滕小蘭

（中國石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院，四川德陽 618000）

ZJ氣田JS氣藏是西南分公司繼新場－孝泉中深層JS氣藏取得成功之后的又一重要勘探區(qū)域，該氣藏鉆探工作始于20世紀50年代，至2004年，JS氣藏預測儲量達286.89×108m3，但儲層改造效果一直未獲突破，極大地制約了勘探開發(fā)進程，因此，ZJ氣田的勘探開發(fā)曾一度擱淺。2012年西南分公司重新將ZJ氣田的開發(fā)提上日程，通過套管完井、封隔器、配套分段壓裂工具改進和水平井分段壓裂改造實驗，擴大了儲層改造體積，提高了裂縫導流能力，水平井分段壓裂增產(chǎn)效果顯著。

1 地質(zhì)特征及水平井分段壓裂難點

1.1 地質(zhì)特征

ZJ氣田JS氣藏儲層埋深1700～2400 m左右，砂體總體呈北北東向條帶狀展布，單層厚度變化大，從幾米至幾十米不等，厚薄不均。主要含氣砂體有JS11、JS14、JS24、JS33。巖石類型以褐灰色、淺綠灰色中、細粒巖屑長石砂巖為主，黏土含量高，平均高達24.4%，以綠泥石為主。屬低孔低滲儲層，平均孔隙度為8.5%，平均滲透率為0.21×10－3μm2，儲層物性差，微裂縫發(fā)育，孔喉半徑?。?.0092～0.24μm），毛管壓力大（＞7.354 MPa）。氣藏地溫梯度2.35℃／100 m，地壓系數(shù)1.73，具有異常高壓特征。

1.2 水平井分段壓裂難點

ZJ氣田JS氣藏共進行直井加砂壓裂作業(yè)10井次（表1），其中，4井次未能順利完成壓裂改造任務。除JS3井獲得較好增產(chǎn)效果外，其余井均未獲得產(chǎn)能。根據(jù)儲層地質(zhì)特征，該儲層壓裂主要存在以下難點。

（1）儲層破裂應力高，不采取有效預處理措施，難以壓開儲層。ZJ氣田毗鄰合興場南北向破裂構(gòu)造帶，所受的構(gòu)造應力較強，加上儲層埋藏深，因此，儲層的破裂壓力高，前期大多數(shù)直井在70 MPa壓力下都難以壓開儲層，儲層破裂壓力梯度一般大于4.0MPa／100 m（表2）。需采用酸化、噴砂射孔等預處理方式或者更換105 MPa井口裝置才能壓開儲層。

（2）儲層微裂縫系統(tǒng)發(fā)育，加砂難度大，施工成功率低。ZJ氣田深部斷層發(fā)育，在斷層發(fā)育帶附近，微裂縫較為發(fā)育，這可以獲得較好的油氣顯示，但是微裂縫發(fā)育的儲層非常容易受到鉆井液或固井水泥漿深度污染，導致異常高的破裂壓力；同時在加砂壓裂施工中，容易產(chǎn)生多裂縫，使工作液濾失速度增大，導致縫寬不足，容易產(chǎn)生砂堵。前期10井次壓裂中有4井次發(fā)生砂堵（表1）。

（3）儲層物性差，壓裂返排率低，增產(chǎn)效果差。由于儲層巖性致密，孔喉半徑小，滲流阻力大，壓后自然返排率低，前期壓裂井壓后自然返排率大多不足50%（表1），導致儲層傷害嚴重，從而導致增產(chǎn)效果不理想。

2 水平井分段壓裂技術(shù)

針對ZJ氣田JS氣藏儲層特征、前期壓裂改造和水平井本身壓裂的難點，開展了水平井分段壓裂工藝、參數(shù)優(yōu)化、壓裂液體系及配套措施研究。

表1 ZJ氣田JS氣藏直井壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計情況

表2 ZJ氣田JS氣藏直井破裂壓力情況

2.1 降低破裂壓力關(guān)鍵技術(shù)

（1）優(yōu)化射孔技術(shù)。針對儲層構(gòu)造應力所導致的高破裂壓力，采用常規(guī)聚能射孔工藝，選擇大直徑射孔槍及深穿透射孔彈，提高穿深能力，降低破裂壓力?？酌懿捎?0孔／m，以避免因彈間干擾而降低孔深。采用60°相位，有效降低彎曲摩阻，從而降低施工泵壓。

（2）酸化預處理技術(shù)。針對儲層微裂縫發(fā)育，易受泥漿污染而導致的高破裂壓力，采用酸化預處理，可有效降低儲層破裂壓力。

2.2 降低施工風險關(guān)鍵技術(shù)

