隴東超深致密氣儲層改造技術研究

蘇國輝，李樹生，李 達，祖 凱

（中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710021）

1 儲層特點

1.1 儲層埋藏深，裂縫延伸壓力高，壓裂施工難度大

隴東新區(qū)儲層埋深4 200 m～5 300 m，山1層裂縫延伸壓力81 MPa～86 MPa，壓裂施工存在起裂困難、工作壓力高等問題（見表1）。

表1 長慶氣田各區(qū)塊埋深和延伸壓力對比

1.2 儲層致密，有效厚度薄

隴東新區(qū)山1層巖心滲透率0.21 mD，單層有效厚度4.1 m，前期采用常規(guī)壓裂工藝，注入排量低，施工規(guī)模小，改造體積有限，試氣效果差（見圖1）。

1.3 儲層溫度高，管柱沿程摩阻大

隴東新區(qū)山西組儲層溫度可達到130℃以上，高溫條件下，常規(guī)胍膠壓裂液攜砂性能大幅度下降，增加了施工風險；同時具有較高的管柱沿程摩阻，無法實現大排量注入要求（見圖2、圖3）。

2 建立了隴東深層致密砂巖儲層評價標準

2.1 明確了影響單井產能的主控因素

根據儲層物性與無阻流量相關性分析[1-3]，確定了單井產量主控物性因素，依次為含氣飽和度、氣層厚度、滲透率、孔隙度（見圖4～圖7）。

2.2 建立了隴東深層致密氣儲層物性分類標準

通過比對各參數間相關性，選取含氣飽和度與孔隙度、孔隙度與滲透率，以不同含氣飽和度下單位儲層產能為劃分標準，依次確定其他參數的分類標準（見圖8～圖10）。

綜合以上產能主控因素與物性參數評價，建立了隴東深層致密砂巖儲層評價標準及分類，為壓裂參數優(yōu)化提供依據（見表2）。

3 形成隴東深層致密氣高排量混合水壓裂設計模式

圖1 氣田不同區(qū)塊滲透率、單層有效厚度對比圖

圖2 常規(guī)壓裂液高溫條件耐溫曲線

圖3 管柱摩阻對比

圖4 含氣飽和度與無阻流量關系交會圖

圖5 氣層厚度與無阻流量關系交會圖

圖6 滲透率與無阻流量關系交會圖

圖7 孔隙度與無阻流量關系交會圖

圖8 孔隙度與含氣飽和度關系交會圖

表2 儲層物性特征分類表

圖9 孔隙度與滲透率關系交會圖

圖10 單位儲層厚度試氣產量與含氣飽和度關系交會圖

圖11 主裂縫長度增產效果對比

基于隴東新區(qū)儲層特點，以“形成長主裂縫，開啟并支撐微裂縫，擴大改造體積”為目標，形成了“高排量混合水注入、高比例低黏液、小粒徑支撐劑、多級段塞加砂”為核心的體積壓裂設計模式。

3.1 精細優(yōu)化高排量混合水壓裂設計，提高儲層改造體積

結合儲層參數及數值模擬，優(yōu)化裂縫長度≥250 m（見圖11）。以實現目標裂縫長度，確定儲層壓裂排量≥6.0 m3/min；通過縫長和縫網體積優(yōu)化低黏前置液比例為 50%～60%（見圖12）[1-3]。

3.2 優(yōu)選小粒徑支撐劑，提高裂縫有效擴展，降低加砂難度

40/70目高強度小粒徑陶粒沉降速度較0/40目降低50%以上，有利于增加有效縫長（見表3）；抗破碎能力更強，能夠延緩裂縫的長期導流能力下降。

圖12 縫長和縫網體積與低黏前置液的比例關系

表3 不同粒徑支撐劑在壓裂液中的沉降評價結果

3.3 形成多級段塞加砂模式，充填微裂縫，提高施工成功率

壓裂測試確定近井筒摩阻，優(yōu)化段塞濃度/液量：60 kg/m3～100 kg/m3，60 m3～80 m3（見表4）；低砂比段塞支撐劑充填近井地帶微裂縫，有利于擴展縫寬；有效降低孔眼摩阻和裂縫彎曲摩阻，施工壓力降低2 MPa～5 MPa。

結合隴東新區(qū)深層致密氣儲層物性評價分類標準，優(yōu)化形成了不同類型儲層高排量混合水體積壓裂設計參數（見表5）。

3.4 形成了深層致密氣壓裂配套工藝技術系列

3.4.1 優(yōu)化井身結構及注入方式，滿足高排量混合水壓裂需求 直井井身結構由7″套管調整為51/2″套管完井，鉆完井成本節(jié)約130萬元；直井注入方式由31/2″油管優(yōu)化為 51/2″＋23/8″環(huán)空和 51/2″光套管注入，管柱沿程摩阻降低65%～80%；水平井優(yōu)化形成41/2″套管注入方式，排量達到8 m3/min以上（見表6）。

3.4.2 降破裂壓力措施研究，降低施工難度 配套了大孔徑深穿透射孔和前置酸預處理技術，破裂壓力降低5 MPa～8 MPa。大孔徑深穿透射孔工藝：穿深增大57%，孔徑增大40%（見表7）；前置酸預處理技術：解除近井地帶地層傷害，降低施工壓力（見圖13）。

表4 支撐劑段塞參數優(yōu)選

表5 隴東深層致密砂巖氣藏壓裂改造施工參數表

表6 不同注入方式管柱沿程摩阻計算結果

表7 大孔徑深穿透射孔工藝破裂壓力對比

圖13 前置酸預處理技術破裂壓力對比

圖14 雙元交聯(lián)機理作用模式

3.4.3 研發(fā)耐高溫、低摩阻深井壓裂液體系，滿足施工需求 采用“雙元交聯(lián)”機理研發(fā)了高溫深井交聯(lián)劑，一方面通過多點交聯(lián)方式提高耐溫性能，滿足高溫條件下攜砂性能；另一方面通過空間螺旋結構提高黏彈性能，降低管柱沿程摩阻（見圖14）。

實驗結果表明：深井壓裂液耐溫和減阻性能滿足高排量混合水壓裂需求。150℃條件下性能穩(wěn)定，剪切1 h后黏度保持100 mPa·s以上。提高體系黏彈性能，施工摩阻較常規(guī)壓裂液降低10%～15%。

4 小結

2014-2017年，隴東新區(qū)全面應用體積壓裂技術，累計改造直井44口，工業(yè)氣流井平均無阻流量6.54×104m3/d，對比前期提高26.7%，單井節(jié)約成本11.8%，隴東新區(qū)水平井體積壓裂8口井，平均單井改造7.5段，平均無阻流量59.52×104m3/d，對比直井普遍增產8倍以上。

［1］Rick Rickman，Mike Mullen，Erik Petre，et al.A Practical Use of Shale Petrophysics for Stimulation Design Optimization：All Shale Plays Are Not Clones of the Barnett Shale［J］.SPE 115258.

［2］A Settari著.影響裂縫垂向和橫向延伸因素的定量分析［M］.國外壓裂技術及成功經驗文集.

［3］萬仁溥，俞紹誠，等.采油技術手冊［M］.北京:石油工業(yè)出社，1998.