川中地區(qū)秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖氣藏儲層高強(qiáng)度體積壓裂之路

鄭有成 韓 旭 曾 冀 周長林 周 朗 陳偉華

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院 3.成都理工大學(xué)

0 引言

目前，國際上一般將儲集層覆壓滲透率小于0.1 mD、賦存在碎屑巖、碳酸鹽巖等非頁巖中的油氣定義為致密油氣[1-3]。中國致密氣主要分布在鄂爾多斯、四川、松遼等盆地。1972 年在四川盆地西北部中壩地區(qū)首次發(fā)現(xiàn)上三疊統(tǒng)須家河組二段致密氣田（中4井），但是由于當(dāng)時缺少有效的富集區(qū)優(yōu)選及儲層改造技術(shù)，開發(fā)進(jìn)程緩慢[4]。之后，中國石油西南油氣田公司先后發(fā)現(xiàn)廣安、合川等氣田，由于受到儲層改造工藝技術(shù)的限制，須家河組致密砂巖氣的整體開發(fā)效益仍不理想。

近年來，以頁巖油氣為代表的非常規(guī)油氣勘探開發(fā)得到了快速發(fā)展，而體積壓裂技術(shù)成為該類型油氣資源產(chǎn)能建設(shè)的必備技術(shù)，即通過水力壓裂“打碎”儲層，并且形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)[5-7]。而四川盆地中部地區(qū)秋林區(qū)塊中侏羅統(tǒng)沙溪廟組致密砂巖氣雖然具有埋藏深度淺、建井周期短等特點[8]，但儲層中天然裂縫不發(fā)育，水力壓裂后難以形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，現(xiàn)有的體積壓裂技術(shù)在該區(qū)域致密砂巖氣的儲層改造中出現(xiàn)了明顯的不適應(yīng)性，需要對體積壓裂技術(shù)進(jìn)行改進(jìn)，以實現(xiàn)致密砂巖氣的效益開發(fā)。

針對川中秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層體積壓裂改造的難題，選取該區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖露頭巖樣，開展真三軸水力壓裂物理模擬實驗，并采用分段多簇壓裂水平井的產(chǎn)量預(yù)測模型對水平井分簇射孔進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計；然后，基于控液提砂模式，在該區(qū)域致密砂巖儲層開展了三輪先導(dǎo)性試驗，探索高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)在該區(qū)域儲層改造中的適應(yīng)性。以期為該區(qū)域后續(xù)儲層改造工程提供指導(dǎo)，并為同類型氣藏高產(chǎn)井的培育提供借鑒。

1 區(qū)塊儲層特征及體積壓裂改造難點

1.1 儲層特征

秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層共發(fā)育23 期河道砂，橫向上河道大面積分布，縱向上多期疊置。其中，8 號砂組河道規(guī)模大，其埋藏深度介于 2 200 ～2 400 m，河道寬度介于600 ～1 400 m，儲層厚度介于10 ～25 m，是目前的重點勘探評價區(qū)。該區(qū)域致密砂巖儲層巖石類型以中—細(xì)粒長石砂巖為主，巖屑長石砂巖次之；礦物組分中石英、長石、巖屑分別占45.0%、33.3%、21.3%，粒間孔隙填充物以黏土為主，膠結(jié)物以鈣質(zhì)為主；儲層孔隙度主要介于8%～15%，平均為11.3%，滲透率主要介于0.01 ～1.00 mD，平均為0.45 mD，覆壓條件下滲透率介于0.003 ～0.064 mD，平均為0.022 mD，屬于致密儲層；地層溫度介于66 ～73 ℃，地溫梯度介于1.9 ～2.5 ℃/100 m，地層壓力介于19.1 ～24.5 MPa，壓力系數(shù)介于0.85 ～1.05，屬于常溫常壓氣藏。

1.2 體積壓裂面臨的難點問題

1.2.1 儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，改造效果差異大

秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層水平最大主應(yīng)力方向介于N100°E ～N117°E，河道在平面上的展布形態(tài)復(fù)雜，水力壓裂裂縫與水平井軌跡不一定垂直。同時，由于不同河道砂體的含氣性差異較大，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，再加上河道砂體壓力系數(shù)也存在較大差異，導(dǎo)致體積壓裂效果差異較大[9]。

1.2.2 天然裂縫欠發(fā)育，難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)

