司，湖北 武漢430040）

對于中深致密砂巖氣層來說，由于儲層非均質強，具有低壓、低孔、低滲、巖性致密等特點，且存在嚴重的水鎖損害和其它敏感性損害，采用常規(guī)砂巖儲層的壓裂改造方法效果不佳。根據低壓致密氣藏的儲層地質特點，以蘇里格氣田為壓裂工藝技術研究對象，收到了一定的效果。結果表明：1、研究的壓裂液體系延遲交聯時間大于60S，連續(xù)剪切120min的粘度大于60mPa．S，壓后壓裂液lh內破膠，破膠液粘度（1．71～4．75）mPa．S，殘渣299mg／L，巖心滲透率損害率小于19．8%，表現出攜砂性能好、濾失性小、流變性好及與地層流體配伍性好、易返排、對基質滲透率損害低的特征。2、氣井助排劑、起泡劑優(yōu)選使用，施工中液氮的伴注有利于壓裂液的快速返排，減少壓裂液對氣層的傷害。3、不動管柱多層壓裂及排液一體化工藝技術是集壓裂、排液、求產、測壓、測井溫等一體的完整配套工藝技術。

致密砂巖；壓裂工藝；蘇里格氣田

蘇里格氣田位于內蒙古鄂爾多斯市境內的蘇里格廟地區(qū)。氣田儲層主要巖石類型以巖屑石英砂巖為主，次為巖屑砂巖。各儲層主要分布在下二疊統(tǒng)下石盒子組的盒8上段和盒8下段及山西組的山1段。

以蘇西地區(qū)為例，砂巖主要成分為石英，次為其他各類巖屑。盒8、山1石英平均含量分別為50．5%、48．3%；巖屑平均含量分別為18．7%、19．3%，主要為變質巖屑；填隙物平均含量分別為19．8%、22% （見表1）。

表1 主要巖石成分及含量（均值）統(tǒng)計表

其巖石填隙物以水云母、高嶺石及硅質為主，次為綠泥石和鐵方解石。粘土敏感性分析方面，儲層巖石總體敏感性均偏弱，不會對氣井產能造成大的影響。

1 中深致密砂巖氣藏壓裂液體系配方優(yōu)化

依據蘇里格氣田儲層物性條件要求，所需壓裂液體系應具有更好的攜砂能力，具有濾失小、延遲交聯時間、低殘渣、低摩阻、易破膠、晚返排等特點。主要用中高溫交聯主劑及交聯助劑按一定比例混合起交聯作用，并有一定的延遲交聯時間。使用過硫酸銨（APS）和膠囊破膠劑（LZEN）聯合作用對交聯后的壓裂液進行破膠。工藝上要求中低排量、低限壓壓裂施工，排量限制在1．8m～3．0m之間（特殊壓裂液體系施工排量除外，如滑溜水等），限壓70MPa，在施工各階段不斷變化交聯比例延遲交聯時間，以減少因壓裂液交聯在管線和井筒的摩阻，從而降低施工壓力，提高施工的成功率。下文對延緩交聯體系的進行了系列研究，找到了適合蘇里格氣田各區(qū)塊施工的延緩交聯體系液配方，投入現場應用，取得了顯著的效果。

1．1 主要添加劑的優(yōu)選

1．1．1 溫度穩(wěn)定劑濃度優(yōu)化

為了使壓裂液在高溫作用下，既能夠保持適合的粘度而不被剪碎或降解，又能在適宜的時間內破膠，需要對溫度穩(wěn)定劑的使用濃度進行優(yōu)化篩選（見表2）。

表2 100℃溫度穩(wěn)定劑濃度優(yōu)化篩選試驗

由表2，當溫度穩(wěn)定劑濃度為0．3%，破膠劑濃度為0．02% 時，150 min才破膠，當溫度穩(wěn)定劑濃度為0．2%時，130min未破膠，按常規(guī)施工時間計算，破膠時間過長，綜合考慮，最終選用溫度穩(wěn)定劑的使用濃度為0．1%。

