勝北深層致密砂巖氣藏水平井細(xì)分切割體積壓裂技術(shù)

向洪 隋陽(yáng) 王靜 王波 楊雄

1.中國(guó)石油吐哈油田公司工程技術(shù)研究院；2.中國(guó)石油集團(tuán)西部鉆探工程有限公司吐哈井下作業(yè)公司

勝北洼陷位于吐魯番坳陷臺(tái)北凹陷西部，面積約為3 000 km2，是臺(tái)北凹陷重要的富油氣洼陷，油氣成藏條件良好［1］。沉積環(huán)境以辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積為主，自南向北發(fā)育辮狀河-泛濫平原-三角洲沉積體系，具有南北分帶特征?？v向上分布J2q 和J2s 2 套致密砂巖氣藏，儲(chǔ)層埋深分布在3 900～4 600 m 之間，儲(chǔ)層巖石以細(xì)砂巖為主，具有較高的彈性模量(33～46 GPa)和中低的泊松比(0.27～0.34)特征，石英平均含量29.7%，巖石脆性特征不強(qiáng)，天然裂縫不發(fā)育。儲(chǔ)層物性總體上表現(xiàn)為特低孔、特低滲特征，平均孔隙度6.6%，平均滲透率0.92×10?3μm2，非均值性較強(qiáng)。參照致密油儲(chǔ)層物性分類標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)以Ⅱ類和Ⅲ類致密儲(chǔ)層為主［2］。儲(chǔ)層縱向上以多薄層為主，其中J2q 儲(chǔ)層單砂層厚度5～8 m，有效厚度累計(jì)20～30 m；J2s 儲(chǔ)層單砂層厚度5～15 m，有效厚度累計(jì)50～70 m。區(qū)塊儲(chǔ)層具有高溫高壓特征，壓力系數(shù)1.35～1.41 之間，屬異常高壓系統(tǒng)，地層溫度102.8～132.5 ℃之間。儲(chǔ)層生產(chǎn)特征為油氣水三相同出，屬凝析氣藏，凝析油含量431.2 g/m3，沒有統(tǒng)一的氣水界面，構(gòu)造+砂體+斷裂為其主控因素。

1 壓裂難點(diǎn)及技術(shù)對(duì)策

1.1 壓裂難點(diǎn)分析

勝北區(qū)塊壓裂技術(shù)難點(diǎn)：(1)儲(chǔ)層埋藏深、地應(yīng)力高，施工泵壓高，同時(shí)彈性模量高，易導(dǎo)致縫寬較窄，大規(guī)模加砂壓裂砂堵風(fēng)險(xiǎn)高；(2)儲(chǔ)層溫度(120 ℃左右)和井底施工壓力(90～110 MPa)高，對(duì)入井流體和壓裂工具的耐高溫、抗高壓性能要求高；(3)儲(chǔ)層巖石致密，脆性不強(qiáng)，兩向水平應(yīng)力差大(10～20 MPa)，天然裂縫不發(fā)育，導(dǎo)致難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)，采取直井改造無法實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，需考慮如何最大限度提高儲(chǔ)層改造體積。

1.2 壓裂技術(shù)對(duì)策

以最大限度提高單井產(chǎn)量為目標(biāo)，以保證施工成功為原則，通過實(shí)施長(zhǎng)水平井多段大規(guī)模體積壓裂改造，最大限度地增加水平井筒與地層接觸面積，以提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度［3-6］。(1)針對(duì)儲(chǔ)層脆性不強(qiáng)，兩向應(yīng)力差大，天然裂縫不發(fā)育的特點(diǎn)，改造思路由“打碎”儲(chǔ)層轉(zhuǎn)變?yōu)榧?xì)分切割“剁碎”儲(chǔ)層。采取長(zhǎng)水平井細(xì)分切割體積改造路線，實(shí)施單段多簇，盡可能增大儲(chǔ)層平面上接觸面積，提高改造體積。(2)采取以增加裂縫長(zhǎng)度為主導(dǎo)的大規(guī)模改造，提高改造強(qiáng)度，增加儲(chǔ)層平面上橫向的接觸面積。(3)優(yōu)選壓裂工具以及壓裂液體系，滿足耐高溫高壓的施工需求，同時(shí)減少二次作業(yè)，最大程度降低儲(chǔ)層傷害，保護(hù)氣層。(4)采取低成本改造技術(shù)路線，在保證施工成功的基礎(chǔ)上，優(yōu)化改造規(guī)模、液砂比、滑溜水比例、施工砂比等關(guān)鍵參數(shù)，降低施工風(fēng)險(xiǎn)和成本。