巖心及電成像測井資料顯示秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層天然裂縫不發(fā)育，屬于孔隙型儲層?；诓础獥罘ㄓ嬎愕膸r石脆性指數(shù)為37.7，水平兩向應(yīng)力差異系數(shù)為0.14，也顯示該儲層壓裂后形成復(fù)雜縫網(wǎng)的難度大。

1.2.3 孔喉半徑小，壓裂液對儲層易產(chǎn)生二次傷害

秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層的主要儲集空間及滲流通道是孔隙和喉道，儲層中值孔喉半徑介于0.128 ～0.599 μm，巖心滲透率損害測定實驗結(jié)果顯示破膠后的胍膠壓裂液濾液對巖心滲透率的損害率達(dá)23%，儲層敏感性流動實驗結(jié)果顯示蒸餾水對巖心滲透率的損害率達(dá)59%。因此，若采用胍膠壓裂液易導(dǎo)致孔喉堵塞，同時體積壓裂后滯留地層的壓裂液對儲層容易產(chǎn)生二次傷害。

2 致密砂巖儲層高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)

致密砂巖儲層高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)的內(nèi)涵是在試油段內(nèi)進(jìn)行分簇射孔，進(jìn)而形成多條獨立的雙翼裂縫，同時采用控液提砂的模式，在保證高強(qiáng)度加砂的前提下減少入井液量，從而降低液體對地層的傷害。

2.1 水力壓裂裂縫形態(tài)特征

為了明確致密砂巖中形成的水力壓裂裂縫形態(tài)，采集秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖露頭巖樣3 塊。其中，1號巖樣表面有貫穿的天然裂縫，2、3 號巖樣表面無明顯天然裂縫，開展真三軸水力壓裂物理模擬實驗。實驗前，將露頭巖樣加工成邊長為30 cm 的立方體，在加載水平最小主應(yīng)力方向鉆取小孔，模擬水平井筒在地層中的穿行軌跡，然后通過該小孔泵注滑溜水。通過差應(yīng)變實驗得到秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層垂向應(yīng)力（σv）為56.3 MPa，水平最大主應(yīng)力（σH）為59.6 MPa，水平最小主應(yīng)力（σh）為52.3 MPa，水平兩向應(yīng)力差為7.3 MPa。為了探討在該水平地應(yīng)力差條件下致密砂巖中天然裂縫對水力裂縫形態(tài)的影響，開展3 組水力壓裂物理模擬實驗，實驗參數(shù)如表1 所示，相應(yīng)實驗結(jié)果如表2 所示。

可以看出，1 號巖樣發(fā)育貫穿的天然裂縫，以35 mL/min 排量注入滑溜水，泵注壓力曲線出現(xiàn)多個鋸齒狀壓力降落，壓后巖樣裂縫呈“卍”形；2 號巖樣表面未見明顯天然裂縫，采用35 mL/min 排量注入滑溜水，壓力出現(xiàn)2 次明顯的壓力降落，壓后巖樣可見2 條近平行的裂縫，剖開后發(fā)現(xiàn)在巖樣內(nèi)部存在一條天然裂縫，在注液過程中該天然裂縫被激活，因而產(chǎn)生兩條相距約12 cm 的水力裂縫；3 號巖樣表面無明顯天然裂縫，采用15 mL/min 的排量泵注滑溜水，泵注曲線見1 次壓力降落，壓后巖樣僅形成1 條裂縫。整體而言，在8 MPa 的水平地應(yīng)力差條件下，若巖樣中存在天然裂縫，則會形成多條人工裂縫；若巖樣不發(fā)育天然裂縫，則只形成單條人工裂縫。

表1 水力壓裂物理模擬實驗參數(shù)統(tǒng)計表

表2 水力壓裂物理模擬實驗結(jié)果統(tǒng)計表

2.2 分段多簇壓裂水平井的產(chǎn)量預(yù)測模型

基于前述水力壓裂物理模擬實驗結(jié)果，考慮秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖氣藏水平井經(jīng)過分段多簇壓裂以后，能夠形成多條獨立的雙翼裂縫[10]，建立物理模型[11]（圖1），假設(shè)條件為：①儲層無限大、均質(zhì)、各向同性；②水平井位于氣藏中部，頂、底部封閉；③裂縫與水平井井筒垂直，且在縱向上完全穿透產(chǎn)層；④氣體在基質(zhì)和裂縫中等溫滲流，其流動僅由基質(zhì)到裂縫，再由裂縫進(jìn)入水平井井筒。