1．1．2 粘土穩(wěn)定劑的優(yōu)化

蘇里格氣田粘土礦物含量高達30%，平均含量在11．5%～17．5%，儲層偏向弱－中等速敏，對粘土穩(wěn)定劑的防膨性能要求高，在加入防膨能力強的粘土穩(wěn)定劑KCl及有機物后，KCL及有機物中小分子陽離子吸附在粘土礦物的表面上，防膨作用明顯且長效。因此，綜合篩選粘土穩(wěn)定劑采用為復合型，即采用有機物及無機鹽復合方式。

1．2 壓裂液體系的耐溫性能

根據地質資料顯示，蘇里格氣田東西部區(qū)塊各儲層溫度在100℃～110℃之間，屬中高溫儲層。為了充分了解該壓裂液體系的耐溫性能，我們對該壓裂液體系耐溫性能進行了評估（見表3）。表3為加入溫度穩(wěn)定劑后體系的耐溫性能，經過實驗表明該壓裂液體系最高承受溫度為117℃，完全滿足蘇里格氣田東西部區(qū)塊尤其是西部區(qū)塊對壓裂液耐溫性能的要求。

表3 蘇里格壓裂液耐溫性能評價

1．3 壓裂液體系的抗剪切性能

由于壓裂管柱基本上采用的采用2"（80S，EUE）措施油管，壓裂液沿途摩阻高，承受剪切力強。因此，要求壓裂液體系具有較強的抗剪切性能。該體系在加入溫度穩(wěn)定劑后，壓裂體系在170S－1下剪切120min后，凍膠粘度保持率達到70%左右。因此，壓裂液整體耐剪切性能均明顯有所提高，同時有效地提高了壓裂液效率。

1．4 兩種破膠劑使用濃度優(yōu)化

依據膠囊破膠劑（LZEN）、過硫酸銨（APS）破膠劑對溫度的敏感性進行評價及對壓裂施工溫度剖面進行研究，結果表明：優(yōu)化了二種破膠劑整合的比例，依據先低后高的原則，前期性線加入膠囊破膠劑（LZEN），施工中后期呈階梯上升式追加過硫酸銨（APS），施工后期大量追加過硫酸銨（APS），實現了壓裂液具有理想的造縫、攜砂及壓后快速破膠的復合功能。

1．5 壓裂液對儲層傷害評價

壓裂液對儲層的傷害評價是一項體現了壓裂液的破乳、防膨、返排能力與儲層的配伍性等方面的綜合指標。依據SY／T5107－1995標準，對壓裂液濾液在儲層滯留時間不同所引起的非常規(guī)傷害進行了評價分析（見表4）。常規(guī)傷害范圍在13．04%～11．02%，屬弱傷害；隨著壓裂液濾液在巖心中滯留時間增加，傷害增大，但當滯留時間繼續(xù)延長時，巖心的滲透率有所恢復。試驗表明，該壓裂液配方體系能較好地降低儲層喉道毛細管的界面張力，有利于壓后壓裂液的返排。為了減少壓裂液在地層滯留時間，在壓裂施工完成后應縮短關井時間，甚至實行“0時間”關井制度，即壓裂后立即放噴返排，進一步減少壓裂液對地層的傷害。

表4 壓裂液傷害評價結果

1．6 不同區(qū)塊的壓裂液配方的優(yōu)化

通過對蘇里格氣田壓裂液體系加入溫度穩(wěn)定劑、粘土穩(wěn)定劑的優(yōu)化整合、實施延遲破膠技術措施，使優(yōu)化后的壓裂液體系各項性能指標與以前配方相比均有所提高，深層次地滿足蘇里格氣田不同區(qū)塊壓裂工藝技術的要求。依據蘇里格不同區(qū)域，調整胍膠濃度及優(yōu)選添加劑。

