大牛地氣田薄儲(chǔ)層控縫高壓裂工藝技術(shù)

劉威

（中國(guó)石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地東北部，含氣層位多，巖心滲透率多在1×10-3μm2以下，孔隙度為7%～10%，屬于典型的致密砂巖難動(dòng)用儲(chǔ)層。隨著開發(fā)的不斷深入，剩余可采儲(chǔ)層逐漸變薄，由于壓裂液及施工參數(shù)優(yōu)化不合理，致使縫高難控、支撐劑難以有效支撐裂縫，部分井壓裂后初期試產(chǎn)效果較好，但后期穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)難度大。

近年來，針對(duì)薄儲(chǔ)層壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)，國(guó)內(nèi)專家學(xué)者在松遼盆地、鄂爾多斯盆地、江漢盆地等開展了人工隔層、注入非支撐劑段塞、調(diào)整壓裂液密度和低施工排量等控縫高工藝技術(shù)［1］，取得一定效果。然而，大牛地氣田薄儲(chǔ)層壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)依然存在諸多問題：施工參數(shù)針對(duì)性不強(qiáng)，導(dǎo)致縫高難控、支撐劑難以有效支撐裂縫，長(zhǎng)期高導(dǎo)流能力保持較差；支撐劑及泵注程序優(yōu)化不合理，容易形成高窄縫，有效縫長(zhǎng)短，縫寬不夠，高質(zhì)量濃度支撐劑進(jìn)入后極易造成砂堵；壓裂液選擇過于單一，壓裂液優(yōu)化僅從施工安全順利加砂考慮，而忽略了對(duì)縫高的有效控制，影響整體改造體積。針對(duì)以上問題，在優(yōu)化壓裂施工參數(shù)的基礎(chǔ)上對(duì)薄儲(chǔ)層壓裂工藝技術(shù)進(jìn)行了研究，以尋找一種適合薄層壓裂的加砂模式，增大有效改造體積，提高裂縫導(dǎo)流能力。

1 壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)

1.1 模擬條件

為有效控制裂縫高度延伸，需要對(duì)施工參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化模擬［2-8］，參數(shù)的合理性直接影響壓后穩(wěn)產(chǎn)效果。主要研究層位深度為2 600 m，巖性為巖屑石英砂巖，平均砂體厚度為10 m，平均孔隙度為9.3%，平均滲透率 0.76×10-3μm2，壓力系數(shù)為 0.93，地層溫度為 85 ℃。目的層巖石泥質(zhì)雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于5%，主要為伊利石和綠泥石，少量為高嶺石、方解石、石英。儲(chǔ)隔層應(yīng)力差較大，為2.8～9.6 MPa。應(yīng)用壓裂裂縫模擬軟件，采用高黏壓裂液（0.42% HPG+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.3%起泡助排劑+0.2% Na2CO3，黏度為150～200 mPa·s）、中黏壓裂液（0.30% HPG+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.3%起泡助排劑+0.2% Na2CO3，黏度為30～60 mPa·s）、低黏壓裂液（0.10% HPG+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.3%起泡助排劑+0.2% Na2CO3，黏度為10～15 mPa·s）等 3 種體系和 6 種注入模式（2，3，4，5，6 m3/min及變排量（依次為 2，3，4，5，6 m3/min）），模擬了砂體厚度10 m、隔層厚度10 m、儲(chǔ)隔層應(yīng)力差5 MPa條件下，壓裂施工工藝參數(shù)變化對(duì)裂縫參數(shù)的影響。

1.2 綜合控縫高影響因素

通過改變排量和壓裂液黏度，可以有效控制縫高延伸情況。不同排量和壓裂液黏度條件下的裂縫延伸情況如圖1所示。由圖可以看出：采用高黏壓裂液，僅在排量小于3 m3/min時(shí)，裂縫能在儲(chǔ)層中有效延伸，排量超過4 m3/min，縫高就有失控風(fēng)險(xiǎn)，采用變排量施工，控縫效果依然較差；采用中黏壓裂液，排量小于4 m3/min或變排量時(shí)，裂縫能在儲(chǔ)層中有效延伸；采用低黏壓裂液，施工排量小于5 m3/min時(shí)，裂縫均能在砂體中有效延伸。

圖1 不同排量條件下壓裂液黏度對(duì)縫高的影響

不同排量和壓裂液黏度條件下的縫長(zhǎng)延伸情況如圖2所示。由圖可以看出，壓裂液黏度對(duì)裂縫縫長(zhǎng)延伸的影響不是很明顯，中、低黏壓裂液在提高縫長(zhǎng)方面具有明顯優(yōu)勢(shì)，低黏壓裂液對(duì)控縫高有較好作用，因此低黏壓裂液更適合作為前置液來使用。

圖2 不同排量條件下壓裂液黏度對(duì)縫長(zhǎng)的影響

不同排量和壓裂液黏度條件下的縫寬延伸情況如圖3所示。由圖可以看出，低黏壓裂液雖然控縫高效果顯著，但所形成的縫寬較小，容易造成砂堵或損害導(dǎo)流能力。增加排量能夠明顯增加縫寬，當(dāng)排量大于5 m3/min時(shí)，也容易造成裂縫不能在砂體中有效延伸。因此，需要采取變排量的造縫方式，以控制縫高。