2 前期直井壓裂實(shí)施情況

按壓裂施工工藝劃分，前期區(qū)塊直井壓裂可以分為2 個(gè)階段。

第1 階段：2007—2015 年，采取?89 mm 油管單層壓裂，全凍膠壓裂液，以30/50 目+20/40 目陶粒為主，由于施工泵壓高(平均達(dá)到80 MPa)，導(dǎo)致排量低，整體表現(xiàn)為施工難度大，加砂規(guī)模小。該階段壓后單井最高日產(chǎn)氣僅2 000 m3，以低產(chǎn)液為主，直井常規(guī)壓裂方式無法實(shí)現(xiàn)區(qū)塊致密氣藏的有效動(dòng)用。

第2 階段：2016—2019 年，開始探索直井大排量體積壓裂(?139.7 mm 套管/ ?101.6 mm 非標(biāo)油管壓裂)，采用混合壓裂液體系，施工排量大幅度提高，泵壓明顯降低，同時(shí)支撐劑粒徑變小，砂比進(jìn)一步降低，單層最大加砂量提高至80.1 m3，壓裂風(fēng)險(xiǎn)明顯降低，施工成功率達(dá)到100%。該階段實(shí)施壓裂后依然未能取得突破，僅見少量氣。

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，采取直井壓裂改造的方式無法實(shí)現(xiàn)區(qū)塊儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，長(zhǎng)期處于有儲(chǔ)量無產(chǎn)量的未動(dòng)用狀態(tài)。

3 水平井分段壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.1 優(yōu)化原則和軟件

主要通過實(shí)施長(zhǎng)水平段+大排量大規(guī)模體積改造，最大限度地增加水平井筒及人工壓裂裂縫與儲(chǔ)集層的接觸體積，減小儲(chǔ)層流體從基質(zhì)流到裂縫的距離以及所需壓差，以提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度，達(dá)到提高單井產(chǎn)量的目的?？紤]區(qū)塊儲(chǔ)層特征，是以增加裂縫條數(shù)和縫長(zhǎng)為主導(dǎo)的體積改造，因此在參數(shù)優(yōu)化上選擇FracPro 專業(yè)壓裂軟件。

3.2 工藝優(yōu)選

根據(jù)國(guó)內(nèi)外非常規(guī)油氣藏開發(fā)壓裂實(shí)踐，多采用電纜射孔＋橋塞聯(lián)作的分段壓裂技術(shù)，該工藝技術(shù)成熟可靠，單井壓裂段數(shù)不受限制，是水平井分段體積改造首選技術(shù)，目前大規(guī)模應(yīng)用的橋塞按材質(zhì)可分為速鉆橋塞和可溶橋塞。結(jié)合區(qū)塊儲(chǔ)層特征以及后續(xù)連續(xù)生產(chǎn)的要求，優(yōu)選高溫可溶橋塞分段壓裂工藝，結(jié)合區(qū)塊完井情況，配套形成?127 mm 和?139.7 mm 套管完井2 種尺寸工具，能夠滿足耐高溫120 ℃，耐壓差70 MPa 條件下的壓裂施工，在Cl?濃度為10 000 mg/L 條件下溶解時(shí)間為5～20 d之間。

