臨興低壓淺層氣壓裂改造技術(shù)研究與應(yīng)用

賈光亮，吳天乾，李曄旻，鄭道明.

(中石化華北石油工程有限公司，河南鄭州 450000)

臨縣低壓淺層氣區(qū)域位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部，其產(chǎn)氣層主要分布在二疊系的石盒子組、山西組，氣藏受近南北向分布的大型河流、三角洲砂體帶控制，具有典型的巖性圈閉氣藏特征。主力產(chǎn)層孔隙度一般在5.0%～12.0%，滲透率在0.1～5.0 mD，氣藏壓力系數(shù)在0.412～0.914之間，儲(chǔ)層埋深均在2 000 m以內(nèi)，且單個(gè)氣藏的儲(chǔ)量小、豐度低，屬低壓淺層氣藏。根據(jù)該區(qū)塊的地質(zhì)特征，要想有一個(gè)較長(zhǎng)的穩(wěn)定氣量開(kāi)采期，必須對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行水力壓裂改造。

1 地質(zhì)特征及改造難點(diǎn)分析

山西臨縣區(qū)塊上古生界石炭-二疊系下部煤巖與暗色泥巖屬優(yōu)質(zhì)烴源巖，主要儲(chǔ)集巖體是沖積平原曲流河、辮狀河分流河道砂巖、海相濱岸砂巖及潮道砂巖等[1]；主力產(chǎn)層黏土礦物含量集中在20%～30%之間，富含伊利石、綠泥石；有一定的酸敏性，可能引起運(yùn)移堵塞傷害。地層靜壓為6.0～16.0 MPa，氣藏壓力系數(shù)在0.412～0.914之間，屬低壓氣藏[2-5]。

根據(jù)該區(qū)塊低壓淺層氣藏的儲(chǔ)層特點(diǎn)，可得出山西臨縣淺層氣壓裂改造難點(diǎn)如下。

1.1 儲(chǔ)層基質(zhì)低孔低滲，要求壓裂形成適當(dāng)長(zhǎng)縫

山1段、盒8段下部、盒8段上部孔隙度平均值分別為6.65%、10.58%和11.04%，滲透率平均值分別為0.32 mD、1.49 mD、0.98 mD。有效滲透率為0.001～1 mD，大部分小于0.5 mD，其有效滲透率分布如圖1所示。

圖1 有效滲透率分布柱狀圖Fig.1 Distribution histogram of effective permeability

由于該區(qū)域儲(chǔ)層低孔、低滲，因此，既要實(shí)施深度改造以獲得更高的有效支撐，又要求裂縫與儲(chǔ)層物性優(yōu)化匹配；同時(shí)較大規(guī)模壓裂施工有一定的風(fēng)險(xiǎn)，需要優(yōu)化諸如支撐劑段塞技術(shù)、變排量施工技術(shù)、螺旋式加砂模式等配套措施提高施工的成功率；較大規(guī)模施工帶來(lái)的另一個(gè)問(wèn)題是入井層液體多，更需要優(yōu)化壓裂液配方體系，實(shí)現(xiàn)各添加劑之間配伍優(yōu)化的同時(shí)降低對(duì)地層的傷害，并要求根據(jù)儲(chǔ)層物性和井網(wǎng)系統(tǒng)優(yōu)化最優(yōu)的裂縫長(zhǎng)度、裂縫參數(shù)及導(dǎo)流能力。

1.2 儲(chǔ)層黏土礦物含量較高，要求高品質(zhì)的壓裂液體系

主要傷害因素：鉆完井及壓裂后的固相殘?jiān)氯?，降低了?chǔ)層和裂縫的滲透率；粗砂巖儲(chǔ)層的黏土膨脹與微粒運(yùn)移，降低了濾失區(qū)域內(nèi)儲(chǔ)層的滲透率；儲(chǔ)層本身黏土礦物含量較高，水化膨脹造成傷害；壓裂液等外來(lái)流體進(jìn)入地層帶來(lái)額外傷害(壓后破膠不徹底，對(duì)裂縫導(dǎo)流能力傷害高，浸泡時(shí)間長(zhǎng)對(duì)儲(chǔ)層傷害高)等[6-8]。

1.3 縱向上層間差異較大，要求縱向鋪置剖面合理且控制裂縫高度

為限制裂縫高度的過(guò)度延伸，采用加注粉陶段塞、變排量和加酸誘發(fā)地層破裂壓裂技術(shù)，低排量起裂，可以有效減小裂縫高度的增長(zhǎng)，在控制點(diǎn)裂縫向垂直方向延伸的同時(shí)，可延長(zhǎng)支撐縫長(zhǎng)，增加裂縫內(nèi)支撐的劑鋪置濃度，從而有效延長(zhǎng)氣井的穩(wěn)產(chǎn)期[9-10]。

