煤系烴源巖凝析氣藏改造技術研究與應用

楊立峰 謝正凱 盧擁軍 楊振周 許志赫

（1.中國石油天然氣集團公司油氣藏改造重點實驗室，河北廊坊 065007；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；3.中國石油天然氣集團公司科技管理部，北京 100011）

煤系烴源巖凝析氣藏改造技術研究與應用

楊立峰1，2謝正凱3盧擁軍1，2楊振周1，2許志赫1，2

（1.中國石油天然氣集團公司油氣藏改造重點實驗室，河北廊坊 065007；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；3.中國石油天然氣集團公司科技管理部，北京 100011）

針對煤系烴源成藏的H凹陷凝析氣藏部分儲層與鄰近煤層之間的隔層應力差較小、裂縫高度不易控制的改造難點，通過理論研究制定了用線性膠攜帶多級支撐劑段塞控制裂縫高度的工藝方法，改變以往采用下沉劑控制裂縫向下延伸的控縫高的技術思路。針對儲層泥質含量較高易傷害的特點，優(yōu)選了低濃度羧甲基羥丙基瓜膠壓裂液體系，并在前置液階段混5%～10%柴油進行乳化降濾，降低儲層傷害。通過改變工藝措施和工作液方案，確保了加砂壓裂施工成功率和壓后效果。在H10井進行了先導性試驗，分壓3層，采用三級段塞加砂，單層最大加入20～40目陶粒支撐劑35 m3，砂濃度最高570 kg/m3（砂比35%），平均砂濃度478 kg/m3（砂比27.5%）。3層壓前無產量，壓后返排率48%，合層試氣求產日產天然氣4×104m3，凝析油0.4 t/d。井溫測試和模擬分析表明，縫高、濾失和多裂縫均得到了有效控制。該井加砂壓裂改造先導性試驗的成功實施，為同類儲層改造提供了借鑒。

煤系烴源巖；凝析氣藏；壓裂；線性膠；縫高控制；先導性試驗

煤系烴源巖成藏的油氣藏，往往與煤層相鄰。這類儲層改造的主要難點是控制人工裂縫高度向煤層的延伸和降低壓裂液對高含泥儲層的人工裂縫的潛在傷害。以往多采用主壓裂施工前加入“下沉劑”、“上浮劑”的工藝措施控制裂縫向下、向上延伸。但該方法施工工藝較為復雜，而且大量的液體在主加砂壓裂前就進入儲層，會引起不必要的儲層傷害［1-9］。在儲層改造壓裂液體系方面，以往多采用常規(guī)瓜膠壓裂液體系作為工作液，由于破膠后的殘渣含量和殘膠含量較高，對儲層和裂縫導流能力的傷害較高，致使儲層改造后效果較差［10］。筆者以H凹陷煤系烴源巖凝析氣藏改造為例，對該類儲層改造中存在的主要問題、應對措施及效果進行闡述。

1 H凹陷概況

H凹陷是海塔盆地勘探重點區(qū)域之一，該凹陷屬于煤系烴源巖成藏。儲層巖性以粉砂巖、砂礫巖為主，巖心分析孔隙度3.6%～18.8%，平均值11.98%，滲透率（0.01～69.4） mD，平均值1.4 mD，儲層巖石X衍射結果表明，儲層黏土的絕對含量16.9%～22.6%，綜合評價屬低孔特低滲型儲集層。

由于儲層物性差，必須進行壓裂改造，形成較長的高導流人工裂縫才能獲工業(yè)油氣流，但由于儲層的特殊性導致儲層改造困難。該區(qū)塊有7口探井測井解釋含油氣層，其中3口井4層采用普通瓜膠壓裂液體系和常規(guī)凍膠連續(xù)性加砂進行壓裂改造，施工排量2.0～3.5 m3/min，施工平均砂比18%～28.7%，單層砂量10～32 m3，均未獲得工業(yè)油氣流。評估表明，部分儲層壓后最大縫高近儲層厚度的2.6～3.3倍，裂縫在高度方向控制困難，停泵壓力梯度0.017 6～0.021 MPa/m，具有復雜裂縫特征。

以H10井為例對該類儲層改造中面臨的問題進行說明。H10井是H凹陷的一口探井，儲層埋深 1 877.8～1 943.6 m，跨度 32.9 m，共有 54Ⅰ、58、59共3個砂層，累計有效厚度22.7 m，測井解釋孔隙度14.9%～20.9%，滲透率（4.82～13.95） mD，泥質含量9.2%～22.3%。儲層段靜態(tài)彈性模量17～20 GPa，泊松比0.18～0.24，儲層巖性為砂巖。54Ⅰ和58號層間有合計4.6 m厚的煤層，59號層距下部1 944.8～1 963.2 m處 10.8 m厚度的煤層僅不到2 m。應力解釋結果54Ⅰ、59號層與下部隔層應力差2～4 MPa。

