黃力，陶祖文，李海昆

（中國石化西南石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，四川德陽618000）

致密砂巖氣藏壓裂工藝技術新進展

黃力，陶祖文，李海昆

（中國石化西南石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，四川德陽618000）

致密砂巖氣是一種重要的非常規(guī)能源，但致密砂巖儲層屬于低孔低滲地層，在壓裂增產(chǎn)改造過程中存在諸多問題。本文通過文獻調(diào)研，從致密砂巖氣藏地質(zhì)特征出發(fā)，剖析了致密砂巖氣藏壓裂過程中存在的主要技術難點，并對當前致密砂巖氣藏主流壓裂技術進行了對比分析。結果表明，水平井裸眼滑套分段壓裂和水平井無限級滑套分段壓裂工藝技術最具發(fā)展前景。同時，建議將現(xiàn)有的致密砂巖氣藏壓裂工藝技術與CO2泡沫壓裂、N2增能壓裂等低損害壓裂技術相結合，以達到壓裂施工過程中儲層保護的目的。

致密砂巖；水力壓裂；裸眼滑套分段壓裂；無限級滑套分段壓裂；儲層保護

2014年下半年以來，國際油價呈斷崖式下跌并持續(xù)低位運行，但是世界范圍內(nèi)對以天然氣為代表的清潔能源的需求卻在逐漸增加，其中非常規(guī)天然氣資源開發(fā)正日益受到世界各國政府和能源公司的重視。按照Holditch[1]著名的“資源三角”劃分，致密砂巖氣是非常規(guī)天然氣資源的重要組成部分。1973年，美國聯(lián)邦能源委員會（FERC）將地層滲透率為0.1×10-3μm2的砂巖氣藏定義為致密砂巖氣藏[2]。2014年，全國石油天然氣標準化技術委員會提出了致密砂巖氣藏標準（GB/ T30501-2014）[3]。從世界范圍看，致密砂巖氣資源主要分布在北美、前蘇聯(lián)、中國等國家和地區(qū)，其可采儲量為（10.5～24）×1012m3。國內(nèi)，致密砂巖氣資源主要分布在鄂爾多斯盆地、四川盆地以及渤海灣等盆地，可采儲量高達（8～11）×1012m3，開發(fā)潛力巨大[4-6]。

1 致密砂巖氣藏地質(zhì)特征

從成藏條件分析，中國已發(fā)現(xiàn)的致密砂巖氣藏，其烴源巖絕大多數(shù)為煤系。例如，鄂爾多斯盆地上古生界石炭系-二疊系煤系烴源巖、四川盆地須家河組煤系烴源巖以及庫車坳陷侏羅系煤系烴源巖等[5，7]。從分布特征分析，致密砂巖氣藏儲層分布較為廣泛，主要類型包括三角洲前緣、前三角洲以及湖湘致密砂巖體等，在橫向展布上表現(xiàn)出明顯的廣覆性，具有含氣面積大，局部富集的特點，并且氣水邊界較為模糊[8]。在縱向展布上，表現(xiàn)出疊合性，生儲蓋組合具有“三明治”結構，以垂向運移成藏為主[9]。從圈閉類型分析，致密砂巖氣藏具有構造圈閉氣藏、巖性圈閉氣藏以及復合圈閉氣藏等多種類型[10-13]。

同時，致密砂巖儲層礦物組成以巖屑砂巖為主，礦物組分以石英為主。例如，鄂爾多斯盆地東北部石盒子組儲層，巖石組成由石英巖、變質(zhì)石英巖以及千枚巖等構成，礦物組分中石英含量大于70%；四川盆地須家河組儲層，巖石組成由變質(zhì)石英巖和火山巖等構成，礦物組分中石英含量在24%～70%；塔里木盆地迪北氣藏阿合組儲層，巖石組成由變質(zhì)巖、巖漿巖、沉積巖等構成，礦物組分中石英平均含量在33.9%～46%[14-16]。從致密砂巖儲層賦存層系分析，其埋深普遍偏大，其中鄂爾多斯盆地上古生界、四川盆地三疊系須家河組埋深一般在2 000 m～5 200 m，準噶爾、塔里木以及吐哈盆地致密砂巖儲層埋深在3 800 m～7 000 m，部分區(qū)域高達8 000 m，儲層受機械壓實作用導致孔隙度損失極大[8]。同時，儲層在石英II和III期加大作用以及選擇性溶蝕作用下，進一步加劇了致密化[17]。例如，鄂爾多斯盆地蘇里格氣田和川中須家河組氣藏孔隙度低至4%～10%，滲透率小于0.1×10-3μm2，導致氣體滲流阻力較大，影響了儲量動用程度[5，18]。