（1）采用 KQ78／65－70／105井口裝置，提高井口作業(yè)能力；采用φ88.9 mm＋φ73.02 mm組合油管，降低施工摩阻。兩種技術(shù)組合應用可提高施工排量，增加縫寬，降低砂堵風險。

（2）粉陶降濾技術(shù)。針對儲層微裂縫發(fā)育特征，通過粉陶降濾技術(shù)，對高擠階段儲層張開的天然微裂縫進行暫堵，有效控制壓裂液向儲層深部濾失，達到降低在高砂比階段提前脫砂造成的砂堵風險和壓裂液大量濾失造成的儲層返排困難的目的。根據(jù)ZJ氣田JS氣藏天然裂縫寬度0.1～0.5 mm，選擇1級100目粉陶段塞。

（3）支撐劑段塞技術(shù)。針對水平井壓裂易形成多裂縫的特點，采用支撐劑段塞技術(shù)［1］，即在前置液中加入低砂比的支撐劑段塞，在不完善的射孔孔眼處和近井地帶的復雜裂縫中，這種高速含砂流體形成的水力切割作用，可以幫助液體對各種因素形成的節(jié)流環(huán)節(jié)、迂曲構(gòu)造及粗糙表面進行水力切割、打磨，使流通路徑趨于完善、光滑，以降低井口泵壓和施工作業(yè)難度。根據(jù)ZJ氣田JS氣藏儲層情況，選擇2級3050目支撐劑段塞，段塞濃度60～90 kg／m2。

2.3 增產(chǎn)效果關(guān)鍵技術(shù)

（1）低傷害壓裂體系。根據(jù)ZJ氣田JS氣藏工程地質(zhì)特征對壓裂液的要求，室內(nèi)調(diào)試形成了一套低傷害壓裂液體系，其基液配方為：0.40%稠化劑＋0.3%溫度穩(wěn)定劑＋0.5%黏土穩(wěn)定劑＋0.5%助排劑＋0.5%增效劑＋0.3%pH調(diào)節(jié)劑。該體系配方表面張力低（26.78 mN／m），防膨率高（＞80%），破膠徹底（破膠液黏度＜5 mPa·s）?？箿乜辜羟行阅芎?，在70℃、170 s－1條件下，剪切120 min后，黏度保持在120 mPa·s以上。巖心平均傷害率為18.7%（見表3）。

（2）纖維防砂技術(shù)。水平井壓后較直井更易出砂，而且危害更加嚴重，所以如何防止水平井壓后出砂是保證壓后增產(chǎn)效果的又一關(guān)鍵技術(shù)。纖維防砂技術(shù)是在攜砂液中加入纖維，利用纖維形成的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，對支撐劑進行包裹，有效阻止了支撐劑回流。由于支撐劑回流主要在縫口位置，所以推薦纖維尾追加入，即提高縫口附近支撐劑的穩(wěn)定性，同時也達到了成本控制的目地。

表3 壓裂液巖心傷害實驗結(jié)果

（3）分段破膠技術(shù)。對于目前所采用的水基壓裂液體系，破膠時機的選擇及破膠程度的好壞決定了壓裂液的濾失程度，而對于具有水敏或水鎖傷害特征的儲層，直接影響了水力加砂壓裂的效果。水平井分段壓裂由于液量大、施工時間長，對于破膠的控制就顯得尤為重要。根據(jù)“三元三維”破膠理論，進行水浴破膠實驗，編制了水平井分段破膠程序，達到返排時各段同時破膠的目的。

（4）高效返排技術(shù)。為了加強返排，采用液氮拌注工藝進行加砂壓裂，相當于在地層裂縫中強行注入了一層高壓氣墊，這既可降低壓裂液的濾失，又有效彌補了地層返排能量的不足，能顯著提高氣井的返排速度，降低儲層傷害，提高加砂壓裂效果。根據(jù)液氮擴散理論［2］，在致密砂巖氣層中，液氮能量的擴散時間為2～3 h，設計在后3段采用液氮伴注增能工藝，以產(chǎn)生輔助返排作用。

3 現(xiàn)場試驗

3.1 試驗井分析和總體應用情況

3.1.l JS10－1H井基本情況

JS10－1H井完鉆井深3557.0m，垂深2280.84 m，完鉆層位JS14，套管射孔完井，水平段長1367 m，人工井底3505.89 m，砂體厚度22 m，巖性為綠灰色細粒巖屑砂巖，整個儲層為低孔、低滲、致密砂巖儲層。

