慕立俊 馬 旭 張燕明 肖元相

1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 2.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院

0 引言

自2007年以來，美國通過儲層改造技術(shù)的理念創(chuàng)新和技術(shù)進步實現(xiàn)了“頁巖氣革命”。2016年，美國天然氣產(chǎn)量達7 511×108m3，其中非常規(guī)天然氣產(chǎn)量為5 632×108m3，占比75%。在非常規(guī)天然氣中，頁巖氣產(chǎn)量增長尤為迅猛，2000年僅為122×108m3，而2016年則高達3 987×108m3，占當年天然氣總產(chǎn)量的53%。

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田位于內(nèi)蒙古自治區(qū)和陜西省境內(nèi)，是目前中國陸上最大的氣田，也是致密砂巖氣藏的典型代表，具有“低滲透率、低壓力、低豐度”等特征[1]。2012年，中石油提出了“體積改造”的技術(shù)理念[2]，以期提高天然氣產(chǎn)量、解放資源。為了將體積改造技術(shù)原理的普遍性和蘇里格氣田致密氣藏儲層的特殊性相結(jié)合，建立有效的體積改造技術(shù)模式，筆者從地質(zhì)特征入手，比較了蘇里格氣田致密砂巖氣藏與美國非常規(guī)氣藏儲層的差異，從而探討蘇里格氣田致密氣儲層體積改造面臨的關鍵問題，明確儲層改造技術(shù)的未來發(fā)展方向。這對進一步提高蘇里格氣田的開發(fā)效益、實現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。

1 美國非常規(guī)氣體積改造技術(shù)現(xiàn)狀

2002年以來，隨著水平井分段壓裂技術(shù)的試驗成功，以及滑溜水壓裂技術(shù)的快速普及，美國頁巖氣體積改造技術(shù)快速發(fā)展，產(chǎn)量大幅攀升。得益于水平井體積改造技術(shù)的持續(xù)發(fā)展以及大幅度降低的作業(yè)成本，近年來的低油價形勢亦未對美國的非常規(guī)氣產(chǎn)量造成重大影響。

1.1 長水平段、縮小縫間距

大量的礦場試驗數(shù)據(jù)表明，隨著水平段長度和裂縫條數(shù)的增加，頁巖氣水平井產(chǎn)量也隨之增加。目前，美國頁巖氣井水平段長度普遍介于2 000～3 000 m，最長達5 640 m，段間距則為30～60 m，而最新試驗的密切割技術(shù)單縫間距甚至縮短到約8 m。

1.2 水平井分段壓裂工藝

美國的非常規(guī)氣水平井分段壓裂主體采用固井完井橋塞分段壓裂技術(shù)，占比超過90%。近年來，隨著高分子可溶材料的進步，可溶橋塞壓裂工具研發(fā)取得突破，與傳統(tǒng)速鉆橋塞分段壓裂工具相比，壓后不需要磨銑，自行分解，井筒全通徑有利于后續(xù)作業(yè)。此外，新型的無限級分壓工藝也不斷發(fā)展。Schlumberger公司研發(fā)的Inf i nity壓裂工具，通過精準泵入可溶性球座，與套管預置的球座插座對接，壓裂時投入可溶球?qū)崿F(xiàn)逐段改造，壓后球和球座自然降解，實現(xiàn)壓后全通徑；NCS公司的Unlimitied和Baker Hughes公司的Optiport無限級分壓技術(shù)，通過固井時預置滑套，壓裂時連續(xù)油管開啟或關閉滑套實現(xiàn)定點壓裂，與固井完井橋塞分段壓裂技術(shù)相比，不射孔、不另下工具、不需要壓后處理。

1.3 滑溜水壓裂設計

滑溜水壓裂最早始于20世紀80年代美國致密砂巖氣開發(fā)，在Cotton Valley、Bossier等氣田見到了較好的增產(chǎn)效果。自頁巖氣大規(guī)模開發(fā)以來，滑溜水壓裂已成為主體工藝[3]。目前，滑溜水壓裂設計主要包括混合壓裂和全程滑溜水壓裂兩種模式。早期主要以混合壓裂設計為主，即前期打入滑溜水，然后注入線性膠，最后用交聯(lián)液作為攜砂液，滑溜水占比30%～50%。而近年來，全程滑溜水壓裂設計比例逐漸增加，滑溜水占比達80%～100%。

1.4 大平臺工廠化作業(yè)

平臺化布井、工廠化壓裂是降低成本的必由之路。通過減少設備動遷次數(shù)，降低設備動遷費用，實現(xiàn)不怠工條件下連續(xù)作業(yè)，大幅提高壓裂設備的利用率和作業(yè)效率，從而降低成本。例如，加拿大Horn River盆地采用叢式水平井開發(fā)，單平臺壓裂段數(shù)由154段提升到314段再到440段，單井平均壓裂段數(shù)由14段提升至22.4段再提升至27.5段，泵注成本則由176美元/m3降至158美元/m3再降至119美元/m3，成本降低了32%。這同時也說明平臺規(guī)模越大，作業(yè)成本越低。美國Barnett頁巖氣平臺最大井組也包含了22口水平井。

