蘇里格氣田西區(qū)控水壓裂技術研究及應用

何 平 ，石 強 ，李 達 ，藺吉春 ，傅 鵬 ，岳 君

（1.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗 017300；2.中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018）

蘇里格氣田西區(qū)存在的主要問題是局部存在地層水，Ⅰ+Ⅱ類井比例和單井產量提高難度大，前期探井試氣122口井，有64口井產水，平均日產水10.5 m3。壓裂改造后出水則試氣產量較低，氣井產水會大幅度提高氣田開采難度并降低氣田整體開采效益。因此，針對蘇里格氣田西區(qū)含水氣層地質和物性特征，開展了低傷害壓裂液體系優(yōu)選和控水增氣壓裂工藝技術研究，提高了低滲復雜氣水氣藏壓裂改造技術水平，實現(xiàn)了增加產氣量、降低出水量的目標。

1 蘇里格氣田西區(qū)儲層特征及壓裂難點

1.1 蘇里格氣田西區(qū)儲層特征

蘇里格氣田西區(qū)氣藏屬于巖性圈閉氣藏，儲層的分布受砂體展布和物性的控制，局部存在地層水，但無統(tǒng)一的氣水邊界，屬于無邊底水定容彈性驅動氣藏。儲層屬于中深、中溫、低壓儲層，巖性以石英砂巖為主，巖屑石英砂巖次之，巖屑砂巖較少。儲層總體粘土礦物不高，儲層水敏性不強，但是潛在水敏傷害。根據(jù)巖心物性資料及測井解釋的物性資料顯示，研究區(qū)盒8、山1段平均孔隙度為 6.42%，平均滲透率為0.361 3×10-3μm2，總體上物性較差，屬于低孔低滲和特低孔特低滲儲層。儲層孔喉結構非均質性較強，具有“孔喉小、分選差、排驅壓力高、連續(xù)相飽和度偏低和主貢獻喉道小”的特點。

1.2 蘇里格氣田西區(qū)地層水分析

依據(jù)測井解釋成果、試氣生產數(shù)據(jù)、注入和返排量對比以及水化學分析（礦化度、水化學特征系數(shù)及水型），歸納蘇西地層產水類型包括地層水、凝析水和殘留壓裂液，影響氣井生產的主要是地層水。地層水可分為構造低部位滯留水、“透鏡狀”滯留水和孤立透鏡體水三種類型地層水[1]。產出水的化學性質分析表明，盒8段地層水總礦化度平均為30.181 g/L；山1段總礦化度平均為25.375 g/L。地層水pH值在6.0～7.0之間，顯示酸性水特征，含鹽變化較大，氯根含量從8 000 mg/L～40 000 mg/L，水型主要為氯化鈣型。

1.3 蘇里格氣田西區(qū)儲層壓裂改造難點

（1）儲層基質低孔低滲，要求壓裂形成適當長縫，并與井網系統(tǒng)優(yōu)化匹配。

（2）蘇里格氣田西區(qū)有效儲層氣水關系復雜，且試氣產量與出水量大小有較大相關性，一般出水量大的井產氣量相對較低，要求加強儲層氣水關系認識。

（3）蘇里格西區(qū)地層致密，孔喉半徑小、排驅壓力大，粘土礦物總量較高，儲層較易受壓裂液傷害。

（4）儲層壓力系數(shù)低（0.87），地層能量有限，所帶來的問題是濾失增加、返排率降低、生產壓差減少、有效應力增加，有效滲透率降低，需要在助排措施上和返排控制方面嚴格優(yōu)化。

2 蘇里格西區(qū)儲層控水壓裂技術研究

2.1 支撐劑優(yōu)選

為了控制縫高，需要保持較低的凈壓力，這種情況下裂縫縫寬受限，采用小粒徑支撐劑，且30/40目較30/50目分選好，其支撐劑導流能力較高，因此應選用密度較低而導流能力較高的30/40目陶粒作為控水壓裂使用的支撐劑。經過實驗測試，在50 MPa的閉合壓力下，該陶?？商峁┘s40 dc·cm的導流能力值。

2.2 壓裂液體系優(yōu)選

根據(jù)蘇里格西區(qū)氣層特點和壓裂工藝要求，重點在降低稠化劑濃度方面對壓裂液進行優(yōu)選和優(yōu)化，主要技術以下三方面考慮：（1）通過優(yōu)化壓裂液配方，有望實現(xiàn)大幅降低稠化劑用量，從而減少對儲層的傷害；（2）降低稠化劑用量有利于降低壓裂液粘度，進而降低凈壓力，防止縫高過度延伸；（3）降低稠化劑濃度可以降低壓裂液體系的成本，從而實現(xiàn)低成本施工。

蘇里格氣田西區(qū)控水壓裂分別試驗了超級瓜膠壓裂液體系、超分子壓裂液體系和0.45%羥丙基瓜膠壓裂液體系，通過三種壓裂液體系現(xiàn)場試驗效果及優(yōu)缺點對比（見表1），優(yōu)選0.45%羥丙基瓜膠壓裂液體系。