1．6．1 蘇西區(qū)塊配方優(yōu)化

蘇西地區(qū)井深3000m～4000m，根據不同地區(qū)的儲層物性及不同井深，具體優(yōu)化如下：

蘇48井區(qū)、蘇47井區(qū)屬于中高溫儲層，井深3500m～3700m，適當提高胍膠濃度，膠聯劑選用耐高溫膠聯劑，添加溫度穩(wěn)定劑；3700m～3800m井深，在原有基礎上再適當提高胍膠濃度，添加溫度穩(wěn)定；井深超過3800m均需添加溫度穩(wěn)定劑，胍膠濃度采用較高濃度，添加交聯促進劑和溫度穩(wěn)定劑。膠聯劑泵注過程中，施工后期為了降低摩阻采用交聯比先高后低的階梯降方式。

1．6．2 桃2地區(qū)配方優(yōu)化

桃2地區(qū)井深一般在3000m～3700m，膠聯劑選用中溫膠聯劑，為了壓裂液返排，胍膠濃度采用中等濃度，桃2井區(qū)可不加入溫度穩(wěn)定劑及交聯促進劑，其它相同。

1．6．3 子洲區(qū)塊配方優(yōu)化

井深一般在2200m～2800m，膠聯劑選用中溫膠聯劑，胍膠濃度采用中低等濃度，不加入溫度穩(wěn)定劑及交聯促進劑。

1．6．4 蘇東地區(qū)配方優(yōu)化

蘇東區(qū)塊井深一般在2800m～3300m，膠聯劑選用中溫膠聯劑，胍膠濃度采用中低等濃度，不加入溫度穩(wěn)定劑及交聯促進劑。

2 不動管柱分層壓裂工藝技術

2．1 分層壓裂改造工藝的選擇

目前，國內常見的分層壓裂改造工藝有：投尼龍球選擇性壓裂或限流分層壓裂、填砂分層壓裂、液體膠塞＋填砂分層壓裂、水泥塞＋填砂分層壓裂、橋塞分層壓裂等形式。

2．2 不動管柱多層壓裂工藝

所謂不動管柱分層壓裂就是在不起下鉆的基礎上，實現一趟管柱分壓多段，第一段壓裂完成后，投球打開滑套，滑套打開后繼續(xù)壓裂第二、三層等多層段。對于氣井而言，大多數措施管柱也是生產管柱生產，壓裂完成后不起出措施管柱，放噴返排完成后措施管柱也是生產管柱。因此對于氣井分層壓裂應考慮下層的排液問題及出現砂堵處理方案，要求管柱結構可實現一趟管柱完成兩個以上層段的壓裂，并在不動管柱的前提下，實現壓后排液求產。

2．3 壓裂氣舉排液及完井一趟管柱

2．3．1 工藝原理

按壓裂施工工藝設計下入壓裂管柱，各級氣舉閥的下入深度在上下5m范圍內可以調整，坐封Y344隔器，并進行壓裂前準備。壓裂結束后，拆卸井口保護器和地面管線，利用壓縮機氣體從環(huán)空注，油管排液，注入氣依靠壓力將環(huán)空液體從氣舉擠入油管，隨著環(huán)空液面的降低，注入氣由氣舉進入油管，使油管中的流體密度由于注入的氣體降低，從而降低井底流壓，達到迅速排液的目。排液過程中井口不允許節(jié)流，排出的液體從放管線流入放噴池，且點火燃燒含H2S的氣體。排液結束后，油井進入系統(tǒng)連續(xù)氣舉生產。

2．3．2 管柱結構

喇叭口＋滑套節(jié)流器＋27／8″（80S，EUE）油管3根＋Y344－148封隔器（耐高溫）1個＋KDB－146水力錨1個＋氣舉閥（多級）＋27／8″（80S，EUE）油管至井口。

3 助排放噴技術

3．1 全程液氮助排技術

隨著加砂量的增加，各類入井液體增多，向儲層深處延伸更遠，增加排液難度。為加快排液過程，降低地層傷害，除了在壓裂液體系中添加助排劑達到層內助排外，壓裂施工時將液氮混合在壓裂液中以提高進入地層的液體返排率。蘇里格氣田施工基本上都采用液氮伴注氣體增能技術＋助排劑助排原理，有效提高了壓裂液的返排率。