1.5 低成本壓裂材料

近年來，為進一步降低作業(yè)成本，美國頁巖氣壓裂用支撐劑中石英砂比例進一步提高。2016年，美國壓裂用石英砂用量占比平均超過71%，部分地區(qū)支撐劑已全部采用石英砂，降低完井成本近20%。目前，石英砂支撐劑應用儲層埋深超過3 000 m，閉合壓力已超過45 MPa。此外，還通過石英砂就近選擇、自供，進一步降低成本。

2 蘇里格氣田的地質(zhì)特征

2.1 砂體規(guī)模小，非均質(zhì)性強

不同的沉積相背景，決定了不同的有效儲層展布特征。美國致密砂巖氣儲層分布穩(wěn)定、厚度大，如皮申斯盆地以海陸過渡相三角洲沉積為主，砂體呈透鏡狀展布，氣層累計厚度超過600 m；圣胡安盆地以河流相與三角洲分流河道沉積為主，砂體有效厚度為24 m。而頁巖氣儲層主要為海相沉積，分布穩(wěn)定，Barnett頁巖厚度約為300 m。蘇里格氣田屬陸相辮狀河或辮狀河三角洲沉積背景，有效儲層心灘微相為非連續(xù)相，透鏡狀與層狀砂體共生。井網(wǎng)加密試驗表明，有效砂體呈半橢球狀分布，厚度30～50 m，平面上長軸近南北向，長度介于600～1 000 m，短軸近東西向，寬度約為400 m，有效厚度6.3～8.3 m[4-5]，縱向上多期疊置，橫向上非均質(zhì)性較強。

2.2 縱向砂泥巖遮擋條件較差

研究發(fā)現(xiàn)，裂縫縱向擴展與儲層、隔層的應力差和厚度直接相關。美國頁巖氣儲層呈薄層狀分布，更重要的是發(fā)育有天然裂縫和層理，層理面是薄弱面，裂縫縱向上延伸受到一定程度的控制，可誘導人工裂縫轉(zhuǎn)向（圖1），具備大型壓裂形成復雜縫網(wǎng)的先決條件。與頁巖氣儲層相比，致密砂巖氣儲層一般為砂泥巖交互分布，層理不發(fā)育（圖1），對裂縫縱向延伸控制作用?。▓D2）。美國致密砂巖氣儲層厚度相對較大（San Juan盆地有效厚度約24 m），而蘇里格氣田致密砂巖氣儲層有效厚度則只有6.3～8.3 m，壓裂過程中較小的儲層厚度導致裂縫縱向更易突破隔層。

圖1 頁巖氣（Barnett氣田頁巖）和致密砂巖氣（蘇里格氣田二疊系下石盒子組盒8段）儲層露頭對比圖

圖2 水平層理對裂縫縱向擴展的影響示意圖

2.3 儲層地層壓力系數(shù)偏低

美國落基山地區(qū)致密砂巖氣儲層以及頁巖氣儲層普遍具有異常高壓，壓力系數(shù)一般介于1.4～1.7，最高達1.94，具有明顯的起伏深度（2 400～2 740 m），導致異常高壓的主要原因是具有活躍的烴類生成、高的烴柱和高地形的補給區(qū)引起的承壓狀態(tài)。蘇里格致密砂巖氣藏儲層為異常低壓，平均壓力系數(shù)介于0.85～0.95，氣藏負壓主要是抬升剝蝕和氣水密度差引起。

2.4 復雜裂縫形成難度較大

國外非常規(guī)天然氣儲層體積改造研究表明，能否形成復雜網(wǎng)狀（體積）裂縫取決于天然裂縫性質(zhì)、地層巖石力學性質(zhì)以及兩向水平主應力的關系。

2.4.1 天然裂縫發(fā)育程度低

天然裂縫與人工裂縫的相互溝通，能夠較大程度地增加裂縫復雜程度。通過巖心標定和FMI成像對比發(fā)現(xiàn)，超過60%的頁巖氣儲層天然裂縫走向與斷層方向具有一致性，且水平層理發(fā)育；致密砂巖氣儲層部分發(fā)育天然裂縫，如大綠河盆地和圣胡安盆地存在一定程度的天然裂縫，有的開啟，有的被礦物充填。裂縫一般不穿層，往往消失于泥頁巖中或地層交界處，且多數(shù)為微裂縫。而蘇里格氣田以溶孔、晶間孔為主，從蘇里格東區(qū)召X井的成像測井資料來看，發(fā)育有一定量的天然微裂隙（圖3），與國外頁巖氣等非常規(guī)天然氣儲層天然裂縫發(fā)育程度存在較大的差距。