2 致密砂巖層壓裂的技術難點

近年來，隨著層狀砂巖氣藏分層壓裂、塊狀砂巖氣藏大型壓裂和水平井分段壓裂等技術的應用，我國在致密砂巖氣藏開發(fā)方面取得了顯著成效，但致密砂巖氣藏壓裂過程中仍然存在若干技術難題。

首先，致密砂巖層孔隙度小，滲透率低，導致毛管壓力大，存在水相圈閉傷害等難點。研究表明，水相圈閉是造成致密砂巖氣層損害的第一要素。D.B.Bennion等[19-22]對水相圈閉形成機理、影響因素以及消除方法進行了系統(tǒng)研究，認為水相圈閉損害與原地含水飽和度和地層束縛水飽和度有關。Holditch[23]和賀承祖[24]根據(jù)毛管束模型，指出外來流體在氣層中的毛管力是控制水相圈閉的主要因素。目前，常采用表面活性劑、防水鎖劑等降低水相圈閉損害[25，26]。但是，要徹底解除水相圈閉損害則需要很高的驅替壓力[27，28]。在壓裂過程中，常采用大排量泵注，同時拌注液氮增能助排或采用CO2泡沫壓裂液體系等工藝措施以減小水相圈閉損害[30，31]。但是，在實際工程應用中水相圈閉損害是極難解除的。例如，鄂爾多斯盆地上古生界70%以上的探井壓裂后由于水相圈閉損害而達不到工業(yè)產(chǎn)能標準。

其次，對于層厚較薄以及含邊水、底水的儲層，存在控制縫高，避免壓裂穿層等難點。針對該問題，Boit探討了地層巖石彈性模量和泊松比對縫高延伸的影響并提出了裂縫穿層機理，Bennaceur等研究了影響縫高的主要因素，提出了多層介質(zhì)中控制縫高的力學機理，Warpinisk等則從地應力角度研究了縫高的延伸規(guī)律[32]。李年銀和趙立強等[33，34]通過對地應力、巖石物性以及施工參數(shù)的研究，建立了縫高延伸方程，提出通過降低地層破裂壓力、降濾失、監(jiān)控施工壓力等措施實現(xiàn)控制縫高的方法。牟凱等[35]針對控制縫高壓裂工藝的計算方法進行了改進。目前，控制縫高的主要技術包括：人工隔層、變排量壓裂、注入非支撐劑、調(diào)整壓裂液密度以及冷卻地層等技術[32]。

另外，對于深部高破裂壓力地層，還存在如何快速壓開儲層的難點。郭建春等[36]提出酸化預處理使巖石破裂壓力大幅下降。同時，也可以通過高能氣體壓裂、噴砂射孔、優(yōu)化射孔參數(shù)等措施有效降低地層巖石破裂壓力。除此之外，還可以通過優(yōu)化泵注程序降低沿程摩阻、射孔孔眼摩阻以及采用低黏度、高密度壓裂液等措施間接降低地層破裂壓力[37]。

3 致密砂巖層壓裂新技術

致密砂巖儲層增產(chǎn)改造技術主要包括大型壓裂、分段壓裂、水平井壓裂、重復壓裂以及壓裂裂縫監(jiān)測等，分為以下幾個階段[38，39]：20世紀90年代初，主要采用液體膠塞隔離的分段壓裂技術；90年代中后期，出現(xiàn)了分段橋塞和水力噴砂分段壓裂技術；2000年以來，逐漸采用不動管柱的分段壓裂、合層排液技術；2005年以來，投球滑套分級分段壓裂技術日益成熟并大規(guī)模推廣應用。