圖3 不同排量條件下壓裂液黏度對(duì)縫寬的影響

1.3 壓裂參數(shù)優(yōu)化

不同砂體厚度條件下，不同排量產(chǎn)生的支撐縫長(zhǎng)情況如圖4所示。由圖可以看出，砂體厚度8 m時(shí)可以有效控制縫高，排量越小，支撐縫長(zhǎng)越長(zhǎng)，為了確保施工安全，優(yōu)化排量為3.5 m3/min。砂體厚度12 m時(shí)，排量4.0 m3/min增加至4.5 m3/min，縫高難以有效控制，出現(xiàn)支撐縫長(zhǎng)下降趨勢(shì)，因此，優(yōu)化排量為4.0 m3/min。砂體厚度16 m時(shí)，支撐縫長(zhǎng)隨排量的增加而增加，為有效控制縫高，優(yōu)化排量為4.5 m3/min。

圖4 不同砂體厚度條件下支撐縫長(zhǎng)隨排量的變化

不同砂體厚度條件下，不同加砂量產(chǎn)生的支撐縫長(zhǎng)情況如圖5所示。

圖5 不同砂體厚度條件下支撐縫長(zhǎng)隨加砂量的變化

由圖5可以看出，不同砂體厚度條件下，支撐縫長(zhǎng)均隨加砂量的增加而增加。加砂量過少，會(huì)影響導(dǎo)流能力，支撐縫長(zhǎng)過短；但是加砂量過多，一方面影響安全施工，一方面增加成本。綜合不同加砂量對(duì)導(dǎo)流能力和裂縫形態(tài)的影響，最終優(yōu)化砂體厚度為8 m時(shí)，加砂量40 m3；砂體厚度為12 m時(shí)，加砂量50 m3；砂體厚度為16 m時(shí)，加砂量60 m3。

2 薄儲(chǔ)層壓裂配套工藝

2.1 支撐劑組合加砂

不同粒徑、不同密度支撐劑組合加入，能夠提高裂縫內(nèi)支撐劑的支撐效率和裂縫的長(zhǎng)期導(dǎo)流能力［9-12］，進(jìn)而達(dá)到提高壓裂后初期產(chǎn)量、延緩產(chǎn)量遞減速度以及延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)周期的目的。大牛地氣田砂巖儲(chǔ)層裂縫整體欠發(fā)育，但部分井壓裂過程中有裂縫產(chǎn)生。通過加入小粒徑支撐劑，能夠使其進(jìn)入到裂縫遠(yuǎn)端，支撐天然裂縫和人工裂縫的支縫。最后，再加入低密度、大粒徑支撐劑，提高裂縫導(dǎo)流能力。

根據(jù)大牛地氣田前期施工資料，計(jì)算出地層閉合壓力梯度約為0.015 MPa/m。大牛地氣田目的儲(chǔ)層垂深2 600 m，地層閉合壓力為39.0 MPa。結(jié)合不同支撐劑組合下的導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)（見圖6），20%40/70目石英砂+40%30/50目石英砂+40%20/40目陶粒的支撐劑組合在40 MPa地層閉合壓力下，導(dǎo)流能力達(dá)到了25 μm2·cm以上，可以滿足裂縫導(dǎo)流能力及增產(chǎn)要求。

圖6 不同支撐劑組合下的導(dǎo)流能力

2.2 變黏度多元組合

為了控制裂縫高度，結(jié)合支撐劑組合加砂工藝，將壓裂過程分為3個(gè)階段，采用不同的壓裂液黏度，在控制縫高的同時(shí)實(shí)現(xiàn)充分造縫和施工安全。第1階段，采用低黏壓裂液體系，黏度為10～15 mPa·s，配套加入低密度40/70目石英砂，控制縫高；第2階段采用中黏壓裂液體系，黏度為30～60 mPa·s，配套加入30/50目石英砂，造縫的同時(shí)進(jìn)一步控制縫高；第3階段采用高黏壓裂液體系，配套加入20/40目陶粒，提高裂縫改造體積和導(dǎo)流能力。

2.3 前置酸預(yù)處理

壓裂施工前，擠入一定量的酸液，清洗炮眼，可有效降低裂縫破裂壓力和裂縫開啟時(shí)的縫高［11］。根據(jù)儲(chǔ)層條件合理優(yōu)選酸液配方及注入?yún)?shù)，降低地層破裂壓力及整體施工壓力，避免了初始?jí)毫Ω咴斐傻目p高過度縱向延伸，甚至失控現(xiàn)象。酸液配方要考慮儲(chǔ)層的礦物組分，對(duì)鹽酸敏感儲(chǔ)層要優(yōu)化酸液配方，防止發(fā)生酸敏。根據(jù)大牛地氣田礦物成分及壓裂模擬酸液用量5.0～10.0 m3，設(shè)計(jì)排量為 0.5～1.0 m3/min。天然裂縫比較發(fā)育，酸液排量可適當(dāng)增加20%～30%。