分析表明54Ⅰ、58、59號層加砂改造存在以下難點：（1）隔層應力差小，儲層緊鄰煤層，人工裂縫若延伸到煤層易形成復雜裂縫，導致濾失過大，施工中后期易砂堵；（2）儲層泥質含量高，黏土礦物以伊蒙混層為主，外來流體易于引起儲層中水敏性礦物膨脹，對儲層造成傷害。

2 施工參數優(yōu)化

為了避免“控縫高劑”施工對改造效果的負面影響，在H凹陷儲層論證了不間斷加砂方式控制裂縫高度向下延伸的方法。主要是利用線性膠攜帶與主壓裂粒徑相同的支撐劑段塞，并通過優(yōu)化排量、用量，使支撐劑下沉至裂縫底部，形成遮擋轉向層，一方面控制裂縫底部的濾失，預防多裂縫的產生［11-15］，另一方面通過對裂縫底部的暫堵和轉向作用控制人工裂縫高度的垂向延伸［16-18］。以H10井為例，對支撐劑段塞、施工排量等相關參數的優(yōu)化過程進行說明。

2.1 考慮井筒因素的線性膠攜帶支撐劑段塞施工參數選擇

為了防止線性膠攜帶支撐劑段塞過程中支撐劑在井筒過度沉降，導致后期加砂困難，選擇砂液比和支撐劑段塞量時需要考慮射孔的孔眼數、沉砂口袋的深度、施工排量、線性膠的黏度及井筒等因素。

H10井射孔段的有效吸液孔數為150個（雙翼對稱裂縫）。根據支撐劑所受水平拖曳力和垂向慣性力比值判斷中心處支撐劑進入地層的可能性，兩者比值越大，則支撐劑通過炮眼進入地層的可能性越大。根據本井控下縫高要求和不同施工排量不同黏度的拖曳力和慣性力比值計算結果（圖1），選擇3.5 m3/min排量作為攜帶段塞的排量（排量大于3.5 m3/min后裂縫易于向下延伸）。H10井的人工井底2 610.4 m，沉砂口袋深度666.8 m，沉砂口袋體積8 m3，因此在實際施工設計時，支撐劑段塞體積小于8 m3即可保證后期的施工安全。

圖1 不同線性膠黏度和排量條件計算的單顆粒支撐劑所受拖曳力與慣性力的比值（砂濃度120 kg/m3）

2.2 考慮縫內因素的支撐劑段塞施工參數選擇

H10井58、59號層合壓，利用無因次支撐指數的優(yōu)化設計方法［19-22］，設計人工裂縫半長170～175 m，裂縫導流能力 20～25 D·cm。

采用全三維力學參數模擬軟件對支撐劑段塞鋪置形態(tài)進行了模擬。采用線性膠時，5%、7%的砂比二級共0.6 m3的20～40目的支撐劑陶粒段塞就可以在裂縫的底部形成有效的遮擋（圖2）?？紤]到支撐劑的井筒沉降，設計段塞的用量為0.7～0.8 m3。

圖2 第一段及第二段支撐劑在裂縫中的鋪置狀態(tài)

攜帶段塞液體的黏度、段塞加入后到正式加砂前所經歷的時間是實現段塞遮擋層的關鍵。這里需要計算3個關鍵參數，即支撐劑沉降速度、平衡流速和平衡高度。支撐劑沉降速度關系到段塞加入后在裂縫底部形成遮擋所需的時間，如果后面的懸浮式壓裂液加入過早則支撐劑不能完全沉降到裂縫底部，從而無法形成有效遮擋。平衡流速和平衡高度是進行段塞遮擋層穩(wěn)定性判別的依據。在后期如果施工排量過高，或者初期的支撐劑遮擋層堆起的砂堤無法穩(wěn)定，也會影響段塞所形成遮擋層的效果。所謂平衡流速是當形成的砂堤使得液體流速逐漸達到使得顆粒停止沉降而懸浮時的流速，當低于此流速時支撐劑會沉降。達到平衡流速時，砂堤的高度為平衡高度。本文研究是的低黏不交聯液體的攜砂沉降問題，因此采用牛頓流體的公式進行相關參數分析。對于縫內支撐劑沉降速度、平衡流速和平衡高度3個參數可以采用以下方法求取。