目前，針對致密砂氣藏較為主流的壓裂技術主要包括以下幾類：（1）體積壓裂技術[21]，采用分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液體以及轉向材料和技術的應用，實現(xiàn)對天然裂縫、巖石層理的溝通，在主裂縫的側向強制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續(xù)分枝形成二級次生裂縫，以此類推，盡最大可能增加改造體積。該技術的優(yōu)點是極大地擴大了裂縫面積，但壓裂級數(shù)受到工具限制。長慶油田在鄂爾多斯盆地蘇里格氣田開展了體積壓裂技術礦場試驗。截至2013年底，已完成試驗井42口，投產(chǎn)初期日均產(chǎn)氣量是鄰近常規(guī)壓裂水平井的1.2倍，改造效果良好[40-42]。（2）全通徑水平井壓裂技術[43]，采用裸眼封隔器+連續(xù)油管帶底封拖動水平井分段壓裂技術，可實現(xiàn)一趟管柱噴砂射孔和水平井連續(xù)分段壓裂，具有壓裂后井筒通徑大、施工成功率高等優(yōu)點，但是噴砂效果受噴嘴限制。2016年4月，該技術在大牛地氣田在DPS-105井試驗并獲得成功。（3）連續(xù)油管套管固井滑套分段壓裂技術[44-46]，采用無限級滑套和套管一起固井，然后連續(xù)油管帶井下工具組合下入，并逐個打開無限級滑套進行壓裂。該技術存在的主要問題是部分固井滑套難以打開。目前，該技術在中石油塔里木油田、中石化華北油氣分公司杭錦旗區(qū)塊均開展了先導性試驗并獲得了成功。（4）水平井裸眼滑套分段壓裂工藝[47]，采用鉆桿將完井管柱送至預定位置，投球座封懸掛式封隔器和裸眼封隔器，加壓丟開懸掛式封隔器，起出送入管柱，下回接插頭及生產(chǎn)油管，加壓逐級打開噴砂滑套，進行壓裂施工。該技術具有工具結構簡單、操作方便、性能可靠等優(yōu)點，先后在Q7P1井等試驗并獲得成功。（5）水平井無限級滑套分段壓裂工藝，采用預置計數(shù)滑套裝置，提前設置各級滑套通過球數(shù)，當固定尺寸可溶球通過某一級滑套后觸發(fā)該滑套內(nèi)部機械結構旋轉減級，當通過設定球數(shù)后球再次到達該滑套時憋壓座封。計數(shù)滑套特點，無級數(shù)限制，壓裂后形成全通徑大尺寸井筒，便于后期調(diào)整增產(chǎn)措施。目前該工藝技術在中石化華北油氣分公司杭錦旗區(qū)塊開展了先導性試驗并獲得了成功。

4 結論與展望

（1）相比其他致密砂巖氣藏壓裂工藝技術，水平井裸眼滑套分段壓裂和水平井無限級滑套分段壓裂工藝技術在改造級數(shù)、工藝可靠性、后期增產(chǎn)調(diào)整等方面具有明顯的技術優(yōu)勢。

（2）建議將現(xiàn)有的致密砂巖氣藏壓裂工藝技術與CO2泡沫壓裂液體系、N2增能壓裂液體系等低損害壓裂技術相結合，以此減小壓裂工藝技術對致密砂巖儲層造成的傷害，提高單井產(chǎn)能。

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The new fracturing technology for tight sandstone gas reservoir a review

HUANG Li，TAO Zuwen，LI Haikun
（Downhole Operation Branch of Sinopec Southwest Petroleum Engineering Company，Deyang Sichuan 618000，China）

Tight sandstone gas is an important unconventional energy.Tight sandstone reservoirs are typical low porosity and low permeability formations.So there are many problems in the process of fracture engineering.In this paper,the main technical difficulties during the tight sandstone gas reservoirs fracturing were analyzed based on geological characteristics of tight sandstone gas reservoirs,and the latest fracturing technology are summarized.The results show that,sliding sleeve fracturing and infinite stage sliding sleeve fracturing for horizontal well is the most promising.At the same time,it is suggested to combine the existing fracturing technology of tight sandstone gas reservoir with low-damage fracturing technology such as CO2foam fracturing and N2boosting fracturing in order to achieve reservoir protection during fracturing construction.

tight sandstone；hydraulic fracturing；sliding sleeve fracturing；infinite stage sliding sleeve fracturing；reservoir protection

TE357.11

A

1673-5285（2017）01-0011-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.01.004

2016－10-20

黃力，男（1978-），四川威遠人，在職研究生，研究方向為壓裂工程技術及現(xiàn)場應用，郵箱：51889324@qq.com。