2 可實(shí)現(xiàn)工具分層的隔層條件研究

考慮到山西臨縣區(qū)塊山西組、石盒子組淺層氣儲(chǔ)層薄互層分布的特征，傳統(tǒng)的籠統(tǒng)加砂壓裂改造無(wú)法實(shí)現(xiàn)整個(gè)縱向產(chǎn)層支撐劑的有效鋪置，不能實(shí)現(xiàn)整個(gè)縱向產(chǎn)層的充分改造，必須通過(guò)工具分層逐層壓裂來(lái)實(shí)現(xiàn)有效儲(chǔ)層的充分動(dòng)用[11-14]。

室內(nèi)通過(guò)建立基于山西臨縣區(qū)塊儲(chǔ)層特征的單井三維地質(zhì)模型，采用業(yè)界通用的FracProPT壓裂模擬軟件，模擬了儲(chǔ)隔層應(yīng)力差4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa、12 MPa，儲(chǔ)層厚度2 m、5 m、10 m、15 m條件下，裂縫垂向延伸規(guī)律及實(shí)現(xiàn)分層壓裂的條件。模擬結(jié)果如圖2、圖3所示。

圖2 不同應(yīng)力差條件下實(shí)現(xiàn)分層的隔層厚度模擬Fig.2 Simulation of different stress under the conditions of the interlayer thickness hierarchical

由圖2可知，在相同的施工條件下：①隨著儲(chǔ)層厚度的增大，相同的儲(chǔ)隔層應(yīng)力差，實(shí)現(xiàn)分層所需的隔層厚度逐漸減小。②氣層厚度一定時(shí)，不同儲(chǔ)層厚度對(duì)應(yīng)的控制裂縫延伸的隔層厚度不一樣。隨著儲(chǔ)隔層應(yīng)力差的增大，實(shí)現(xiàn)分層壓裂所需的隔層厚度逐漸減小，并且實(shí)現(xiàn)分層所需的隔層厚度曲線會(huì)出現(xiàn)一個(gè)明顯的拐點(diǎn)，即為最佳的隔層厚度，大于該厚度值，裂縫的高度就可以得到有效的控制；反之，裂縫高度失控。

圖3 不同氣層厚度分層所需的最小隔層厚度Fig.3 The minimum layer thickness required of different gas layer to achieve layer fracturing

由圖3可知，在相同的施工條件下：①隨著儲(chǔ)隔層應(yīng)力差的增大，相同的儲(chǔ)層厚度實(shí)現(xiàn)分層所需的隔層厚度逐漸減小。②地應(yīng)力差一定時(shí)，不同儲(chǔ)層厚度對(duì)應(yīng)的控制裂縫延伸的隔層厚度不一樣；隨著氣層厚度的增加，所需的隔層厚度逐漸減小，并且隔層厚度曲線出現(xiàn)明顯的拐點(diǎn)，即為該應(yīng)力差條件下實(shí)現(xiàn)控制裂縫縱向延伸的最佳隔層厚度。

這就是在特定的應(yīng)力差條件下，優(yōu)化壓裂規(guī)模及施工參數(shù)的原因：規(guī)模過(guò)大，造成材料浪費(fèi)，施工成本過(guò)高；規(guī)模過(guò)小，造成儲(chǔ)層改造不充分，不能最大范圍挖潛氣井產(chǎn)能。

3 裂縫長(zhǎng)度參數(shù)優(yōu)化研究

3.1 裂縫半長(zhǎng)敏感性分析

通過(guò)ECLIPSE數(shù)值模擬軟件模擬了導(dǎo)流能力分別為20 D·cm、30 D·cm、40 D·cm，裂縫半長(zhǎng)分別為100 m、150 m、200 m、250 m、300 m、350 m、400 m條件下，氣井累產(chǎn)氣量隨裂縫半長(zhǎng)的變化關(guān)系曲線(圖4、圖5)。模擬結(jié)果顯示：氣井累計(jì)產(chǎn)氣量與裂縫半長(zhǎng)成正比，但當(dāng)半長(zhǎng)大于200 m時(shí)，導(dǎo)流能力的影響更明顯。圖5是導(dǎo)流能力為30 D·cm時(shí)，不同裂縫半長(zhǎng)下單井日產(chǎn)氣量隨時(shí)間的變化曲線[15-17]。

圖4 累計(jì)產(chǎn)氣量隨半縫長(zhǎng)變化曲線Fig.4 Cumulative gas production curves with half-slit length

