砂泥交互致密储层压裂技术现场应用

时间：2024-07-28

陈挺，赵昊，刘垒，姚展华，王志强

（1.中国石油渤海钻探工程技术研究院，天津 300280；2.中国石油西南油气田四川长宁天然气开发有限责任公司，四川宜宾 644399；3.中国石油渤海钻探井下技术服务分公司，天津 300280）

鄂尔多斯盆地苏里格气田属于低压低渗透低孔隙度的致密砂岩气藏，主要产层为二叠系盒8 和山1 段。随着开发的进行，井位部署逐渐向主力砂体的边缘地带拓展，层内非均质性强、气层薄且砂泥岩交互特征明显的储层所占比例增大。针对这部分无法采用封隔器进行有效封隔、笼统压裂改造不充分的井，采用不动管柱水力喷砂射孔压裂工艺和复杂缝网压裂工艺进行改造，同时为了配合这两种需要大液量、大砂量的施工工艺，改进了液体体系进行连续混配施工。

1 不动管柱水力喷砂射孔压裂技术

高速射流产生的动能在水力孔眼中转化为静压能，当孔内滞止压力超过地层破裂压力时压开地层，保持环空压力低于已压裂层段裂缝延伸压力使得环空中流体只能进入射流所在位置的人工裂缝，这就是水力喷射压裂的自封隔作用。对于采用常规封隔器无法有效封隔的层段能够进行有效封隔[1]。

利用滑套式喷射器配套Φ73.0 mm 或Φ88.9 mm油管可实现不动管柱喷射压裂工艺。采用螺旋布孔方式布置喷嘴来减小水力孔眼对套管强度的影响[2]，喷嘴相位选择60°，并尽可能减小该夹角使得水力孔眼轴线与最大水平主应力方向一致[3，4]来降低破裂压力。喷嘴结构选择8×Φ5.5 mm、6×Φ6.3 mm 和8×Φ5.5 mm 组合。考虑破岩最优喷射压力和喷嘴磨损，喷射速度为200～230 m/s。

初期施工时，管柱采用Φ88.9 mm N80 外加厚油管和Φ73.0 mm N80 外加厚油管的组合管柱进行压裂施工，喷嘴结构选用8×Φ5.5 mm。为降低环空摩阻、保证压裂施工时油管排量，Φ88.9 mm N80 外加厚油管长度尽可能增长。以苏7X 井为例，Φ88.9 mm N80 外加厚油管长度为2 500 m，Φ73.0 mm N80 外加厚油管长度为900 m。水力喷砂射孔施工时，由于油套环空空间小，油管注入压力过高，接近油管限压68 MPa。为保证顺利射孔，射孔阶段磨料浓度由123 kg/m3降低至80 kg/m3，油管压力随之降低至56 MPa。打隔离液后，将磨料浓度提高至123 kg/m3继续射孔。注入18.5 m3射孔液后油管压力突降，表明地层起裂，后续层位射孔压力正常并完成加砂。按照此管柱结构进行施工的井均存在射孔阶段压力过高的问题（见图1）。

图1 苏7X 井第一段施工曲线

为了解决喷砂射孔阶段油管注入压力过高的问题，对4 口井进行了电缆传输射孔+不动管柱水力喷砂射孔压裂现场试验。管柱结构采用Φ88.9 mm N80 外加厚油管和Φ73.0 mm N80 外加厚油管的组合管柱。第一层采用电缆传输射孔，射孔位置选择气层解释层段位置；后续层位射孔采用不动管柱水力喷砂射孔压裂，喷嘴结构采用8×Φ5.5 mm。苏2X 井第二段施工曲线（见图2），由图2 可以看出第一层电缆传输射孔后，第二层的施工压力低，施工过程顺利。该井试气无阻流量达到43.181 3×104m3/d，为该区块全年最高。

图2 苏2X 井第二段施工曲线

为进一步优化施工工艺，减小压裂工具复杂程度，不动管柱全部采用Φ73.0 mm N80 外加厚油管，优化喷嘴结构为6×Φ6.3 mm 和8×Φ5.5 mm 组合。以苏9X井为例，由于采用小油管压裂，射孔压力低，压裂过程中油管压力保持在60 MPa 以下，该井无阻流量达到18.261 9×104m3/d，达到地质预期。优化后该工艺共应用16 井次，效果良好，平均试气无阻流量达到15.826 5×104m3/d（见图3）。

图3 苏9X 井第一段施工曲线

2 复杂缝网压裂技术

借鉴致密气藏水平井体积压裂工艺思路[5]，在直（斜）井采用复杂缝网压裂工艺技术，利用大排量低黏度前置液造主缝、大排量交联冻胶携带陶粒支撑主裂缝并在其基础上生成次生裂缝，连通砂岩、泥岩，充分改造目的层所在砂体，增大储层改造体积以获得良好产能。苏里格气田致密砂岩储层高角度裂缝发育[5]、砂岩脆性指数较高[6]、两向应力非均质性系数较低[7，8]，这些条件有利于产生多方向的水力裂缝，进一步形成复杂缝网结构。