圖3 蘇里格東區(qū)召X井成像測井解釋成果圖

2.4.2 脆性條件中等

儲層脆性影響天然微裂縫發(fā)育和裂縫形態(tài)，脆性程度高，則天然微裂縫發(fā)育，壓裂過程中巖石易剪切破壞，從而產(chǎn)生較大的體積復雜裂縫。通過巖石力學參數(shù)法對比可以看出，蘇里格氣田盒8段、二疊系山西組1段（以下簡稱山1段）脆性指數(shù)介于40.0～65.0（表1），低于Barnett氣田，與Haynesville等氣田脆性程度相當。此外，應力—應變實驗顯示盒8段、山1段巖石破壞前應變1.0%～1.5%，脆性特征明顯。

2.4.3 水平兩向應力差較大

平面兩向應力差決定了裂縫是單縫特征還是體積壓裂縫特征，直接影響帶寬大小與改造體積。美國頁巖氣儲層水平兩向應力差較?。?～3 MPa），人工裂縫多縫隨機延伸，裂縫復雜程度較高。蘇里格致密砂巖儲層測試水平應力差為7.7 MPa，裂縫復雜性受限。

表1 蘇里格氣田致密砂巖氣儲層與美國不同區(qū)域頁巖氣儲層巖石力學特征對比表

綜上所述，與美國頁巖氣、致密氣等非常規(guī)天然氣儲層相比，蘇里格致密砂巖氣儲層分布穩(wěn)定性差、砂體規(guī)模小、非均質(zhì)性強、物性差、裂縫發(fā)育程度低、壓力系數(shù)低[6]。

3 體積改造關鍵問題及發(fā)展方向

3.1 面臨的關鍵問題

要實現(xiàn)蘇里格氣田致密砂巖氣儲層體積改造，必須結(jié)合儲層自身的地質(zhì)條件。通過與美國非常規(guī)天然氣儲層地質(zhì)條件的對比分析可以看出，蘇里格致密砂巖氣儲層體積改造主要面臨以下4個難點。

3.1.1 過高的排量導致裂縫縱向過度延伸

蘇里格致密砂巖氣儲層盒8段、山1段等主力開發(fā)層段儲層和隔層應力差較小，隔層厚度小，較高排量注入會大幅增加縫內(nèi)的凈壓力，當超過儲、隔層應力差時，裂縫會突破隔層，造成縫高失控，導致裂縫的橫向擴展受限，影響改造效果。前期蘇里格氣田蘇東X井盒8層進行了體積改造試驗，該井盒8段儲層埋深2 730 m，砂體厚度59.4 m，加入陶粒101.3 m3，采用油套環(huán)空注入，施工排量達6.0～6.5 m3/min，累計注入液量916 m3，壓后井口日產(chǎn)氣0.218 6×104m3，未達到預期效果。通過井底壓力計測試數(shù)據(jù)和壓力分析，壓裂過程中凈壓力由6.0 MPa突升至約18.0 MPa（圖4），壓后偶極子聲波測井測試裂縫高度達125 m，已經(jīng)突破了底部薄隔層的遮擋。

圖4 蘇東X井盒8段壓裂施工凈壓力曲線圖

3.1.2 低壓氣藏大規(guī)模壓裂液滯留儲層傷害大

蘇里格致密砂巖儲層壓力系數(shù)低（小于1.0），體積改造大量液體進入地層，壓后液體返排難度大。從巖心啟動壓力室內(nèi)實驗可以看出，致密儲層存在啟動壓力，且隨著滲透率的不斷降低，啟動壓力越高（圖5）。而致密儲層液體滯留傷害率分析實驗也表明，儲層低壓特性是造成壓裂液滯留的主要原因，且液體滯留時間越長，對儲層傷害越大（圖6）。

3.1.3 直井多層水平井多段壓裂改造工藝不滿足體積改造的技術(shù)需求目前，蘇里格致密砂巖氣儲層主體采用直井機械封隔器分層和水平井多級滑套水力噴射分段壓裂工藝[7-8]（圖7），實現(xiàn)多層多段連續(xù)分壓、壓后投產(chǎn)一體化，具有作業(yè)工序簡單，成本低等優(yōu)勢，但注入排量受限（小于4.0 m3/min），壓后完井管柱復雜，后期測試評價等作業(yè)難度大。尤其是水平井分段壓裂技術(shù)方面，采用裸眼完井方式，一方面由于自身工藝特點和井眼不規(guī)則的影響，段間封隔有效性較差，Ⅱ、Ⅲ類致密砂巖氣儲層改造效果不佳；另一方面，裸眼完井鉆井液長期浸泡，易造成污染，影響改造效果。