圖5 不同裂縫半長(zhǎng)下單井日產(chǎn)氣量隨時(shí)間的變化曲線Fig.5 Change curves of daily gas production of single well with time under different fracture half-lengths

3.2 裂縫導(dǎo)流能力敏感性分析

模擬導(dǎo)流能力分別為10 D·cm、15 D·cm、20 D·cm、25 D·cm、30 D·cm，不同縫間距下的單井3年累產(chǎn)氣量隨導(dǎo)流能力的變化曲線如圖6所示[18-20]。模擬結(jié)果表明：導(dǎo)流能力與產(chǎn)氣量成正比，且累計(jì)產(chǎn)量均在導(dǎo)流能力大于20 D·cm時(shí)增幅放緩，縫間距越小，產(chǎn)量越大。圖7是縫間距為70 m時(shí)，不同導(dǎo)流能力下單井日產(chǎn)氣量隨時(shí)間的變化曲線。

圖6 累計(jì)產(chǎn)氣量隨導(dǎo)流能力變化曲線Fig.6 Curves of cumulative gas production versus diversion capacity

圖7 不同導(dǎo)流能力下單井日產(chǎn)氣量隨時(shí)間的變化曲線Fig.7 The curves of daily gas production of a single well with time under different diversion capacity

4 壓裂液體系優(yōu)化研究

4.1 壓裂液體系及配方

根據(jù)山西臨縣儲(chǔ)層特征，經(jīng)評(píng)價(jià)與論證，得出壓裂液體系配方為：0.35%CJ2-6+0.5%CF-5E+0.5%YFP-2+3.0%KCl+0.033%CJ-3+0.1%CJSJ-2+0.5%COP-1+0.15%BJ-1；交聯(lián)劑為50%JL-4；交聯(lián)環(huán)境pH值為8.0～9.5；交聯(lián)比為1 000∶(5～7)，室內(nèi)最佳交聯(lián)比為1 000∶6。

4.2 壓裂液體系性能評(píng)價(jià)

4.2.1 壓裂液基液基本性能

按照《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》配制壓裂液基液，參照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)測(cè)得壓裂液基液的密度為1.009 g/mL，pH值=9.1，六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)得其黏度為45～51 mPa·s[21]。

4.2.2 耐溫性能

將配制好的壓裂液基液與交聯(lián)劑按照1 000∶6混合，待發(fā)生交聯(lián)后，采用PVS高溫流變儀測(cè)定交聯(lián)體的耐溫性能。由圖8可以看出，在83.04 ℃條件下，交聯(lián)體的黏度仍然保持在50 mPa·s。

圖8 壓裂液的耐溫曲線Fig.8 Heat-resisting curves of fracturing fluid

4.2.3 流變性能

將配制好的基液和交聯(lián)劑按照1 000∶6交聯(lián)后，采用高溫高壓流變儀評(píng)價(jià)交聯(lián)體在60 ℃下的耐溫耐剪切性能(圖 9)。

圖9 0.35%CJ2-6在60 ℃下的流變曲線Fig.9 Rheology profile of 0.35%CJ2-6 system under 60 ℃

從圖9中的流變曲線可以看出，該壓裂液體系在60 ℃條件下剪切60 min，黏度在100 mPa·s以上，能夠很好地保證現(xiàn)場(chǎng)攜砂；在不加BJ-1破膠劑的情況下，液體的流變性能不受影響。

4.2.4 動(dòng)態(tài)破膠試驗(yàn)

在配制好的基液中加入一定比例的破膠劑APS(過(guò)硫酸銨)，將基液和交聯(lián)劑按照1 000∶6混合，待交聯(lián)后，采用PVS流變儀評(píng)價(jià)該壓裂液體系在60 ℃條件下的動(dòng)態(tài)破膠性能(圖10)。

圖10 0.35%CJ2-6在60℃下的動(dòng)態(tài)破膠曲線(APS加量：0.03%)Fig.10 Dynamic gel breaking curves of 0.35%CJ2-6 system under 60℃

由圖10中可知，在加入破膠劑APS的情況下，隨著溫度的升高和剪切時(shí)間的延長(zhǎng)，壓裂液黏度在6 min以后逐漸下降至50 mPa·s以下，滿足現(xiàn)場(chǎng)施工對(duì)泵注時(shí)間的要求。

4.2.5 靜態(tài)破膠實(shí)驗(yàn)

在配制好的基液中加入一定比例的破膠劑APS(過(guò)硫酸銨)和破膠激活劑，與交聯(lián)劑按照1 000∶6混合交聯(lián)后，評(píng)價(jià)該液體體系在地層溫度為45～55 ℃條件下的靜態(tài)破膠性能，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1、表2。