选取分别位于2 个平台的4 口直（斜）井做对比试验，其中S25X 井和S27X 井位于同一平台，S18X 井和S19X 井位于同一平台。S25X 井、S18X 井层厚分别为4.5 m 和5.1 m，孔隙度12.44%～14.01%，渗透率1.14×10-3μm2～1.39×10-3μm2，含气饱和度55.26%～62.39%，目的层上部与下部有若干薄差气层，且气层与差气层之间有厚度为0.5～1.5 m 不等的泥岩隔层。这2 口井前置液阶段采用滑溜水造复杂裂缝，携砂液阶段采用交联冻胶携砂对主裂缝进行延伸和支撑[9，10]。采用常规分层压裂的2 口对比井的物性与试验井相当。本次现场试验采用两种方法监测裂缝的生成与延伸。S18X 井和S19X 井采用声传导定位裂缝监测技术，S25X 井和S27X 井采用被动地震发射地震层析成像技术。

复杂缝网压裂井采用Φ60.3 mm 油管环空注入，排量8.0 m3/min。常规分层压裂井采用Φ73.0 mm 油管注入、K344-114 单封隔器两层分压工艺，采用3.0 m3/min排量施工。复杂缝网压裂前置液阶段滑溜水添加0.1%降阻剂，减阻率为76.5%；携砂液交联冻胶添加0.3%羟丙基胍胶。常规分层压裂井的基液羟丙基胍胶浓度为0.45%。支撑剂选用中密度高强度陶粒，粒径0.425～0.85 mm，体积密度1.75 g/cm3。

S25X 井加砂120.0 m3，入井液量1 015.5 m3，排量8.0 m3/min，平均砂比18.3%，最高砂比31.2%；S18X 井加砂120.0 m3，入井液量962.6 m3，排量8.0 m3/min，平均砂比17.7%，最高砂比29.0%。施工中，前置液阶段套管压力保持平稳，高黏度携砂液阶段套管压力缓慢上升，完成设计加砂量。

试验井与对比井的生产情况（见表1）。以S18X 井和S19X 井为例，前者的气层厚度与砂体厚度均小于后者，经过体积压裂改造后，无阻流量是后者的1.57倍，说明经过体积压裂的储层，形成的复杂缝网泄流体积更大，为甲烷从储层基质流向井筒提供了更为通畅的高渗透率通道。在试验井成功的基础上，后续进行了5 口直井的体积压裂现场试验，无阻流量达到12.8～23.4 m3/d，增产比例达到57.6%～130.2%，显示出该工艺在苏里格致密砂岩气层良好的适应性。

表1 生产情况对比

声传导定位裂缝监测结果（见图4）。S18X 井监测到四条裂缝，北东60°和南北方向2 条裂缝最长，总造缝长度1 810 m。压裂液延裂缝向外波及宽度30～100 m。压裂液波及面积约90 000 m2。

图4 声传导定位裂缝监测结果

S19X井第一层压开四条裂缝，近东西向缝最长，约300 m，该段共造缝总长约680 m。第二层压开四条裂缝：东西向裂缝最长，约250 m，该段造缝总长约630 m。对比裂缝监测结果，采用体积压裂工艺的缝长大于常规分层压裂的缝长，且大排量、大液量的大规模施工方式在主裂缝的基础上延伸更多的次生裂缝，更为充分地改造储层，建立了渗透率更高、波及体积更大的人工裂缝网络。

微破裂能量扫描四维影像压裂裂缝监测结果（见表2）。S25X 井的裂缝表体积远大于对比井的裂缝表体积，进一步验证了声传导定位裂缝监测结果。

表2 微破裂能量扫描裂缝监测成果

3 连续混配技术

不动管柱水力喷砂射孔压裂工艺与复杂裂缝压裂工艺均需要大量压裂液进行施工，且目前同一平台上有多个施工井位。按照传统的先配液后施工方式，多口井的施工需要配备数量众多的铁罐。两口井之间施工时间间隔较长，造成整个平台施工周期长。

为了提高大液量压裂施工效率、减小因配液时间长造成的压裂液降解以及降低施工成本，研究了连续混配压裂工艺，优化了压裂液体系中的固体添加剂[11]，将常规配方中防膨剂和氯化钾替换为高效防膨剂[12]，质量分数降低至0.3%，能够满足抑制黏土膨胀和颗粒运移的要求，防膨率可达89%；将pH 调节剂替换为液态碱，能够满足压裂液pH 调节和保证压裂液耐温性能的要求。

施工工艺方面，现场配备容积50 m3的压裂液缓冲罐6～10 个，用软体罐备压裂用清水。采用连续混配设备配制压裂液至缓冲罐中，再由其供液进行压裂施工。胍胶压裂液和滑溜水压裂液连续混配时，胍胶和减阻剂加入量分别按照0.45%和0.1%由连续混配车吸入。发泡剂、助排剂、高效防膨剂按照一定比例加入到20 m3水罐车中，再由连续混配车吸入。

配制胍胶压裂液时，液态碱和交联剂在混砂车上加入。液态碱加入水罐车或4 m3罐中，加水稀释至液态碱完全溶解，用流量计泵加入混砂罐中。根据取样口的压裂液pH 值确定液态碱的加入量，控制压裂液pH值在10～11。交联剂由混砂车上液添系统加入，根据压裂泵车排量调整加入量，控制交联时间在40～60 s。

采用连续混配作业方式能够有效减少设备动迁、降低压裂液损耗、提高作业效率。作业队提前做好多口井的井筒准备工作后，可一次性完成两口井以上的压裂施工，且施工结束后缓冲罐内不留液体或仅残留少量压裂液，降低成本的同时减轻了环保压力。现场配制的压裂液性能稳定，六速旋转黏度计测得的基液黏度与流变仪在90 ℃、170 s-1条件下测得的交联冻胶液黏度达到常规配制方法的性能（见表3）。

表3 不同配制方式压裂液的黏度