圖5 10塊巖心啟動壓力實驗圖

圖6 液體滯留時間對儲層傷害率分析圖

3.1.4 成本的增加制約了體積改造技術(shù)的規(guī)模應用

與常規(guī)壓裂相比，體積改造意味著更長的水平段、更多的分壓段數(shù)、更高的注入排量、更大的改造規(guī)模，增加了現(xiàn)場施工設備和壓裂材料數(shù)量，導致了整個壓裂作業(yè)成本的大幅增加。按目前的結(jié)算價格體系，不考慮水平段長度、分壓段數(shù)等影響因素，在同等改造規(guī)模的前提下，水平井體積改造總費用較常規(guī)分段壓裂增加30%以上，一定程度上制約了體積改造技術(shù)的擴大應用。

3.2 技術(shù)發(fā)展方向

3.2.1 采用適度提高排量、大幅增加液量的滑溜水壓裂設計，控制裂縫縱向延伸

水力壓裂裂縫擴展幾何形態(tài)受控于縫內(nèi)凈壓力，而較低的液體黏度可以在同等注入排量條件下降低凈壓力，有利于控制裂縫高度。前期，蘇里格氣田60余口混合壓裂試驗井也見到了較好的應用效果[9]。因此，在進行蘇里格氣田致密砂巖氣體積壓裂時，需要結(jié)合儲層縱向條件、混合水壓裂設計的技術(shù)優(yōu)勢，優(yōu)化適度排量和規(guī)模，在裂縫高度不過分擴展的前提下，實現(xiàn)橫向波及體積的最大化。

3.2.2 降低致密砂巖氣水鎖傷害、提高返排效率，縮短液體滯留儲層時間

針對蘇里格氣田低壓致密砂巖氣藏，以“改善壓后返排、降低液體傷害”為目標，形成了“液氮伴注助排、壓后及時返排”的技術(shù)策略，取得了較好的助排和實施效果。下一步需要針對致密砂巖氣儲層孔喉半徑小的特征，探索通過改善巖石潤濕性，進一步降低致密砂巖氣儲層水鎖傷害的方法，保障壓裂改造效果。

3.2.3 開展小井眼鉆井、小油管完井，滿足高排量壓裂設計及后期長期生產(chǎn)需求

國外致密砂巖氣開發(fā)實踐表明，小井眼技術(shù)能夠大幅提高機械鉆速、降低管材用量、減少巖屑產(chǎn)生量，在節(jié)約投資成本方面有著極大的優(yōu)勢[10]。目前，蘇里格氣田致密砂巖氣藏直井主體采用?139.7 mm套管固井完井，?73.02 mm油管+封隔器實現(xiàn)壓裂、投產(chǎn)一體化，限制了施工排量的提高，縮短了后期自然攜液生產(chǎn)時間。因此，采用套管注入、后期下入小直徑生產(chǎn)油管是多層多段分壓技術(shù)的發(fā)展方向，已開展試驗的套管滑套和連續(xù)油管分壓技術(shù)表現(xiàn)了較好的應用效果和前景[11-12]。

圖7 直井機械封隔器和水平井多級滑套水力噴射分壓管柱示意圖

3.2.4 加強地質(zhì)與工程一體化，定型工廠化作業(yè)模式，實現(xiàn)大井組開發(fā)提效降本

前期，結(jié)合蘇里格氣田大井組部署，開展了工廠化作業(yè)的探索試驗，取得了一定的效果[13-15]。但由于上下古生界儲層疊合、多層系發(fā)育特點，多采用多井型、混合井組開發(fā)模式，壓裂工藝類型多、工作液種類多，工廠化作業(yè)難度較大（表2），需要進一步加強地質(zhì)工程結(jié)合，優(yōu)化地質(zhì)部署，定型改造工藝，實現(xiàn)“標準化、模塊化、流水線”的工廠化作業(yè)。

表2 G-1井組井型、工藝及液量統(tǒng)計表

4 結(jié)論

1）通過與美國非常規(guī)天然氣儲層天然裂縫性質(zhì)、地層巖石力學性質(zhì)以及兩向水平主應力的對比分析，可以看出蘇里格致密砂巖氣儲層復雜裂縫形成的難度較大。

2）結(jié)合蘇里格致密砂巖氣藏地質(zhì)特征，明確了體積改造的主體技術(shù)方向，即：控制裂縫縱向延伸，適度提高排量、大幅增加液量的滑溜水壓裂設計提高單層產(chǎn)量，直井多層、水平井多段壓裂實現(xiàn)致密砂巖氣多層系立體式開發(fā)。

3）開展小井眼鉆井、小油管完井試驗，定型大井組工廠化作業(yè)模式，是蘇里格致密砂巖氣進一步降低作業(yè)成本的現(xiàn)實選擇。

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