結(jié)合氣體擬壓力函數(shù)，無限大地層定流量點匯的壓降公式[11]為：

式中ψi表示原始地層擬壓力，MPa2/(mPa·s)；ψx,y,t表示t 時刻某一點（x, y）擬壓力，MPa2/(mPa·s)；N 表示總的裂縫簇數(shù)；Q 表示氣體流量，m3/s；μ 表示氣體黏度，mPa·s；Ki表示儲層滲透率，D；h 表示儲層厚度，m；Ei表示冪積分函數(shù)；x、y 分別表示橫、縱坐標(biāo)變量，m；x0、y0分別表示氣藏中某一點的橫、縱坐標(biāo)，m；η 表示導(dǎo)壓系數(shù)，D·MPa/(mPa·s)；t表示時間，s。

根據(jù)位勢理論和勢疊加原理，壓裂形成N 簇裂縫時，t 時刻地層中某點（x, y）產(chǎn)生的壓降表達(dá)式[11]為：

式中i 表示裂縫簇數(shù)；j 表示每簇裂縫離散點個數(shù)；n表示離散點個數(shù)；xfij表示第i 簇裂縫第j 點的橫坐標(biāo)，m；yfij表示第i 簇裂縫第j 點的縱坐標(biāo)，m。

考慮真實氣體，將擬壓力函數(shù)轉(zhuǎn)化為壓力，得到產(chǎn)量預(yù)測模型[11]，即

式中pi表示原始地層壓力，MPa；pwfi表示井底流壓，MPa；Qfi表示第i 簇裂縫的氣體流量，m3/s；Kf表示裂縫滲透率，D；wi表示第i 簇裂縫寬度，m；pSC表示標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)壓力，MPa；Z 表示氣體偏差因子；T 表示儲層溫度，K；TSC表示標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)溫度，K；Lfi表示第i 簇裂縫長度，m；rw表示井筒半徑，m；S 表示表皮系數(shù)；Qfij表示第i 簇裂縫第j 點的氣體流量，m3/s；xfi1、yfi1分別表示第i 簇裂縫第1 個點的橫、縱坐標(biāo)，m；xfin、yfin分別表示第i 簇裂縫第n 個點的橫、縱坐標(biāo)，m。

通過求解每簇裂縫的氣體流量，求和后就得到水平井氣產(chǎn)量，則有：

式中Q 表示水平井氣產(chǎn)量，m3/s。

圖1 致密氣水平井分段多簇壓裂物理模型示意圖

2.3 分簇射孔優(yōu)化

在分段多簇壓裂水平井產(chǎn)量預(yù)測模型的基礎(chǔ)上，根據(jù)秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層參數(shù)（表3），進(jìn)行不同簇間距下水平井的產(chǎn)量預(yù)測。如圖2 所示，隨著簇間距減小，累計產(chǎn)氣量也逐漸提高；但當(dāng)簇間距小于15 m 以后，累計產(chǎn)氣量的增幅變小。這是由于當(dāng)簇間距減小至一定程度后，縫間誘導(dǎo)應(yīng)力場將增大，導(dǎo)致中間裂縫的延伸受到抑制[12-15]。因此，推薦簇間距在10 m 左右為宜，并采用等孔徑射孔彈來提高各射孔孔眼尺寸的均勻程度。

表3 秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層參數(shù)統(tǒng)計表

圖2 不同簇間距下水平井累計產(chǎn)氣量預(yù)測曲線圖

2.4 控液提砂模式

秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層具有中等—偏強(qiáng)水敏性，大規(guī)模水力壓裂改造后對儲層易造成傷害。國內(nèi)外非常規(guī)油氣藏儲層改造實踐表明，提高加砂強(qiáng)度有利于提高單井油氣產(chǎn)量[16]，另外，在滿足加砂強(qiáng)度的前提下，需要控制入井液量，以降低壓裂液對儲層的二次傷害[17-18]。通過實驗，較之胍膠壓裂液，滑溜水對儲層的傷害程度更低，并且小粒徑石英砂的沉降速率更低[19]（圖3）。在施工參數(shù)相同的條件下，壓裂液選取滑溜水，支撐劑選取小粒徑石英砂，更利于支撐裂縫長度增大[20]。

