丁士輝，陳效領(lǐng)，魚文軍，許駿

（中國石油西部鉆探井下作業(yè)公司，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引 言

氣藏的地質(zhì)特征一般都表現(xiàn)為埋藏深、儲層物性差、地層溫度高、多裂縫發(fā)育，這些特征也決定了加砂壓裂對于深層石炭系氣藏，施工難度大、對壓裂液要求高等特點。通過滴西18井區(qū)滴西184井氣層的成功壓裂，積累了一些石炭系氣層壓裂的經(jīng)驗。

1 滴西18井區(qū)儲層特征

火山巖是克拉美麗氣藏石炭系的主要儲集巖，主要巖性為玄武巖、安山巖、流紋巖、花崗巖、凝灰?guī)r和火山角礫巖。主要的儲集空間類型為裂縫和孔隙，有利儲層主要發(fā)育在距石炭系頂面200m的風化殼層段內(nèi)，孔隙度主要分布在10%～25%之間，隨著距離火山巖頂面的深度加深，火山巖的孔隙度逐漸降低（見圖1）。由于受風化淋濾作用，頂部火山巖普遍表現(xiàn)出灰褐色破碎狀，通過對巖心的詳細觀察結(jié)合研究區(qū)成像測井手段分析認為，火山巖發(fā)育的空間類型有角礫間孔、裂縫、原生氣孔、次生溶蝕空洞以及孔－縫組合。石炭系火山巖儲層的產(chǎn)氣層段裂縫都較發(fā)育，高角度縫占統(tǒng)計總數(shù)的65%以上。溶蝕孔洞也十分發(fā)育，且孔、縫相連（見圖2）。

克拉美麗氣田石炭系火山巖儲層埋藏深度約為3 500～3 800m，地層溫度110～114℃，地層壓力41～48MPa，該儲層為受斷裂、巖性、地層等控制形成的多個次級圈閉，滴西18井區(qū)巖性以酸性花崗斑巖、二長玢巖為主，儲集空間類型為晶間孔、長石斑晶溶孔、構(gòu)造縫、微裂縫。儲層孔隙度在5%～15%之間，滲透率約0.01～1mD＊。巖心的全礦物分析表明，巖石以酸反應(yīng)礦物長石為主，黏土礦物含量集中在11%～14%，黏土礦物中以綠泥石、伊／蒙混層為主，其中綠泥石含量較高（80%左右），伊／蒙混層比高（50%～70%）。儲層的敏感性評價表現(xiàn)出了強水敏（水敏指數(shù)＞70%）和強酸敏（酸敏指數(shù)＞35%）的特征；巖心吸附能力強，在測試時間內(nèi)巖心吸附量為0.303 3～0.356 9g，表現(xiàn)了較強的氣藏親水性特征。

2 壓裂改造技術(shù)研究

2.1 支撐劑段塞技術(shù)

支撐劑段塞技術(shù)是指在前置液中加入低砂比的支撐劑，其作用原理是利用高速的含砂流體的水利切割作用，對射孔孔眼、近井地帶的復(fù)雜裂縫進行切割、打磨，使壓裂通道更加平滑，降低摩擦阻力。對于射孔孔眼不平滑、裂縫面粗糙、近井裂縫扭曲的儲層，支撐劑段塞技術(shù)的作用更加明顯。對于近井的多裂縫，這種低砂比的支撐劑段塞能夠堵塞一些縫寬較小的裂縫，有利于形成具有較大寬度的裂縫。

通過滴西184井測井曲線分析，該井目的層平均聲波時差為55μs／ft＊，地層孔隙度較低，而低孔隙度特征下出現(xiàn)了明顯的泥漿侵入特征，說明儲層具有較高的滲透性，“低孔高滲”的特征反映了該井火山巖儲層存在天然裂縫。根據(jù)FMI成像測井圖及滴西184井取心資料可知，該區(qū)石炭系儲層存在較為發(fā)育的裂縫。天然裂縫發(fā)育的儲層壓裂時容易產(chǎn)生多裂縫、近井裂縫扭曲等現(xiàn)象，存在早期脫砂的風險。

根據(jù)對近井摩擦阻力、多裂縫的認識不同，可采用不同濃度、不同粒徑的支撐劑段塞。對于近井摩擦阻力高、多裂縫嚴重的儲層，一般采用100目陶粒；近井摩擦阻力較低時可采用40～70目陶粒，也可根據(jù)具體情況采用100目和40～70目的復(fù)合段塞。支撐劑段塞的濃度一般選用60～180kg／m3。參考該區(qū)前期施工情況，滴西184井支撐劑段塞選用40～70目陶粒，支撐劑砂濃度為5%、10%、10%，支撐劑用量共5m3。

