趙崇鎮(zhèn)

(中國石油化工股份有限公司油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京 100728)

新場氣田須五致密氣藏縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

趙崇鎮(zhèn)

(中國石油化工股份有限公司油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京 100728)

新場氣田須五氣藏為砂泥巖互層致密氣藏，具有儲層埋藏深、非均質(zhì)性強(qiáng)、裂縫局部發(fā)育、含水特征明顯、多層疊置等特征，自然產(chǎn)能低，經(jīng)濟(jì)開發(fā)難度大。為解決該問題，在深入研究該氣藏的工程地質(zhì)特征的基礎(chǔ)上，借鑒國內(nèi)外頁巖氣體積壓裂改造理念，以經(jīng)濟(jì)壓裂為核心，研究形成了以低成本高性能組合壓裂液體系、大排量雙通道注入管柱及縫網(wǎng)壓裂優(yōu)化設(shè)計方法為核心的縫網(wǎng)壓裂集成技術(shù)。21口井的現(xiàn)場應(yīng)用情況表明，該集成技術(shù)針對性較強(qiáng)， 能使儲層產(chǎn)能充分釋放， 技術(shù)方案合理可靠， 為須五致密氣藏的經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)提供了的技術(shù)支撐。

致密氣藏 體積壓裂 縫網(wǎng)壓裂 水平井 須五氣藏 新場氣田

新場氣田須五氣藏展布廣、厚度大、儲量豐富，但儲層為砂泥巖互層疊置的致密氣藏，埋藏深、滲透率低、非均質(zhì)性強(qiáng)、裂縫局部發(fā)育、含水特征明顯，導(dǎo)致自然產(chǎn)能低、經(jīng)濟(jì)開發(fā)難度大和采用常規(guī)工藝效果不佳等問題[1-2]。為此，筆者基于對儲層的深入認(rèn)識和體積壓裂改造的理念，通過工藝適用性評價，對工藝選擇及主體施工參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計，以達(dá)到充分改造儲層、提高單井產(chǎn)能的目的。

1 須五氣藏地質(zhì)特征

新場氣田須五氣藏位于四川盆地川西坳陷中段孝泉—豐谷北東東向大型隆起帶西段的新場構(gòu)造，區(qū)域覆蓋面廣，沉積穩(wěn)定。該氣藏為砂泥巖互層，埋深2 500.00～3 500.00 m，氣藏平均厚度500.60 m，分上、中、下3個亞段(11套組合)，主力層系有利區(qū)儲量784.7×108m3。針對3種不同的砂地比特征，充分結(jié)合沉積相分析、錄井顯示及測井解釋，將儲層劃分為了“頁夾砂”、“頁包砂”和“頁加砂”等3種模式。須五氣藏儲層多層疊置情況如圖1所示。

須五氣藏儲層的砂巖和泥巖均具有一定的儲集性能。砂巖孔隙度0.08%～6.65%，平均為2.14%；基質(zhì)滲透率0.004～0.840 mD，平均為0.031 mD，屬特低孔隙度的超致密儲層。泥頁巖孔隙度1.22%～5.99%，平均為2.78%；基質(zhì)滲透率0.004～0.929 mD，平均為0.090 mD。相比較而言，泥巖的物性總體好于砂巖。

綜合巖心觀察結(jié)果、電鏡掃描結(jié)果、地震解釋及測井資料可知，新場氣田須五氣藏大型、可見裂縫欠發(fā)育,但局部微裂縫發(fā)育，主要發(fā)育于砂泥互層段，且以低角度或斜交縫為主，裂縫傾角、走向變化較大。從裂縫產(chǎn)狀看，裂縫走向與最大主應(yīng)力夾角小于30°的裂縫有效性較好。

儲層脆性礦物含量中等、巖石力學(xué)參數(shù)適中，砂巖與頁巖之間存在薄弱面，黏土含量29.3%～46.8%，脆性礦物主要為石英及碳酸鹽礦物，石英、長石含量42.0%～78.0%，平均為59.0%；儲層巖石總體抗壓強(qiáng)度21.7～104.0 MPa，平均為58.4 MPa，其中砂巖抗張強(qiáng)度3.0～4.0 MPa，泥巖抗張強(qiáng)度1.6～2.0 MPa。另外，砂巖的彈性模量5.8～23.9 GPa，平均為13.8 GPa；泊松比0.08～0.29，平均為0.24。