(1)加入0.04%APS+BJ-1。

表1 BJ-1不同加量下的破膠數(shù)據(jù)Table 1 Broken plastic data with different dosage of BJ-1

從表1中可以看出，在不加BJ-1的條件下，過(guò)硫酸銨的濃度在0.04%時(shí)，破膠效果差，隨著溫度逐漸升高，BJ-1加量的擴(kuò)大，破膠效果有明顯改善。

(2)不加BJ-1，僅加APS。

從表2中可以看出，在溫度達(dá)到50 ℃的情況下，過(guò)硫酸銨量的增加可明顯改善破膠效果。

4.2.6 殘?jiān)?/p>

將配置好的壓裂液基液和交聯(lián)劑按照1 000：6交聯(lián)比混合后，待完全破膠，測(cè)得破膠殘?jiān)鼮?65 mg/L，滿足國(guó)標(biāo)對(duì)壓裂液殘?jiān)囊蟆?/p>

表2 APS不同加量下的破膠數(shù)據(jù)Table 2 Broken plastic data with different dosage of APS

4.2.7 壓裂液的濾失性能

室內(nèi)按照標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的壓裂液靜態(tài)濾失測(cè)定方法，采用高溫濾失儀，在濾失壓差為3.5 MPa、溫度為55 ℃條件下，對(duì)臨興淺層氣壓裂液體系的濾失性能進(jìn)行了測(cè)定，測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 壓裂液體系的濾失性能Table 3 Filtration performance of fracturing fluid

從表3可以看出，在55 ℃條件下，壓裂液體系能有效控制濾失。

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

該區(qū)塊XX-a井, 儲(chǔ)層埋深為1 610.0～1 614.8 m，氣層厚度為4.8 m，中深為1 612.5 m，測(cè)井綜合解釋孔隙度為13.0%，射孔段為1 611.5～1 613.5 m。通過(guò)采用0.35%CJ2-6羥丙基瓜爾膠體系對(duì)該井進(jìn)行水力壓裂，施工排量為3.0 m3/min，加支撐劑28.5 m3，平均砂比為26.3%，加砂階段為96 kg/m3、228 kg/m3、300 kg/m3、444 kg/m3、504 kg/m3、624 kg/m3，壓裂施工過(guò)程順利(施工參數(shù)見(jiàn)表4，施工曲線圖如圖11所示)，加砂情況理想，壓后產(chǎn)量達(dá)到了預(yù)期的改造效果。

XX-a井盒8層壓后自噴排液，返排出來(lái)的壓裂液破膠性較好，減少了對(duì)儲(chǔ)層造成的傷害。后期對(duì)該井進(jìn)行了為期10天的“一點(diǎn)法”測(cè)試，測(cè)得井口穩(wěn)定產(chǎn)量為4 849 m3/d，計(jì)算無(wú)阻流量為14 825 m3/d，流壓為12.92 MPa，地層壓力為15.30 MPa，采氣指數(shù)為2 035.3 m3/(d·MPa)，完全達(dá)到預(yù)期要求。在測(cè)試后，關(guān)井20 d測(cè)壓力恢復(fù)，壓恢解釋資料顯示該井儲(chǔ)層滲透性較差，但有效裂縫半長(zhǎng)為26 m，裂縫表皮系數(shù)為0.023，無(wú)因次裂縫導(dǎo)流能力為10，儲(chǔ)層壓裂改造效果較好。

表4 XX-a井主壓裂施工數(shù)據(jù)表Table 4 Main fracturing data sheet of well XX-a

圖11 XX-a井壓裂施工曲線Fig.11 Fracturing curves of well XX-a

6 結(jié)論

(1)研究表明：對(duì)于臨縣低壓淺層氣，在相同施工條件下，隨著儲(chǔ)隔層應(yīng)力差的增大，相同的儲(chǔ)層厚度實(shí)現(xiàn)分層所需的隔層厚度逐漸減??；地應(yīng)力差一定時(shí)，不同儲(chǔ)層厚度對(duì)應(yīng)的控制裂縫延伸的隔層厚度不一樣，隨著氣層厚度的增加，所需的隔層厚度逐漸減小; 當(dāng)應(yīng)力差大于6 MPa的條件下，實(shí)現(xiàn)分層壓裂所需的隔層厚度迅速減小。

(2)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果表明：該低溫壓裂液體系具有較好的耐溫、流變及破膠性能，能夠滿足臨縣低壓淺層氣壓裂施工的需要。