圖3 不同類型支撐劑沉降速率柱狀對比圖[19]

根據(jù)支撐劑運(yùn)移平板模擬實驗，當(dāng)液體、支撐劑用量和支撐劑濃度相同時，施工排量對砂堤形態(tài)有顯著影響。隨著施工排量升高，顆粒水平運(yùn)移速度增大，砂堤平衡高度降低，砂堤形態(tài)更平緩，并有向裂縫深處運(yùn)移的趨勢（圖4）。若施工排量過低，支撐劑將無法輸送到裂縫深處。因此，為了形成更長、更有效的支撐裂縫，在條件允許的范圍內(nèi)應(yīng)盡量提高施工排量。為了實現(xiàn)高強(qiáng)度加砂，需要開展大規(guī)模壓裂施工；而為了降低對儲層的傷害，需要減少滑溜水的用量。為解決這一矛盾，采用大排量泵注滑溜水，攜帶70/140 目與40/70 目組合粒徑石英砂，形成大排量滑溜水+組合粒徑支撐劑連續(xù)加砂模式，在保證高強(qiáng)度加砂的前提下減少入井液量，即實施控液提砂。

圖4 不同排量下支撐劑鋪置形態(tài)圖

3 現(xiàn)場先導(dǎo)性試驗

3.1 試驗?zāi)康?/h3>

為了探索高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)在秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層的適應(yīng)性，開展了三輪試驗。第一輪試驗的目的是論證改造工藝的適應(yīng)性，在借鑒現(xiàn)有體積壓裂思路的基礎(chǔ)上進(jìn)行壓裂施工參數(shù)設(shè)計，以驗證加砂模式的可行性；第二輪試驗的目的是通過開展工藝攻關(guān)來提高單井產(chǎn)量，探索加砂強(qiáng)度的上限，并且考慮井眼軌跡、簇間距等影響氣井產(chǎn)量的因素開展對比試驗；第三輪試驗的目的是降低儲層改造的成本，探索保障改造效果的施工參數(shù)下限，并且開展不同單段段長、加砂強(qiáng)度的對比試驗。

3.2 試驗概況

2019 年至今，按照先導(dǎo)性試驗方案設(shè)計，累計實施10 口水平井，測試氣產(chǎn)量合計達(dá)263.86×104m3/d，無阻流量合計達(dá)582.03×104m3/d。第一輪試驗實施1 口井，加砂強(qiáng)度為3.03 t/m，測試氣產(chǎn)量為5.01×104m3/d，無阻流量為7.70×104m3/d；第二輪試驗實施6 口井，最高加砂強(qiáng)度為6.86 t/m；井均測試氣產(chǎn)量為19.77×104m3/d，較第一輪提高295%，井均無阻流量為41.28×104m3/d，較第一輪提高436%；第三輪實施3 口井，最高加砂強(qiáng)度為5.23 t/m；井均測試氣產(chǎn)量為46.75×104m3/d，較第二輪提高136%，井均無阻流量為108.89×104m3/d，較第二輪提高164%（圖5）。

圖5 三輪先導(dǎo)性試驗水平井試氣效果對比圖

3.3 試驗結(jié)果分析

3.3.1 段/簇數(shù)的優(yōu)化

秋林207-5-H2 井是部署在秋林構(gòu)造的一口滾動開發(fā)井，井型為水平井。該井試油井段深度為 2 697.0 ～3 576.0 m，施工井段長879.0 m。采用密度介于1.44 ～1.45 g/cm3鉆井液在沙溪廟組鉆進(jìn)時見氣測異常3 次，水平段鉆遇儲層729.4 m，平均孔隙度為8.3%，平均含水飽和度為38%?；谠摼畠游镄约般@井顯示，進(jìn)行壓裂方案設(shè)計，然后開展不同段/簇數(shù)下的氣井生產(chǎn)預(yù)測模擬，最終推薦該井壓裂段數(shù)為10 段，每段7 ～12 簇。施工時采用139.7 mm 套管注入壓裂液，排量介于16 ～18 m3/min，按照控液提砂模式累計泵注滑溜水12 146 m3、支撐劑4 170 t，整個施工過程壓力平穩(wěn)（圖6）。該井壓裂后測試氣產(chǎn)量達(dá)83.88×104m3/d，無阻流量達(dá)214.05×104m3/d。