根據(jù)巖石聲發(fā)射試驗、測井解釋和測試壓裂分析結(jié)果，水平方向應(yīng)力差異較大，應(yīng)力差絕對值大于21.0 MPa，應(yīng)力差異系數(shù)0.21～0.34，造成壓裂時形成復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)的可能性大大降低，因此需要通過工程手段(如提高凈壓力、暫堵轉(zhuǎn)向等方式)克服這一不利條件。

2 裂縫起裂及擴(kuò)展規(guī)律

須五氣藏巖石的抗張強(qiáng)度、抗剪強(qiáng)度和抗壓強(qiáng)度依次增大(見表1)，巖石產(chǎn)生破裂的次序為先張性破裂或剪切破裂再擴(kuò)張破裂，泥巖的塑性大，破裂產(chǎn)生的條件要求更高[3]。因此，須五氣藏的壓裂破裂既有沿天然裂縫的張性破裂，也有沿天然裂縫的剪切破裂。

由裂縫延伸規(guī)律可知，裂縫面總是垂直于三軸應(yīng)力中最小應(yīng)力方向，即裂縫面平行于三軸應(yīng)力中最大應(yīng)力方向[4]。由氣藏地應(yīng)力計算結(jié)果可知，垂向應(yīng)力σv與最小水平主應(yīng)力σh的關(guān)系不確定，即存在σh≥σv或σh≤σv的情況，當(dāng)σh=σv時形成發(fā)散縫(見圖2)。因此，在判斷新場氣田須五氣藏是否形成復(fù)雜裂縫時，不僅要考慮最小水平主應(yīng)力與最大水平主應(yīng)力的關(guān)系，還要考慮最小水平主應(yīng)力與垂向應(yīng)力之間的關(guān)系。

氣藏儲層的應(yīng)力差異系數(shù)較大，使應(yīng)力差較大。在該情況下，若要形成復(fù)雜的縫網(wǎng)系統(tǒng)，則需要在工程上采取相應(yīng)的技術(shù)措施，進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂使裂縫內(nèi)的凈壓力高于儲層弱面發(fā)生張性破裂和剪切破裂的最大值，甚至高于巖石本體破裂所需的壓力，從而最大限度地形成分支縫，進(jìn)而形成縫網(wǎng)[5]。對于新場氣田須五氣藏儲層而言，儲層特征決定對其進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂具有一定難度，然而采用“主縫+復(fù)雜裂縫”模式同樣可以增大改造體積。能否形成復(fù)雜裂縫，關(guān)鍵在于縫內(nèi)凈壓力能否達(dá)到臨界壓力，設(shè)計的重點(diǎn)在于選擇合適的方法來提高縫內(nèi)凈壓力。

通常情況下，提高壓裂過程中的縫內(nèi)凈壓力可采取以下2種措施：1)提高壓裂液黏度，但這將大幅度降低壓裂過程中的裂縫復(fù)雜程度，同時高黏度的壓裂液增大了施工摩阻，導(dǎo)致施工壓力增大[6]；2)提高施工排量，但大排量施工過程中需要著重提高壓裂液的降阻性能、優(yōu)化施工管柱的結(jié)構(gòu)。

3 儲層改造技術(shù)適應(yīng)性分析

針對氣藏低孔隙、致密及非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，以提高單井產(chǎn)能為目的，開展增產(chǎn)技術(shù)措施的適應(yīng)性評價，以期實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)的目的。增產(chǎn)措施的主體思路為提高改造的控制范圍，增大泄氣半徑，綜合國內(nèi)外對類似氣藏的開發(fā)經(jīng)驗，以大排量、大液量為手段，針對不同的井型及儲層類型，選取不同的儲層改造技術(shù)。

3.1 直井廣義縫網(wǎng)體積壓裂技術(shù)

針對儲層厚度大、多層疊置的特點(diǎn)，直井開發(fā)以分層壓裂技術(shù)為主，利用縫高的延伸，實現(xiàn)儲層縱向上的充分改造，達(dá)到分層改造和合采的目的[7]。管柱的設(shè)計以滿足大排量施工為目的，采用油管套管同注或大直徑油管。