2.2 提高前置液比例技術(shù)

前置液的主要作用是造縫，因此前置液的比例選擇的合適程度關(guān)系到施工的成敗和壓后的效果，而前置液比例是根據(jù)壓裂液在儲層中的壓裂液效率確定。前置液過量會造成裂縫過度延伸，如果周圍有注水井，可能會造成油井過早見水；而前置液不足可能造成施工失敗。理想情況下，施工泵注程序完畢時，支撐縫長略小于（或基本等于）動態(tài)縫長，此時壓裂液用量最少，對地層傷害小。

滴西14井、滴西17井、滴西18井區(qū)火山巖儲層物性相近，根據(jù)這3個井區(qū)前期小型測試壓裂分析資料，壓裂液效率為36.0%～40.5%。根據(jù)Nolte前置液計算方法：前置液比例＝（1－F.E.）2＋0.05（F.E.為壓裂液效率），因此為達到充分造縫目的，壓裂液比例應(yīng)達到40%～46%。

2.3 變排量工藝

采用巴布庫克方法對砂子在垂直裂縫中的分布進行試驗研究。平衡狀態(tài)下，在垂直裂縫中顆粒濃度的垂直剖面上存在著差別，可以分為4個區(qū)域（見圖3）。由下往上，第1個區(qū)域是砂堤區(qū)，這部分是沉積下來的砂堤，平衡狀態(tài)下砂堤的高度為平衡高度；第2個區(qū)域是顆粒滾流區(qū)；第3個區(qū)域是懸砂液區(qū)，雖然顆粒都處于懸浮狀態(tài)，但不是均勻的，存在濃度梯度；最上面的區(qū)域是無砂區(qū)。平衡狀態(tài)下增加地面排量，則砂堤區(qū)、顆粒滾流區(qū)和無砂區(qū)均將變薄，懸砂液區(qū)則變厚。如果流速足夠大，則沉積下來的砂堤可能完全消失。再進一步增加排量，縫內(nèi)的濃度梯度剖面消失，成為均質(zhì)的懸浮流。

圖3 顆粒在縫高上的濃度分布

在前置液階段、低砂比階段采用較低的排量達到平衡狀態(tài)，可在裂縫底部形成低滲透或不滲透的人工隔層，可控制裂縫向下延伸；瞬間提高排量，高濃度的砂堤、顆粒滾流區(qū)將變薄，懸砂液區(qū)變厚，可將更多的支撐劑送至裂縫深部。由于濾失、摩擦阻力的損失，砂堤在較遠處又將形成動平衡，若再次提高排量，仍可將支撐劑送至更遠處。因此，變排量工藝可有效增加氣藏中裂縫的長度，提高整個裂縫的導流能力。

2.4 低砂比、小階梯砂比加砂工藝

對于低滲透率地層，壓裂增產(chǎn)的原理主要在于造長縫，擴大滲濾面積，改善井筒與儲層的溝通。針對火山巖氣藏的低滲透率－特低滲透率特征，根據(jù)無因次導流能力的定義［無因次導流能力＝（裂縫的滲透率×支撐縫寬）／（裂縫半縫長×地層滲透率）］，要提高裂縫的無因次導流能力，主要通過增加支撐縫寬和增加裂縫半縫長實現(xiàn)。采用較高的施工砂比可增加縫寬，但根據(jù)滴西18井區(qū)前期施工情況看，26%以上的砂比進入地層后，套壓便開始爬升，提升砂比的空間有限，所以增加裂縫半縫長更容易實現(xiàn)較高的無因次導流能力。因此，該井采用低砂比、大規(guī)模加砂實現(xiàn)造長縫目的。

小階梯砂比加砂工藝縮小了每級砂液比的上升幅度，減少了因為砂比變化大而引起的壓力波動，使施工壓力更加平穩(wěn)，同時支撐劑的充填也更加飽滿，支撐劑的鋪置濃度趨于合理。對于現(xiàn)場施工，通過小幅度提高砂比后的壓力變化，能夠迅速判斷地層的加砂難易情況，及時調(diào)整施工參數(shù)，降低砂堵的風險。

2.5 防水鎖壓裂液體系

由于受外來侵入液的影響，使得近井地帶儲層的含水飽和度急劇增加，最終導致油氣滲透率下降，阻礙油氣通過，使采收率下降，這種現(xiàn)象稱為水鎖?？死利惢鹕綆r氣藏受到低孔隙度、特低滲透率儲層的影響，儲層開發(fā)過程中極易受到水鎖傷害，因此氣井壓裂的關(guān)鍵就是選用適合氣層壓裂的壓裂液體系（見圖4）。