圖6 秋林207-5-H2 井第二段壓裂施工曲線圖

3.3.2 加砂強(qiáng)度、井眼軌跡與水平最大主應(yīng)力方向的夾角對測試氣產(chǎn)量的影響

試驗井工程參數(shù)整體相當(dāng)，僅加砂強(qiáng)度、井眼軌跡與水平最大主應(yīng)力方向的夾角存在一定差異。當(dāng)加砂強(qiáng)度低于6 t/m 時，隨著加砂強(qiáng)度增大，水平井千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢；而加砂強(qiáng)度超過6 t/m 后，隨加砂強(qiáng)度增大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量上升不明顯（圖7）。另外，隨著夾角增大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢，當(dāng)水力裂縫與井眼呈近垂直的情況時，獲得的有效泄流面積最大[21]，千米改造段長測試氣產(chǎn)量也最高（圖8）。秋林202-H1 井夾角為17°，秋林205-H1 井夾角為68°，微地震監(jiān)測結(jié)果顯示，前者的微地震事件點分布較為分散（圖9），而后者的微地震事件點分布條帶與井眼近乎垂直（圖10）。

圖7 試驗井加砂強(qiáng)度與千米改造段長測試氣產(chǎn)量關(guān)系圖

3.3.3 與鄰區(qū)儲層改造效果的對比

圖8 試驗井井眼軌跡與水平最大主應(yīng)力方向的夾角—千米改造段長測試氣產(chǎn)量關(guān)系圖

圖9 秋林202-H1 井微地震監(jiān)測效果俯視圖

圖10 秋林205-H1 井微地震監(jiān)測效果俯視圖

總體來看，高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)在秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層的三輪先導(dǎo)性試驗，改造效果越來越好，壓裂技術(shù)也趨于成熟。鄰區(qū)八角場區(qū)塊沙溪廟組8 號砂組未采用該壓裂技術(shù)，氣井最高測試產(chǎn)量為29.4×104m3/d，水平井平均測試氣產(chǎn)量為28.6×104m3/d，明顯低于秋林區(qū)塊第三輪試驗效果。2020 年6 月，秋林207-5-H2 井采用高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)，首次在四川盆地創(chuàng)造致密砂巖氣井無阻流量超過200×104m3/d 的紀(jì)錄，說明該壓裂技術(shù)應(yīng)用于致密砂巖儲層具有良好的前景。

4 結(jié)論

1）秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層天然裂縫欠發(fā)育，水力壓裂裂縫形態(tài)以對稱雙翼裂縫為主，難以形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，并且儲層具有中等—偏強(qiáng)水敏性，常規(guī)的體積壓裂在該區(qū)域儲層改造中不適用。

2）高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)的內(nèi)涵是通過段內(nèi)多簇射孔形成多條獨立的雙翼裂縫，實施控液提砂的加砂模式，在保證高強(qiáng)度加砂的前提下減少入井液量，從而降低入井流體對地層的傷害。

3） 秋林207-5-H2 井壓裂段數(shù)為10 段，每段7 ～12簇，施工排量介于16 ～18 m3/min，按照控液提砂模式累計泵注滑溜水12 146 m3、支撐劑4 170 t，該井壓裂后測試氣產(chǎn)量達(dá)83.88×104m3/d，無阻流量達(dá)214.05×104m3/d。

4）隨著簇間距減小，累計產(chǎn)氣量逐漸提高，但當(dāng)簇間距小于15 m 以后，累計產(chǎn)氣量增幅變小。

5）當(dāng)加砂強(qiáng)度低于6 t/m 時，隨著加砂強(qiáng)度增大，水平井千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢；而加砂強(qiáng)度超過6 t/m 后，隨加砂強(qiáng)度增大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量上升不明顯。

6）隨著井眼軌跡與水平最大主應(yīng)力方向的夾角增大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢，當(dāng)水力裂縫與井眼呈近垂直的情況時，獲得的有效泄流面積最大，千米改造段長測試氣產(chǎn)量也最高。

7）該區(qū)高產(chǎn)井壓裂模式為大夾角井眼軌跡、10 m 左右射孔簇間距、5 t/m 加砂強(qiáng)度、大排量滑溜水+組合粒徑支撐劑連續(xù)加砂。