3.1.2 測試壓裂分析

由于ZJ氣田還未進行過水平井分段加砂壓裂改造，且前期直井加砂壓裂難度大，因此，本井設計主壓裂前先做測試壓裂分析，以指導主壓裂施工參數(shù)優(yōu)化設計。

測試壓裂最高施工排量5 m3／min，最高施工泵壓76 MPa，共高擠凍膠30.0m3、高擠基液15.7 m3，入地液量45.7 m3。

從測試壓裂分析結(jié)果看（表4），儲層多裂縫效應明顯，液體濾失大，液體效率低，近井摩阻高，主壓裂設計降濾、控濾是關(guān)鍵。

表4 JS10－1H井測試壓裂分析結(jié)果

3.1.3 主壓裂優(yōu)化設計

（1）分段數(shù)。根據(jù)“橢圓理論”［3］，優(yōu)化 ZJ氣田JS氣藏合理裂縫間距為100～120 m。根據(jù)本井實際水平段長1301 m的實際情況，本井共分10段進行加砂壓裂改造。

（2）加砂量優(yōu)化。儲層為低孔低滲儲層，砂體厚度大，需大規(guī)模改造，以最佳裂縫半長［4］為優(yōu)化目標，采用PT軟件模擬，優(yōu)化本井加砂規(guī)模為202 m3。

（3）施工排量優(yōu)化。采用φ88.9 mm＋φ73.02 mm組合油管，在限壓95 MPa下進行排量預測，同時參考測試壓裂分析結(jié)果，優(yōu)化施工排量為4.5～5.0m3／min。

（4）平均砂比優(yōu)化。平均砂比的優(yōu)化應以最優(yōu)導流能力為目標，考慮本井多裂縫效應，同時為了避免長水平段的支撐劑運移易發(fā)生沉降而造成脫砂的施工風險，適當降低平均砂比，控制最高砂比，優(yōu)化本井平均砂比為16%～18%。

（5）前置液比優(yōu)化。最優(yōu)前置液量應當是最后一批砂子進入時，前置液正好濾失完，要求支撐半長與造縫半長比值為85%，但考慮到本井微裂縫發(fā)育，且水平井壓裂更易出現(xiàn)多裂縫而導致壓裂液濾失增加，因此，前置液比應較直井相對提高，優(yōu)化前置比36%～38%。

3.1.4 施工情況

采用0.4%低傷害壓裂液體系，前置階段采用100目粉陶降濾，30～50目陶粒支撐劑2級段塞處理近井摩阻。施工壓力為52～79 MPa，施工排量為4.1～5.7 m3／min，入地液量2004 m3，入地砂量砂量202 m3，平均砂比為15.7%～17.2%，粉陶12.5 m3，液氮44 m3，纖維340 kg。壓后返排率達66%，測試獲得天然氣產(chǎn)量5.61×104m3／d，與儲層條件相當?shù)泥従甖J10直井相比（表1），增產(chǎn)效果大大提高。

3.2 總體應用情況

水平井分段壓裂先導試驗成功后，在該區(qū)共實施水平井分段壓裂23井次，施工成功率100%，壓后平均單井產(chǎn)量3.6359×104m3／d，與前期直井10井次壓裂平均產(chǎn)量0.4471×104m3d相比，增產(chǎn)倍比達8.13，這些均表明水平井分段壓裂工藝技術(shù)體系適合ZJ氣田JS氣藏的壓裂改造。

4 結(jié)論

（1）應用“優(yōu)化射孔技術(shù)”，有效降低了地層破裂壓力。

（2）應用“提高井口壓力級別、優(yōu)化施工管柱、粉陶降濾技術(shù)和支撐劑段塞技術(shù)”，有效地降低了水平井分段壓裂加砂難度。

（3）應用“低傷害壓裂液、分段破膠、纖維防砂、高效返排”等技術(shù)，有效地提高了壓后返排率，減少了儲層傷害，提高了增產(chǎn)效果。

［1］沈建國.支撐劑段塞沖刷的水力壓裂新工藝［J］.天然氣工業(yè)，2003，23（增刊）：92～94.

［2］朱建峰，李志航，管保山.液氮伴注壓裂工藝技術(shù)研究與應用［J］.低滲透油氣田，1994，4（3）：78－81.

［3］徐嚴波，齊桃.壓裂后水平井產(chǎn)能預測新模型［J］.石油學報，2006，27（1）：101－104.

［4］曾凡輝，郭建春.致密砂巖氣藏水平井分段壓裂優(yōu)化設計與應用［J］.石油學報，2013，34（5）：959－968.