表1 三種壓裂液體系優(yōu)缺點對比

2.3 壓裂改造工藝優(yōu)化研究

2.3.1 裂縫方案優(yōu)化 針對不同滲透率條件，優(yōu)化縫長、導流能力。在600×800米矩形井網下進行裂縫方案優(yōu)化，地層有效滲透率分別為0.03 mD、0.08 mD、0.14 mD和0.4 mD四個滲透率等級，分別研究不同縫長及導流能力對產量動態(tài)的影響，確定合理縫長與導流能力（見表2和圖 1）。

表2 蘇西主體井網不同滲透率條件下的裂縫縫長和導流能力優(yōu)化表

2.3.2 裂縫垂向延伸研究 根據(jù)蘇西地區(qū)儲層地質、物性、巖石性質、應力特征等結合測井資料分析，對蘇西部分井地應力場與裂縫垂向延伸規(guī)律研究。蘇西區(qū)塊巖心實驗分析層間應力差約5.3～8.6 MPa，地應力剖面解釋結果是6～12 MPa，模擬時分別考察了應力差為6、8、10、12 MPa的四種情況，蘇里格西區(qū)（以蘇 48 區(qū)塊為例）富集區(qū)平均單井氣層厚度6.3～8.1 m（盒8上為6.9 m，盒8下為8.1 m，山1為6.3 m），在模擬時壓裂目的層厚度分別考慮5 m、10 m、15 m三種情況。在相同的壓裂施工規(guī)模下，用三維壓裂設計軟件sitmplan研究不同儲層厚度和不同儲、隔層地應力差下，實現(xiàn)分層壓裂所需的最小隔層厚度（見圖2）。

綜上可得，應力差越大，對隔層厚度要求越低；壓裂目的層段越厚，對隔層的要求越薄。6 MPa左右的應力差，對于5～15 m的壓裂目的層段而言，需要35～7 m的隔層，通過變排量等控制縫高的措施，對隔層的厚度要求可降低到26～6 m；8 MPa左右的應力差則對隔層的厚度要求降低到22～3 m；對于更強的應力遮擋層，如應力差達到12 MPa，純泥巖隔層達到14～2 m即可控制裂縫高度，實現(xiàn)分層壓裂。

2.3.3 排量優(yōu)化 蘇西區(qū)塊巖心實驗分析層間應力差約 5.3～8.6 MPa，地應力剖面解釋結果是 6～12 MPa，縱向應力遮擋條件較好，對裂縫高度的控制較好。在氣層厚度10 m、應力差8 MPa條件下，經參數(shù)組合采用stimplan軟件模擬計算，得到排量優(yōu)化圖版（見圖3）。單井優(yōu)化設計時，可根據(jù)其應力遮擋條件等物性，優(yōu)化各個井層適合的排量。

表3 不同排量的縫高延伸情況（氣層厚度10 m，應力差8 MPa）

由曲線可以看出，排量在2.5～3.5 m3/min之間時，縫高的延伸在15～20 m，排量超過4 m3/min時，縫高延伸增長明顯，所以最佳排量應該在2.5～3.5 m3/min之間。

2.3.4 配套技術研究 針對蘇西區(qū)塊復雜氣水層水力壓裂的需要，進行了下列配套技術研究，包括支撐劑段塞技術、變排量控縫高技術、液氮伴注增能助排技術和相滲改變技術。

支撐劑段塞技術，前置液階段的支撐劑段塞，主要用于確認施工過程中近井扭曲摩阻較大，目的是減少近井扭曲，增加有效縫寬，降低施工壓力，減少施工風險。變排量施工技術[2]，前置液排量由低到高變排量控縫高和濾失，同時實施分析裂縫凈壓力隨排量的變化，確定加砂階段合理的施工排量；攜砂階段在保證不過分張開多裂縫的前提下，變排量提砂比，尤其是加砂最后階段，提排量增大凈壓力，增加縫寬，使后期高砂比攜砂液順利進入地層，溝通遠井、遠縫儲層；同時，后期提排量以提高壓裂液的攜砂能力，獲得更長的支撐裂縫，變排量可產生壓力脈沖效應，震蕩裂縫內可能的砂堵處，從而可提前解除砂堵風險性。

液氮伴注增能助排技術[3]，是采用在壓裂液的前置液中加入液氮，形成均勻泡沫凍膠以撐開地層，并且在壓裂后，靠壓力釋放后的氮氣膨脹提供驅動破膠水化液流動的能量。該技術可加快壓后壓裂液的返排速度，提高壓裂液的返排率，減少壓裂液對地層的傷害，確保壓裂效果。改變相滲特性實質是改變水在地層中的滲流特性[4]。在地層中，只有通過加入表面活性劑和堵塞劑，可以控制流體的滲流規(guī)律，使孔隙中流體由可流動變?yōu)椴豢闪鲃踊蛴闪鲃涌熳優(yōu)榱鲃勇?。研發(fā)可進入基質孔隙、在水中吸附溶脹、油氣中不吸附體積縮小的選擇性高分子聚合物，不僅堵裂縫，還可以進入孔隙基質中，可以長期具有堵水效果。