3.3 細(xì)分切割+分段分簇布縫

當(dāng)前圍繞非常規(guī)油氣藏體積改造的總技術(shù)趨勢(shì)是增加水平段長(zhǎng)度和改造段數(shù)、縮短簇間距，提高改造強(qiáng)度，增加“縫控”儲(chǔ)量［7-10］。勝北區(qū)塊深層致密氣藏儲(chǔ)層由于存在天然裂縫不發(fā)育、巖石脆性不強(qiáng)、兩向水平主應(yīng)力較大的特點(diǎn)，難以形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。因此，為了最大限度提高區(qū)塊儲(chǔ)層改造體積，壓裂設(shè)計(jì)思路由“大排量打碎儲(chǔ)集體”調(diào)整為“密切割剁碎儲(chǔ)集體”，盡可能增加壓裂裂縫條數(shù)和縫長(zhǎng)規(guī)模，采取細(xì)分切割+分段分簇布縫的具體措施，通過細(xì)分切割縮短段長(zhǎng)和簇間距、縮小致密油氣由基質(zhì)向裂縫的流動(dòng)距離、減小單縫與單縫之間未充分改造區(qū)域，從而提高單井產(chǎn)量和儲(chǔ)量動(dòng)用率。分段方面主要考慮4 個(gè)原則：(1)選擇巖性基本一致的層段，盡可能避開泥巖段；(2)選擇測(cè)井解釋物性條件相近的層段；(3)選擇固井條件較好的層段進(jìn)行分隔；(4)縱向上精細(xì)劃分小層，單段不跨小層，當(dāng)前優(yōu)化區(qū)塊單段長(zhǎng)度50～60 m 之間。分簇射孔方面主要考慮3 個(gè)原則：(1)結(jié)合儲(chǔ)層解釋結(jié)果，優(yōu)選氣測(cè)全烴含量高、測(cè)井解釋好的“甜點(diǎn)”位置射孔；(2)采取單段多簇射孔，增加人工裂縫條數(shù)，降低單簇孔數(shù)從而減小射孔簇長(zhǎng)，同時(shí)考慮保護(hù)套管，單根套管內(nèi)最多射1 簇，優(yōu)化單段5～8 簇，簇間距10 m 左右；(3)單段控制射孔數(shù)，通過增加節(jié)流壓差，提高縫內(nèi)凈壓力，降低各簇破裂壓力差異，保障各簇均勻起裂。

3.4 射孔參數(shù)優(yōu)化

目前致密油氣體積壓裂大多采取單段多簇射孔的方式，為了盡可能保證各個(gè)射孔簇都能有效開啟，提高壓裂裂縫密度，限流射孔則成了必須要考慮的問題。大量文獻(xiàn)研究和實(shí)踐表明，通過減少射孔數(shù)以增大孔眼摩阻是限流射孔技術(shù)的一種有效手段。壓裂施工過程中，孔眼摩阻為

式中，P為孔眼摩阻，MPa；ρ為液體密度，g/cm3；Q為總的流體排量，m3/min；n為射孔總數(shù)；d為射孔孔眼直徑，cm；c為孔眼流量系數(shù)。

根據(jù)式(1)，按照射孔孔眼直徑為10 mm，孔眼流量系數(shù)取0.85，計(jì)算出不同排量和射孔數(shù)條件下的孔眼摩阻，如圖1 所示。

圖1 不同排量及射孔孔眼數(shù)下的孔眼摩阻Fig.1 Perforation friction at different displacements and perforation numbers

由圖1 可知，孔眼摩阻隨著排量的增加而增大，隨著射孔孔數(shù)的增加而減小。以12 m3/min 排量為例，射孔孔數(shù)由60 孔減少到20 孔時(shí)，孔眼摩阻由1.27 MPa 增加至11.41 MPa，這樣將極大提高各射孔簇開啟的概率。根據(jù)勝北區(qū)塊儲(chǔ)層地應(yīng)力特點(diǎn)以及目前配套設(shè)備能力，施工排量能達(dá)到12～14 m3/min，在40 孔的條件下，孔眼摩阻能夠保持在3～4 MPa 之間，間距總孔數(shù)超過50 孔后，孔眼摩阻降低至2 MPa 以內(nèi)，因此為了提高各簇的開啟概率，必須優(yōu)化區(qū)塊單段射孔總數(shù)控制在50 孔以內(nèi)，同時(shí)采取等孔徑射孔，減少因孔徑不一影響各射孔孔眼的液體注入量，確保壓裂施工和改造的效果。