分層壓裂技術(shù)已現(xiàn)場應(yīng)用19口井，其中單層壓裂6井次，分層壓裂15層次。最多分層數(shù)為6層，最大排量為16.0 m3/min，最大液量為14 934.3 m3，最大加砂量為680.8 t。壓裂后測試產(chǎn)氣量為(0.05～8.60)×104m3/d，平均1.82×104m3/d。其中，單層壓裂產(chǎn)氣量(0.88～3.45)×104m3/d，平均1.79×104m3/d；多層分層壓裂產(chǎn)氣量(5.34～8.60)×104m3/d，平均6.97×104m3/d?？梢钥闯?，分層壓裂效果好于單層壓裂，表明進(jìn)行更大的體積改造是提高單井產(chǎn)能的有效方式。

3.2 水平井分段體積壓裂技術(shù)

針對低滲透致密氣藏，水平井結(jié)合分段改造的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

1) 水平段長度可達(dá)幾千米，而在直井內(nèi)要支撐這樣長的水力壓裂裂縫和方位是相當(dāng)困難的。

2) 水平井最大的優(yōu)勢在于它增大了與油氣藏的接觸面積，幾千米長的水平井段是直井的壓裂縫所無法比擬的。所以，采用水平井開采時，由于有較長的生產(chǎn)井段，導(dǎo)致地層壓力下降均勻而緩慢(特別是低滲透性的致密砂巖氣藏)，從而有效地改善了油氣井的生產(chǎn)動態(tài)特征，特別是穩(wěn)產(chǎn)能力。

3) 水平井的水平段提供了無限大導(dǎo)流能力，壓裂井的產(chǎn)能對應(yīng)的無限大導(dǎo)流能力低于60.96 m的理論平面，而在水平井中流動阻力幾乎總是忽略不計的。

4) 水平井分段壓裂的大規(guī)模應(yīng)用可在一定程度上降低開發(fā)成本，主要體現(xiàn)在，水平井相對于直井或定向井鉆井費(fèi)用較高(1.0～1.5倍)，但取得的是數(shù)倍于直井或定向井的產(chǎn)量(3.0～5.0倍)，水平井分段壓裂可較大幅度地提高產(chǎn)量和采收率[8]。

新場氣田須五氣藏儲層致密，提高單井產(chǎn)能的關(guān)鍵在于增大體積改造范圍，即采取頁巖氣縫網(wǎng)體積壓裂技術(shù)，水平井分段壓裂結(jié)合多簇射孔技術(shù)，依靠水力壓裂形成的人工裂縫間的相互干擾，在儲層內(nèi)部形成復(fù)雜的縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)，達(dá)到有效增大改造體積的目的。

水平井分段壓裂技術(shù)在2口井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，取得了一定效果。XYHF-1井采用固井滑套分段壓裂技術(shù)實現(xiàn)了10段分段壓裂，總液量19 607.00 m3，總加砂量315.2 t，粉陶62.9 t，壓裂后測試產(chǎn)氣量5 500 m3/d；XYHF-2井采用裸眼封隔器分段壓裂技術(shù)實現(xiàn)了9段分段壓裂，加入陶粒361.7 t、粉陶47.3 t，總液量8 866.5 m3，最高排量12.4 m3/min，壓裂后測試產(chǎn)氣量4.494×104m3/d。

4 縫網(wǎng)壓裂優(yōu)化設(shè)計

新場氣田須五氣藏的具體地質(zhì)特征有別于常規(guī)體積壓裂的頁巖氣氣藏，縫網(wǎng)壓裂工藝設(shè)計及參數(shù)優(yōu)化是能否取得預(yù)期效果的保障。以經(jīng)濟(jì)、高效、低施工風(fēng)險為原則，形成了針對須五氣藏的縫網(wǎng)壓裂優(yōu)化設(shè)計方法。

4.1 壓裂工藝選擇

壓裂工藝選擇以充分改造為前提，以體積改造為基礎(chǔ)，針對不同井型選擇不同的工藝措施(見圖3)。對于直井，采用分層壓裂工藝(見圖3(a))，利用縫高的延伸控制所有有效儲層；對于水平井，采用多簇分段壓裂技術(shù)(見圖3(b))，最大限度地增大泄氣面積；對于定向井或大斜度井，采用廣義體積壓裂技術(shù)(見圖3(c))，通過沿最小水平主應(yīng)力方向設(shè)計井眼軌道，最大程度地揭開儲層，利用人工裂縫縫高控制技術(shù)，達(dá)到空間上的裂縫疊置，形成多層縫網(wǎng)系統(tǒng)。