圖4 水鎖處理劑表界面張力圖

在壓裂或酸化過程中，大量的壓裂液或酸液沿縫壁滲濾到儲層中，使儲層的原始含水飽和度增加，流動阻力加大。如果儲集層壓力不能克服升高的毛細管力，則會出現(xiàn)嚴重而持久的水鎖效應(yīng)。對于低滲透氣藏，氣、水及少量油流動的通道很窄，滲流阻力很大，液、固界面及液、氣界面的相互作用力很大，水鎖效應(yīng)相對更為嚴重，而且儲層孔隙度和滲透率越低，儲層孔喉越小，水鎖效應(yīng)就越嚴重。

通過實驗研究，改變油層巖石的潤濕性有助于控制毛細管壓力和相對滲透率，將油潤濕表面轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂櫇癖砻?，使油氣不為巖石滯留，而易于流動，從而解決了外來液體的水鎖。在壓裂液中加入水鎖處理劑有效地降低進入地層液體的表界面張力，降低地層的水鎖效應(yīng)，降低對儲層滲透率的傷害。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 滴西184井基本情況

滴西184井位于滴南凸起的滴西18井區(qū)，該井頂部的3 551.0～3 567.0m井段為1套凝灰質(zhì)火山碎屑巖儲層，厚度16.0m。根據(jù)取心資料（取心井段3 550.75～3 557.15m）顯示巖心整體上不規(guī)則，微細裂縫發(fā)育，縫寬0.2～0.5mm，裂縫密度5～10條／10cm；巖心表面氣孔及溶蝕孔洞發(fā)育，氣孔一般孔徑1～3mm，最大孔徑5～10mm，氣孔密度10～15個／10cm，物性較好（見圖5）。

圖5 滴西184井構(gòu)造剖面圖

3.2 施工情況及壓后效果

施工情況：施工排量3.5～4.0m3／min，入井液量427.6m3（前置液220.5m3，攜砂液190m3，頂替液17.1m3），平均砂比19.5%，最高加砂比28%，加砂42m3（5m340／70目前置液陶粒段塞，37m320／40目高強中密陶粒），最高施工壓力54.5MPa。

該井壓后取得了良好的試氣效果，采用7mm油嘴試氣，油壓30.59～28.62MPa，套管壓力30.91～29.63MPa，日產(chǎn)氣量約15×103m3，日產(chǎn)油量約18.6m3（見圖6）。

3.3 施工方案分析

圖6 滴西184井施工曲線圖

①采用5%—10%—10%三級段塞技術(shù)，從施工情況來看，5%段塞進入地層后，套壓仍處于爬升狀態(tài)，反映了儲層具有多裂縫特征；而10%砂比進入地層后套壓下降，說明支撐劑段塞起到了降低摩擦阻力的作用；②前置液比例確定為46.35%，達到充分造縫的目的；③整個施工過程中砂比控制平穩(wěn)，壓力波動不大，說明施工中沒有因砂比變化過大而造成砂橋；④采用變排量工藝，前置液階段采用3.5m3／min，加砂階段采用4.0m3／min，提高排量后，套壓小幅度上升，反映出裂縫內(nèi)裂縫向下延伸，導致凈壓力上升，變排量工藝起到了一定的控高作用；⑤選用YLYJ-10防水鎖壓裂液體系，滿足施工要求。

4 認識與結(jié)論

（1）采用前置液段塞技術(shù)解決了裂縫性儲層壓裂時容易產(chǎn)生多裂縫、裂縫扭曲的現(xiàn)象，對于滴西18井區(qū)石炭系儲層可選用40～70目陶粒作為支撐劑段塞，砂濃度控制在50～180kg／m3。段塞粒徑、砂濃度、級數(shù)的選擇主要根據(jù)裂縫發(fā)育程度。

（2）根據(jù)滴西井區(qū)前期壓裂液效率研究，確定前置液比例在40%～46%，能夠達到充分造縫的目的，保證后序施工。

（3）采用巴布庫克方法對砂子在垂直裂縫中的分布進行試驗研究可知，采用變排量工藝能夠起到一定的控制縫高作用，而且有助于增加裂縫長度、增加裂縫導流能力。

（4）采用15%～20%的較低平均砂比，以造長縫為目的，提高無因次導流能力。降低階梯砂比，能夠減少因砂比變化大而造成的壓力波動，降低施工風險。

（5）選用YLYJ-10防水鎖壓裂液體系，重點解決了低滲透率致密氣藏水鎖嚴重的問題。同時其耐高溫、抗剪切、低摩擦阻力及防膨性能也大大降低了施工風險。

（6）加強氣井排液管理，減少壓裂液在地層中的滯留時間，能夠最大程度地減少氣層的污染。

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