3.5 壓裂液體系優(yōu)選及優(yōu)化

針對(duì)區(qū)塊深層致密氣藏壓裂液體系選擇，主要考慮4 個(gè)方面的問題：(1)保證高溫高壓條件的下具有良好的流變性能，造縫和攜砂能力較強(qiáng)；(2)具備較低的液體摩阻，能夠盡可能降低施工泵壓及難度；(3)盡可能增大儲(chǔ)層改造體積，擴(kuò)大裂縫波及體積；(4)配液方便，可以滿足在線混配，提高施工效率。因此，優(yōu)選高溫滑溜水+交聯(lián)凍膠混合的壓裂液體系。針對(duì)儲(chǔ)層高溫以及工藝技術(shù)要求優(yōu)化調(diào)整液體配方，其中滑溜水優(yōu)選高性能減阻劑，減阻劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)由常規(guī)0.1%提高至0.2%，進(jìn)一步提高高溫條件下液體黏度，同時(shí)降低液體摩阻。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，滑溜水在120 ℃高溫條件下黏度保持在8 mPa·s 左右，減阻率可達(dá)到75%以上，滿足低摩阻和在線混配的要求。壓裂液稠化劑則優(yōu)選速溶胍膠，基液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)配方采用0.35%羥丙基胍膠+0.3%高溫穩(wěn)定劑+0.3%黏土穩(wěn)定劑+pH 調(diào)節(jié)劑，交聯(lián)凍膠在110 ℃、170 s?1條件下剪切60 min，液體黏度保持在100 mPa·s 以上，具有良好的耐高溫抗剪切性能，同時(shí)通過控制延遲交聯(lián)時(shí)間，可有效降低壓裂液摩阻，能夠滿足研究區(qū)塊大排量施工的需求。

3.6 壓裂規(guī)模優(yōu)化

采用FracPro 壓裂軟件模擬研究區(qū)塊儲(chǔ)層在不同滲透率及裂縫長(zhǎng)度條件下的產(chǎn)量情況，分別模擬滲透率為0.1×10?3μm2、0.5×10?3μm2和1×10?3μm2時(shí)，裂縫半長(zhǎng)在80～320 m 條件下的單段產(chǎn)氣量，如圖2 所示。根據(jù)模擬結(jié)果表明，日產(chǎn)氣量隨著滲透率和裂縫半長(zhǎng)的增大而增加，當(dāng)半縫長(zhǎng)達(dá)到200 m后，產(chǎn)量增加趨勢(shì)明顯變緩，繼續(xù)增加裂縫長(zhǎng)度對(duì)產(chǎn)氣量的提高量開始變小，因此根據(jù)模擬結(jié)果，優(yōu)化區(qū)塊單段主裂縫半長(zhǎng)200 m 左右。

圖2 勝北區(qū)塊致密氣壓裂裂縫規(guī)模優(yōu)化結(jié)果(單段)Fig.2 Optimization result of hydraulic fracture scale in the tight gas reservoir of Shengbei Block (single stage)