4.2 工作液體系優(yōu)化

對于大規(guī)模、大排量施工，一方面工作液價格要低，以降低施工成本；另一方面要求工作液具有良好的降阻性能，以滿足現(xiàn)場施工需求。以此為目的，進(jìn)行了降阻水體系及壓裂液體系的優(yōu)化設(shè)計。

通過優(yōu)選添加劑，形成了具有低成本特征的國產(chǎn)高性能降阻水體系。降阻水配方為：0.04%降阻劑+0.10%殺菌劑+0.10%黏土穩(wěn)定劑+0.10%增效劑+清水(壓返液)?，F(xiàn)場應(yīng)用中的實際摩阻統(tǒng)計結(jié)果(見圖4)表明，液體降阻率平均為78.8%，可降低摩阻、壓裂施工限壓和減小泵車數(shù)量。降阻水的成本僅為國外降阻水的40%左右，可顯著降低壓裂施工成本。

壓裂液的設(shè)計以滿足大排量下具有良好的攜砂性能為前提，通過壓裂液性能試驗，形成了適合于90～100 ℃氣藏條件的壓裂液配方：0.42%瓜膠+0.30%殺菌劑+0.50%黏土穩(wěn)定劑+0.50%助排劑+0.30%pH值調(diào)節(jié)劑+0.50%多功能增效劑。施工過程中，加入0.30%～0.60%延遲交聯(lián)劑。

4.3 雙通道大排量注入管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化

管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計時既要考慮大排量施工，又要降低壓裂后的排液難度。對于單層壓裂，設(shè)計小油管加砂、環(huán)空泵液的方式；對于分層壓裂，采用帶有壓差滑套的分層加砂壓裂管柱，最上面的封隔器以上部分，采用油管和套管同時注液的方式(油管加砂，環(huán)空為純液體)。該管柱設(shè)計，不僅實現(xiàn)了大排量的目的(最大排量為16 m3/min)，同時油管加砂環(huán)空泵液的方式實現(xiàn)了對井底砂濃度的“零延遲”調(diào)整，較大程度上減小了井下砂堵風(fēng)險。目前，該設(shè)計管柱已完成了6層分層壓裂的管柱試驗。

4.4 施工參數(shù)優(yōu)化

新場氣田須五氣藏為低品質(zhì)的砂泥巖互層儲層，壓裂工藝設(shè)計應(yīng)以經(jīng)濟(jì)有效為前提[9]。圍繞“經(jīng)濟(jì)壓裂”這個核心，充分結(jié)合增產(chǎn)的主控因素，以模擬壓裂井3年累計產(chǎn)氣量為基礎(chǔ)，采用凈現(xiàn)值分析方法，依據(jù)不同的儲層地質(zhì)模型，開展了施工參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計。

4.4.1 模型設(shè)計

考慮裂縫的發(fā)育程度、砂地比、單砂體厚度參數(shù)，將氣藏儲層分為富砂、砂泥互層和富泥3種類型，作為數(shù)值模擬的輸入前提(見表2)。

4.4.2 施工參數(shù)優(yōu)化

采用Meyer軟件，利用Mshale、Mprod和MNpv等3個模塊，以凈現(xiàn)值為核心進(jìn)行施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計，設(shè)計時考慮產(chǎn)能效益、工作液費(fèi)用、支撐劑費(fèi)用、車組費(fèi)用、測試費(fèi)用及施工費(fèi)用等6個參數(shù)，凈現(xiàn)值模擬結(jié)果見圖5。

由圖5可知：隨著液量增大，凈現(xiàn)值呈現(xiàn)先快速增大然后趨于定值的增長規(guī)律，以此確定最優(yōu)的施工規(guī)模。同時，排量越大，凈現(xiàn)值越低(主要是施工成本增加了)，以此確定最優(yōu)的施工排量。

5 現(xiàn)場應(yīng)用及效果分析

新場氣田須五致密氣藏縫網(wǎng)壓裂技術(shù)已累計現(xiàn)場應(yīng)用21口井68層，單井最大液量19 262.0 m3，最大加砂量680.8 t，最大排量16.0 m3/min。目前，須五氣藏氣井產(chǎn)氣量8.084 8×104m3/d，產(chǎn)水量350.0 m3/d；井口平均油壓3.54 MPa，平均套壓14.29 MPa，整體上呈現(xiàn)低壓、低產(chǎn)氣和高產(chǎn)水的特征(見圖6)。