2.4 射孔參數(shù)優(yōu)化

通過對(duì)射孔參數(shù)的優(yōu)化［13-15］，可達(dá)到減緩縫高延伸或者控縫高的目的。采用增大射孔密度和孔眼直徑、優(yōu)化射孔方位角等方法，結(jié)合前置酸預(yù)處理工藝，最大限度地減小近井筒的彎曲摩阻和孔眼摩阻，有效降低地層破裂壓力，從而避免施工初期因破裂壓力過高而直接穿透隔層，使得支撐劑合理鋪置。針對(duì)上部隔層遮擋效果較差的儲(chǔ)層，優(yōu)選底部?jī)?chǔ)層進(jìn)行射孔；針對(duì)下部隔層遮擋效果較差的儲(chǔ)層，優(yōu)選頂部?jī)?chǔ)層進(jìn)行射孔；針對(duì)上下隔層遮擋效果都較差的儲(chǔ)層，優(yōu)選中部?jī)?chǔ)層進(jìn)行射孔。

2.5 泵注模式優(yōu)化

對(duì)泵注模式進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，優(yōu)化后的壓裂施工泵注程序及與常規(guī)泵注模式（單一排量、單一液體、單一支撐劑）對(duì)比結(jié)果見表1、表2。從優(yōu)化結(jié)果可以看出，采用控縫高壓裂工藝能夠有效提高裂縫支撐效率。

表1 優(yōu)化后的壓裂施工泵注程序

表2 施工參數(shù)優(yōu)化前后裂縫參數(shù)對(duì)比

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果分析

基于對(duì)大牛地氣田薄層壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)及配套工藝研究，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)了19口薄層水平井的壓裂工藝。19口井平均砂體厚度8.9 m，設(shè)計(jì)169段，壓裂166段，配套前置酸預(yù)處理技術(shù)，施工成功率由前期的96.1%提高到98.2%，有效降低了地面破裂泵壓，提高了成功率，控制了縫高。采用變排量控縫高技術(shù)，平均施工排量由原來的4.5 m3/min降低到3.8 m3/min。同時(shí)，采用變黏度組合控縫高技術(shù)，縫高得到有效控制，也降低了作業(yè)成本。壓后平均無阻流量為8.6×104m3/d，較優(yōu)化前提高了51.5%，取得較好的改造效果。

A井是大牛地氣田一口水平井，盒1儲(chǔ)層砂體厚度8.9 m，上下隔層較為發(fā)育，儲(chǔ)層內(nèi)部發(fā)育有泥巖夾層。采用3種方式進(jìn)行控縫高設(shè)計(jì)：1）由于目的層泥質(zhì)含量較高，設(shè)計(jì)前置酸為10 m3，降低破裂壓力及整體施工壓力，避免初始?jí)毫^高造成縫高縱向過度延伸。2）采用變排量（依次為 3.0，3.5，4.0 m3/min）、低黏—中黏—高黏壓裂液和40/70目石英砂+30/50目石英砂+20/40目陶粒支撐劑組合工藝，對(duì)縫高進(jìn)行有效控制，提高縫長(zhǎng)，進(jìn)一步增加裂縫有效改造體積。3）根據(jù)不同壓裂液黏度下，壓裂施工工藝參數(shù)變化對(duì)裂縫參數(shù)的模擬，最終優(yōu)化的低、中、高黏壓裂液體積占比分別為40%，30%和30%，設(shè)計(jì)加砂量為40 m3，前置液比例45%，平均砂比25%。通過3種控縫高工藝技術(shù)在該井的應(yīng)用，順利完成了壓裂施工。井下微地震監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)表明，裂縫高度得到有效控制，90%都能在砂體里延伸。通過控縫高設(shè)計(jì)優(yōu)化，A井測(cè)試無阻流量為14.8×104m3/d，投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)氣量5.1×104m3，油壓穩(wěn)定在16.0 MPa左右，生產(chǎn)1 a后日產(chǎn)氣量為4.6×104m3，油壓穩(wěn)定在11.0 MPa左右，增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)效果較好，產(chǎn)量較物性條件相似的B井大幅提高（見表3）。

表3 施工參數(shù)優(yōu)化前后對(duì)比

4 結(jié)論

1）通過改變排量和壓裂液黏度，可以有效控制裂縫高度延伸。采用低黏壓裂液，適當(dāng)控制排量，裂縫可在砂體中有效延伸。中、低黏壓裂液在提高縫長(zhǎng)上具有明顯的優(yōu)勢(shì)，但低黏壓裂液容易形成較窄的縫寬，造成砂堵或損害導(dǎo)流能力，因此前置液階段可采用低+中黏壓裂液組合，有效控制縫高，提高縫長(zhǎng)和縫寬。

2）根據(jù)大牛地氣田致密砂巖薄層壓裂工藝研究成果，對(duì)19口井的壓裂工藝參數(shù)和泵注模式進(jìn)行了優(yōu)化。從壓后效果可以看出，平均無阻流量為8.6×104m3/d，初期平均產(chǎn)氣穩(wěn)定在2.8×104m3/d，較優(yōu)化前提高了55%，增產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)效果顯著。