3.7 支撐劑優(yōu)選及砂比優(yōu)化

支撐劑是改善油氣滲流通道，形成高導(dǎo)流能力裂縫的重要保障。支撐劑優(yōu)化主要是對(duì)支撐劑類型和粒徑的優(yōu)化［11］。對(duì)于支撐劑的選擇主要是要考察支撐劑在裂縫閉合后的承壓能力和導(dǎo)流能力。勝北區(qū)塊致密氣藏埋深普遍在4 000 m左右，測(cè)井解釋基質(zhì)滲透率平均小于1×10?3μm2，實(shí)際基質(zhì)有效滲透率遠(yuǎn)小于測(cè)井解釋滲透率，根據(jù)軟件模擬基質(zhì)有效滲透率在1×10?3μm2條件下導(dǎo)流能力達(dá)到30 μm2·cm即可，而基質(zhì)有效滲透率在0.1×10?3μm2條件下導(dǎo)流能力達(dá)到10 μm2·cm 即可，因此優(yōu)化區(qū)塊裂縫導(dǎo)流能力為10～20 μm2·cm 之間。前期區(qū)塊施工資料表明，裂縫閉合壓力在80 MPa 左右，考慮生產(chǎn)流壓，計(jì)算支撐劑承壓在50 MPa 左右，因此支撐劑首選中密高強(qiáng)度陶粒?？紤]到區(qū)塊致密砂巖氣藏具有較高的彈性模量，形成的縫寬較窄，大粒徑支撐劑施工風(fēng)險(xiǎn)較高，因此選擇70/140 目+40/70 目小粒徑支撐劑組合，70/140 目支撐劑主要支撐微縫和分支裂縫，40/70 目支撐劑主要支撐主裂縫，小粒徑支撐劑用量占50%左右，同時(shí)為了進(jìn)一步降低施工成本，借鑒國(guó)內(nèi)外頁(yè)巖油氣施工經(jīng)驗(yàn)，采取石英砂逐步替代陶粒。

采用壓裂軟件對(duì)不同砂比條件下形成的裂縫導(dǎo)流能力進(jìn)行模擬，使用70/140 目+40/70 目組合陶粒分別模擬了平均砂比5%、10%、15%、20%和25%條件下的裂縫導(dǎo)流能力，模擬結(jié)果如圖3 所示。當(dāng)平均砂比達(dá)到10%時(shí)，裂縫導(dǎo)流能力可以達(dá)到15.3 μm2·cm，平均砂比達(dá)到15%時(shí)，裂縫導(dǎo)流能力可以達(dá)到22.5 μm2·cm，結(jié)合儲(chǔ)層對(duì)導(dǎo)流能力的要求，優(yōu)化平均砂比10%～15%即可。

圖3 裂縫導(dǎo)流能力與平均砂比優(yōu)化結(jié)果Fig.3 Optimization result of fracture conductivity and average proppant concentration

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

4.1 施工情況

截至2021 年2 月，在勝北深層致密砂巖氣藏共實(shí)施水平井細(xì)分切割體積壓裂3 井26 段，施工成功率100%，單段用液量1 070.3～1 447.8 m3，砂量53～96.2 m3，施 工 排 量10～14.2 m3/min，最 高 砂 比25%，平均砂比12%～15%，停泵壓力44.3～67 MPa。勝北502H 井作為區(qū)塊第1 口水平井，由于對(duì)儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)不足和鉆井難度較大，鉆遇水平段長(zhǎng)度只有276.1 m，有效儲(chǔ)層只有217 m，因此改造段數(shù)只有3段。在勝北502H 井的基礎(chǔ)上，通過強(qiáng)化儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)和優(yōu)化鉆井方案，勝北503H 井和勝北505H 井水平段長(zhǎng)度大幅度提高，分段數(shù)和分簇?cái)?shù)明顯增加，單段簇?cái)?shù)由2～3 簇提高至最高8 簇，平均簇間距下降至10 m 左右，液砂比由23.8 降低至18 以內(nèi)，加砂強(qiáng)度由1.3 t/m 提高至2 t/m 以上。為了進(jìn)一步降低成本，在勝北503H 井開展了石英砂替代陶粒探索試驗(yàn)，采用70/140 目石英砂替代陶粒，具體參數(shù)見表1。

表1 勝北致密砂巖氣藏水平井體積壓裂施工參數(shù)Table 1 Construction parameters of horizontal-well volume fracturing in the tight sandstone gas reservoir of Shengbei Block