XC32井井下微地震裂縫監(jiān)測結(jié)果如圖7所示(圖中數(shù)值單位為m)。由圖7可知，須五氣藏壓裂后裂縫形態(tài)指數(shù)為0.23～0.36，表明進(jìn)行體積壓裂后形成了較為復(fù)雜的裂縫。

由直井單層壓裂、多層壓裂及水平井分段壓裂的測試效果(見圖8)可以看出，直井分層壓裂效果好于水平井分段壓裂，表明縱向上的多層段產(chǎn)能充分釋放，實現(xiàn)了單井產(chǎn)能的提高，也說明分層壓裂是針對大厚度儲層的有效措施。水平井分段壓裂產(chǎn)能不理想，主要受制于水平段所處儲層含氣性的影響。

6 結(jié) 論

1) 新場氣田須五氣藏埋藏較深、砂泥巖互層疊置、應(yīng)力差異系數(shù)大、儲層裂縫展布復(fù)雜，導(dǎo)致該氣藏采用常規(guī)體積壓裂實現(xiàn)增產(chǎn)的難度較大。

2) 氣藏的有利砂體分布有限，獲產(chǎn)的關(guān)鍵是天然裂縫的發(fā)育程度，增產(chǎn)措施的關(guān)鍵是裂縫的預(yù)測及溝通?；有蜕绑w組合裂縫系統(tǒng)較為發(fā)育，具備實施縫網(wǎng)體積改造的前提條件。

3) 考慮施工費(fèi)用的組成，并結(jié)合氣井產(chǎn)能條件，對工藝參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計，形成了針對須五氣藏具體地質(zhì)特征的體積壓裂技術(shù)。

4) 低成本、低摩阻降阻水體系，油管、套管同注管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計有效保證了大液量、大排量體積壓裂改造方式的順利實施，在降低施工風(fēng)險的同時節(jié)約了壓裂成本，達(dá)到了經(jīng)濟(jì)高效改造和評價的目的。

5) 新場氣田須五氣藏儲層吸液能力很強(qiáng)，具備超大規(guī)模壓裂的地質(zhì)條件，應(yīng)用研究形成的新場氣田須五致密氣藏縫網(wǎng)壓裂技術(shù)后，部分井取得了較好的改造效果，但部分井仍存在產(chǎn)能低、產(chǎn)水、產(chǎn)量遞減快等問題。因此，還需進(jìn)一步細(xì)化和深化儲層認(rèn)識，增強(qiáng)工藝的針對性，實現(xiàn)新場氣田須五氣藏的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

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[編輯 令文學(xué)]

Network Fracturing Technology Applied to Xu 5 Tight Gas Reservoirs in the Xinchang Gas Field

Zhao Chongzhen

(SinopecOilfieldExplorationandDevelopmentDepartment,Beijing, 100728,China)

The Xu 5 gas reservoir in the Xinchang Gas Field is a tight gas reservoir composed of interbeds of sandstones and mudstones. It is characterized by deep burial depth, strong heterogeneity, local fracture development, distinct water bearing properties, multi-layer superposition, low natural productivity and positive economic development is difficult. In order to solve these problems, an integrated technology which combines a low-cost high-performance fracturing fluid system, high flow rate and a two-way injection string with network fracturing optimization design was developed, taken the economic fracturing as the core and volumetric fracturing of shale-gas-reservoir as new concept. Field application in 21 wells showed that the integrated technology was of deep importance and could unlock steps that would result in efficient productivity. The technical scheme was considered to be reliable, and it can provide a strong technical support for, in the future, developing the gas reservoirs efficiently.

tight gas reservoir; volume fracturing; network fracturing; horizontal well; Xu 5 gas reservoir; Xinchang Gas Field

2015-08-31；改回日期：2015-11-18。

趙崇鎮(zhèn)(1968—)，男，河南南陽人，1992年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院鉆井工程專業(yè)，高級工程師，現(xiàn)從事采油(氣)工程管理工作。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201506013

TE357.1+3

A

1001-0890(2015)06-0070-06

聯(lián)系方式：(010)59968560，zhaocz@sinopec.com。