3．2 壓后定量控制放噴技術

通過大量的排液技術論證與現場試驗，最終形成了適合蘇里格氣田改造的前置液氮伴注—層內助排—壓后定量控制放噴的配套排液技術。壓裂施工結束后，視井口壓力變化情況，關井時間控制在合理的范圍內，而后充分利用壓后井筒周圍局部高壓反彈力及時放噴排液，同時保證壓裂液充分破膠，防止放噴時支撐劑回流造成縫口閉合，影響壓裂效果。排液初期采用油嘴控制放噴，排液后期根據地層變化情況，可采用關井—放噴間歇控制排液。

3．4 現場施工情況及效果評價

在對蘇里格氣田壓裂液體系的改進與完善下，壓裂液的耐溫抗剪切性能以及壓后快速破膠性能得到了明顯的改善，進一步提高了施工成功率和壓后排液效率。經過大量的礦場實驗，現場施工成功率95%以上。其中桃2－10－30C2井施工加砂規(guī)模達到103m3，現場施工順利，成為蘇里格氣田施工直井改造段數之最，返排率高達94%，說明壓后排液徹底。由施工曲線分析可知，施工壓力平穩(wěn)，改進后的壓裂液體系客觀地滿足了增產工藝技術的需求。

4 結論和建議

1）研究的壓裂液體系延遲交聯時間大于60S，連續(xù)剪切120min的粘度大于60mPa．S，壓后壓裂液1h內破膠，破膠粘度（1．71～4．75）mPa．S，殘渣299mg／L，巖心滲透率損害率小于19．8%。具有攜砂性能好、濾失性小、流變性好、與地層流體配伍性好、易返排、對基質滲透率損害低的特點。

2）氣井助排劑、起泡劑的優(yōu)選使用，同時施工中液氮的伴注利于壓裂的快速返排，減少壓裂液對氣層的傷害。

3）不動管柱多層壓裂及排液一體化工藝技術是集壓裂、排液、求產、測壓、測井溫等一體的完整配套工藝技術。經過理論計算、室內實驗和現場試驗，認為其設計科學合理、工藝切實可行；解決了困擾試油試氣工作多年的壓裂多層上提管柱及排液一體化的難題；使試油試氣工序銜接更加緊密，施工周期縮短，作業(yè)費用減少，作業(yè)環(huán)境得到改善，減輕了工人的勞動強度，實現了綠色施工。

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On Fracturing Technology Used in Mid－Depth Gas Reservoir with Tight Sandstone in Sulige Gas Field

JIANG Cheng－bai，LONG Ming－shun，LENG Xing－jiang

（Downhole Testing Company of JHPA，SINOPEC，Wuhan，Hubei，430040，China）

It is not effective to adopt fracturing technology suitable to general sandstone reservoir to transform middepth and tight sandstone gas layers which feature low pressure，low hole，low permeability and tight lithology because of their strong heterogeneity and in which there exist severe water－block damage and other sensitive damage．According to geological features of reservoirs of low－pressure and tight gas reservoir，the author has studied fracturing technology used in Sulige Gas Field．The result shows the followings：1．Delaying crosslinking time of fracturing fluid system studied is greater than 60s；viscosity after continuously cutting 120mm greater than 60mPa．s；and loss ratio of core permeability less than 19．8%，having the characteristics of high sand－carrying capability，low filtration，good rheological property，good compatibility with formation fluid，good flowback and low damage to matrix permeability．2．Optimal use of discharge aiding agent and foaming agent with liquid nitrogen＇s filling in operation contributes to fast flowback of fracturing fluid，decreasing damage to gas bearing formation．3．Fixed string multilayer fracturing and flowing back technology is a full mating technology that gathers technologies including fracturing，flowback，production calculation，measuring pressure as well as temperature logging．

Tight Sandstone；Fracturing Technology；Sulige Gas Field

TE357．3

B

1009—301X（2012）04—0030—04

2012－03－31

蔣成白（1974－），1999年畢業(yè)于中國石油大學（東營）石油工程專業(yè)，從事油氣田壓裂酸化工藝技術研究，現任江漢石油管理局井下測試公司陜北分公司技術副經理。

［責任編輯 王惠芬］