4.2 生產(chǎn)情況

壓裂改造后3 口井均取得明顯的增產(chǎn)效果。其中，勝北502H 井?3 mm 油嘴自噴生產(chǎn)，穩(wěn)定日產(chǎn)氣2.43×104m3，日產(chǎn)油4.58 t，相比直井時(shí)期的單井最高日產(chǎn)氣不足2 000 m3，首次實(shí)現(xiàn)了區(qū)塊單井產(chǎn)量的突破。勝北503H 井通過實(shí)施長(zhǎng)水平段+細(xì)分切割高強(qiáng)度改造技術(shù)，儲(chǔ)層改造程度進(jìn)一步提高，單井產(chǎn)量也獲得大幅度提升，初期采取?6 mm 油嘴生產(chǎn)，最高日產(chǎn)氣6.3×104m3，日產(chǎn)油40.3 t，油氣當(dāng)量近100 t/d，目前?5.5 mm 油嘴生產(chǎn)，穩(wěn)定日產(chǎn)氣4.2×104m3，日產(chǎn)油25 t，截至2021 年2 月已穩(wěn)產(chǎn)307 d。勝北505H 井在J2s 儲(chǔ)層也獲得了單井產(chǎn)量突破（直井時(shí)期壓裂僅見少量氣），目前該井采用了?9 mm 油嘴生產(chǎn)，穩(wěn)定日產(chǎn)液140 m3，日產(chǎn)氣2.81×104m3，日產(chǎn)油15 t，具體施工效果見表2。

表2 勝北致密砂巖氣藏水平井體積壓裂效果Table 2 Statistical effect of horizontal-well volume fracturing in the tight sandstone gas reservoir of Shengbei Block

4.3 實(shí)施效果評(píng)價(jià)

3 口水平井的現(xiàn)場(chǎng)取得了較好的增產(chǎn)效果，證明長(zhǎng)水平段+細(xì)分切割體積改造技術(shù)在勝北深層致密砂巖氣藏具有良好適應(yīng)性，水平井單井日產(chǎn)氣量達(dá)到直井的10 倍以上。勝北503H 井探索石英砂替代陶粒的低成本改造路線，采用70/140 目石英砂替代陶粒，石英砂質(zhì)量分?jǐn)?shù)占支撐劑用量的40.9%，從生產(chǎn)情況看，目前已經(jīng)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)超過300 d，證實(shí)了石英砂支撐劑在區(qū)塊閉合應(yīng)力80 MPa 條件下的短期導(dǎo)流能力，長(zhǎng)期生產(chǎn)情況還需繼續(xù)跟蹤。勝北505H 井示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，該井分12 段改造，每段都有產(chǎn)出，各段產(chǎn)氣量占比分別為4.7%～18.53%，說明各段均得到了有效改造，但是在各段改造規(guī)模相差不大的情況下產(chǎn)氣量差異較大，各段產(chǎn)氣量占比與該段平均全烴值存在一定的正相關(guān)性，下步還需要持續(xù)細(xì)化儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)，優(yōu)化儲(chǔ)層分類和壓裂方案優(yōu)化設(shè)計(jì)，對(duì)全烴顯示較高的層段進(jìn)行重點(diǎn)改造。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)勝北區(qū)塊致密氣藏潛力較大，形成了以“細(xì)分切割分段分簇+大規(guī)模體積改造+高溫混合壓裂液體系+高溫可溶橋塞+小粒徑組合粒徑支撐劑+控制施工砂比”為核心的壓裂技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了單井產(chǎn)量突破，提高了體積改造的有效性。

(2)勝北503H 井的成功，證實(shí)了石英砂在區(qū)塊的短期適應(yīng)性，但長(zhǎng)期適應(yīng)性還需進(jìn)一步跟蹤評(píng)價(jià)；勝北505H 井單井產(chǎn)量較直井明顯提高，但相比J2q 儲(chǔ)層，J2s 儲(chǔ)層的潛力還需進(jìn)一步認(rèn)識(shí)和評(píng)價(jià)。

(3)目前勝北區(qū)塊深層致密砂巖氣藏水平井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)仍處于探索試驗(yàn)階段，部分壓裂關(guān)鍵參數(shù)(如改造段長(zhǎng)、簇間距、用液強(qiáng)度、加砂強(qiáng)度等)還需要繼續(xù)優(yōu)化完善，低成本壓裂材料還需要進(jìn)一步優(yōu)選研究，以獲得技術(shù)與經(jīng)濟(jì)的最優(yōu)組合。