3 現(xiàn)場實施及效果評價

3.1 現(xiàn)場試驗總體效果

2011-2012年，針對蘇里格西區(qū)含水井開展了5口井控水壓裂工藝試驗，對施工參數(shù)進行了優(yōu)化，分別試驗采用了超級瓜膠壓裂液體系、超分子壓裂液體系和0.45%羥丙基瓜膠壓裂液體系，從試氣效果及出水量分析，3口井控水效果較好，2口井縫高延伸至水層，出水較多。

現(xiàn)場試驗表明，采用0.45%羥丙基瓜膠壓裂液和優(yōu)化控水壓裂工藝能較好的控制層內裂縫縱向延伸，達到控制縫高的目的，并取得較好的壓裂效果，現(xiàn)場進行控水壓裂施工5口井，其中3口井控水效果較好（見表4）。蘇47-CC-CC和蘇120-BB-BB由于遮擋層較薄、氣水同層氣藏及固井質量不好等原因，導致裂縫延伸至水層，壓裂改造效果不明顯，蘇48-AA-AA井產水量與鄰井相比較顯著降低，蘇48-DD-DD井不產水，控水效果顯著。蘇47-EE-EE井試氣效果分析，出水量較小。

表4 2011-2012年蘇里格西區(qū)控縫高工藝開發(fā)井壓裂試驗情況表

3.2 單井設計實例及效果評價

3.2.1 儲層地質介紹及設計參數(shù) 以蘇48-DD-DD為例，根據(jù)測井解釋資料解釋，該井目的層上下地應力剖面，從解釋結果看出，盒8射孔段3 585～3 587 m與下部3 593.1 m處氣水層應力遮擋不明顯，僅有1.5 m左右的有效應力遮擋層（應力差5～10 MPa），因此施工過程中需要優(yōu)化排量、粘度等施工參數(shù)實現(xiàn)縫高控制的目的。

該井為了防止與下部水層串通，優(yōu)選0.45%羥丙基瓜膠壓裂液體系，降低壓裂液粘度，并優(yōu)化施工規(guī)模，從而控制縫高下延。根據(jù)模擬結果，儲層的有效滲透率為0.05 mD，優(yōu)化的裂縫半長約為150 m,優(yōu)化裂縫導流能力30 dc·cm。優(yōu)化施工排量2.2～2.4 m3/min，優(yōu)化加砂量30 m3，在前置液和攜砂液低砂比階段伴注液氮，排量分別為0.24 m3/min和0.12 m3/min。

2012年8月25日對該井進行了施工，施工曲線，盒8施工排量 2.2～2.4 m3/min，施工壓力 56.3～44.2 MPa，平均砂比24.1%，累計加砂31 m3，伴注液氮12.2 m3，累計注入地層液量226.3 m3，停泵壓力34.3 MPa。

3.2.2 施工井壓后返排及效果 蘇48-DD-DD井壓裂后針閥1/3～1/2～1控制放噴，累計自噴排液377 m3，自噴返排率83%；放噴期間點火可燃，火焰長度3～4 m，黃紅色。進行測試求產計算天然氣無阻流量為3.520 1×104m3，日產氣量 1.018×104m3，不產水。

3.2.3 壓后評估分析 根據(jù)凈壓力擬合結果來看，裂縫幾何尺寸（見表5）。

表5 裂縫幾何尺寸

結合凈壓力擬合結果及裂縫形態(tài)模擬結果來看，按照儲層情況水力裂縫未延伸至下部水層；從后期求產來看，無出水現(xiàn)象；鄰井蘇48-DD-DL井目前油壓2.51 MPa，套壓 0.8 MPa，日產氣量 0.094 6×104m3,出水嚴重。因此采取了控制縫高措施，蘇48-DD-DD井控水效果顯著。

4 結論及建議

（1）底部含水儲層改造主要通過壓裂液體系優(yōu)選和壓裂工藝技術優(yōu)化達到控制縫高避免壓開水層的目的，現(xiàn)場試驗取得了較好的控水壓裂效果。

（2）氣水同層儲層現(xiàn)場試驗控水效果不顯著，還需進一步進行控水壓裂技術及改變相滲壓裂液體系研究試驗。

（3）通過市場價格和現(xiàn)場施工效果對比，優(yōu)選0.45%羥丙基瓜膠壓裂液體系能保證控水壓裂要求。

（4）建議應用裂縫監(jiān)測技術監(jiān)測控水壓裂井的裂縫縫高延伸情況，為更好的評價控水壓裂技術提供技術支撐。

[1]石玉江，等.低滲透巖性氣藏含水特征分析與測井識別技術—以蘇里格氣田為例[J].天然氣工業(yè)，2011，31（2）：25-28.

[2]劉欣.河南“雙高”油田薄層增油控水壓裂技術[J].石油天然氣學報，2008，30（3）：365-367.

[3]羅小軍，等.蘇里格氣田液氮助排工藝技術[J].石油天然氣學報，2012，34（9）：291-293.

[4]呂芬敏.控水壓裂技術在溫米油田的研究與應用[J].鉆采工藝，2011，34（5）:77-79.