（1）裂縫內支撐劑沉降速度uH。

其中up可由下式求取

式中，dp為顆粒等效直徑，m；Wf為裂縫寬度，m；ρ為液體密度，kg/m3；μ為流體黏度，mPa·s；ρasc為砂的絕對密度，kg/m3，g為重力加速度，9.8 m/s2，up為顆粒的沉降速度，m/s；Vs為支撐劑沉降速度，對于單顆粒Vs=up，對于多顆粒Vs=uH；φ為砂液混合物中液體所占體積分數，小數。

（2）阻力速度。利用多顆粒的自由沉降勻速度與阻力速度關系求取阻力速度，然后求出平衡流速。

①不同流體類型對應的阻力速度。

對于牛頓流體

對于非牛頓流體

②不同流態(tài)對應的平衡流速。對于層流

對于紊流

其中

當用砂比表示時

式中，（uw）EQ為平衡時的阻力速度，m/s；uEQ為平衡時的平衡流速，m/s；C0為砂濃度，kg/m3；ρsc為砂液混合物密度，kg/m3；ρasc為支撐劑的絕對密度，kg/m3；S為砂比，小數。

（3）平衡高度。

式中，HEQ為平衡高度，m；h0為裂縫高度，m；Q為施工排量m3/min。

（4）任意t時刻砂堤的堆起高度H（t）

其中

式中，H（t）為t時刻砂堤的堆起高度，m；t為泵注支撐劑的時間，min。

（5）平衡時間。取砂堤達到平衡高度的95%時為平衡時間。

式中，tEQ為砂堤達到平衡高度所需時間，min。

（6）裂縫縫寬估算。采用吉爾滋瑪公式進行不同時間縫寬的估算。首先計算n+1時刻的裂縫的長度（n=0, 1, 2, …；Q為注入排量時，L對應的是全縫長，如果取注入排量的一半，則L對應的是半縫長）

其次計算n+1時刻的縫口寬度

最后計算n+1時刻縫長方向x位置處的裂縫寬度

則裂縫的平均寬度為

式中，Q為排量，m3/min；G為剪切模量，Pa；Wwn+1為n+1時刻裂縫的縫口寬度，m；Wx為縫長L時，x位置處的裂縫寬度，m；Wf為平均縫寬寬度，m。

取縫高20 m，排量3.5 m3/min，砂比5%，平均顆粒直徑0.6 mm，儲層彈性模量20 GPa，泊松比0.23，利用式（11）～（14）計算裂縫平均寬度3.7 mm。利用式（1）～式（10）對不同黏度對應的支撐劑縫內狀態(tài)參數進行計算，結果見表1。計算結果表明，黏度對支撐劑沉降的時間影響較大，10～15 mPa·s時，頂部支撐劑沉降到裂縫底部需要的時間6～17.8 min。為了使支撐劑在施工過程中短時間內沉降到裂縫底部起到遮擋作用，液體的黏度確定為10 mPa·s。液體黏度 10～30 mPa·s時，支撐劑平衡高度 11.7～18.3 m，均遠遠大于支撐劑段塞在底部形成的遮擋層高度（平衡高度以下砂堵是穩(wěn)定的），因此在3.5 m3/min施工時，支撐劑向底部沉降后形成的遮擋層會相對穩(wěn)定。

表1 不同黏度下支撐劑的縫內沉降參數

3 壓裂液體系優(yōu)選

為了降低壓裂液對儲層和人工裂縫導流能力的傷害，選用羧甲基瓜膠作為稠化劑，用量為0.25%。加入5%～10%的柴油和0.3%的乳化劑形成乳化壓裂液控制濾失［23］，提高液體效率（壓裂液乳化時間＜30 s，造壁濾失系數由加入前的9×10-4m/min0.5降低到了5×10-4m/min0.5）；加入0.3%的防膨劑和黏土穩(wěn)定劑，防止黏土膨脹和微粒運移；加入0.3%的高效助排劑，降低液體與儲層的界面張力，使壓裂液能夠順利排出，降低水鎖傷害。

形成的壓裂液體系交聯后具有良好的耐溫、耐剪切和懸砂性能。80 ℃下剪切1.5 h，黏度仍然保持在 500 mPa·s以上（圖 3）。80 ℃下濃度 480 kg/m3的20～40目陶粒在試管內與液體混合后靜置4 h不發(fā)生沉降；殘渣含量200～220 mg/L，較以往該地區(qū)相同溫度下所用配方降低40%～45%。該液體體系頁巖膨脹儀測試防膨率85%～90%，破膠后液體清澈，黏度 2～3 mPa·s。

圖3 羧甲基羥丙基瓜膠乳化壓裂液耐溫耐剪切性能

4 現場應用及壓后效果

采用全三維力學參數模擬軟件對砂量、排量、前置液量、砂比等參數進行優(yōu)化。58、59號層設計支撐劑用量35 m3，前置液比例38%，攜砂液排量2.5～4.0 m3/min，平均砂比26%，并用0.8 m3的砂比5%～7%共3段支撐劑段塞控制縫高和濾失，前置液加入5%的柴油進行降濾。現場按照設計順利完成施工（圖4），該井壓后一次放噴返排率48%，?11 mm油嘴求產，日產氣近4.0×104m3/d，凝析油約0.4 t/d。

圖4 58、59號層現場施工曲線

井底壓力計記錄數據表明，在注入支撐劑段塞前，井底壓力由28.5 MPa降低到28.0 MPa，說明裂縫正在縱向上延伸，注入3段支撐劑段塞后井底壓力持續(xù)上升，到完成加砂時，裂縫的井底壓力上升到30.5 MPa，說明人工裂縫以縫高受控的方式延伸，延伸壓力梯度0.016 MPa/m，凈壓力2～3 MPa，無多裂縫或復雜裂縫開啟特征。壓后井溫測試和凈壓力分析獲得的人工裂縫參數結果均表明人工裂縫高度基本控制在儲層范圍內 （表2）。

表2 凈壓力擬合和井溫測井裂縫高度解釋結果

5 結論

（1）針對H凹陷煤系烴源巖凝析氣藏壓裂縫高控制困難、易于穿透下部較薄隔層延伸到烴源巖煤層而引起濾失過大、形成多裂縫的改造難點，采用了低排量線性膠攜帶支撐劑段塞連續(xù)加砂模式，井溫測試、凈壓力擬合分析結果表明，該方法實現了液體的縱向轉向，有效控制了裂縫高度，預防了下部煤層產生多裂縫的風險。

（2）針對凝析氣藏易傷害的特點，采用了性能優(yōu)良的低濃度的羧甲基羥丙基瓜膠乳化壓裂液（5%～10%柴油），降低了壓裂液的濾失速度及對儲層和裂縫的傷害，為該類凝析氣藏改造成功提供了液體保障。

（3）針對鄰近煤層的類似儲層控制裂縫高度和濾失方法仍然處于探索階段，如何既保證縱向上不壓竄煤層又實現更大的改造體積，是需要進一步探討和解決的問題。

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（修改稿收到日期 2013-07-25）

Research and application of condensate reservoir stimulation technology of coal measure hydrocarbon source rock

YANG Lifeng1,2, XIE Zhengkai3, LU Yongjun1,2, YANG Zhenzhou1,2, XU Zhihe1,2
（1. Key Laboratory of Reservoir Stimulation,CNPC,Langfang065007,China;2. Langfang Branch,Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Langfang065007,China;3. Science and Technology Management Department of China National Petroleum Corporation,Beijing100011,China）

To deal with the small stress difference between the reservoir and adjacent coal seams of the condensate gas reservoir in H depression of the coal source reservoir, the technology of carrying multi-stage proppant segment by linear gel is studies to control fracture height, instead of the conventional method of sinking agent. To deal with the high clay content of the formation, which may cause damage to itself, low concentration carboxymethyl hydroxypropyl guar fracturing fluid was selected, and for the prepad slug,5%～10% diesel was mixed to lower circulation loss by emulsifying. By changing the treatment process and fracturing liquid, the stimulation treatment obtained good results. Three zones fracturing pilot test was done on H10 well successfully. The maximum proppant volume was 35 m3for single layer, with three proppant segment plugs. And the maximum proppant concentration is 570 kg/m3(sand liquid ratio is 35%). While the average proppant concentration is 478 kg/m3(sand liquid ratio is 27.5% ). The zones have no production before stimulation, but 48% of the fracturing fluid has been flowed back after fracturing, and the total gas production is 4×104m3and condensate oil production is 0.4 t/d. The well temperature test and simulation analysis show that the issues of fracture height, filtration loss and multiple fractures have all been controlled effectively. The successful implementation of the pilot test provides a reference for similar reservoir stimulation.

coal measure hydrocarbon source rock; condensate reservoir; fracturing; linear gel; fracture height control; pilot test

楊立峰，謝正凱，盧擁軍，等.煤系烴源巖凝析氣藏改造技術研究與應用 ［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（5）：59-63，70.

TE357.1

：A

1000–7393（2013） 05–0059–05

國家科技重大專項“低滲、特低滲油氣儲層高效改造技術”（編號：2008ZX05013-004）。

楊立峰，1979年生。2002年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)專業(yè)，獲碩士學位，主要從事水力壓裂技術研究工作。電話：010-69213712。E-mail：yanglifeng_9500@126.com。

〔編輯 朱 偉〕