鄺聃，李達，白建文

張春陽，朱更更 （中石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西 西安710018）

蘇里格氣田為近年來長慶油田勘探發(fā)現(xiàn)的典型的低孔低滲致密砂巖氣藏，開發(fā)區(qū)域已逐漸由中區(qū)向東西區(qū)擴展。與中區(qū)相比，東區(qū)儲層物性更差、產量更低，體現(xiàn)在巖性變差 （泥質含量升高）、壓力系數(shù)進一步降低 （0．88→0．82）、層更薄、砂泥巖薄互層現(xiàn)象更嚴重等方面［1］。上述原因導致蘇里格東區(qū)壓裂液返排更加困難，儲層與裂縫更易受到傷害，裂縫支撐剖面更為復雜等壓裂難點，大大制約了壓裂效果的提高［2］。為此，急需開發(fā)針對蘇里格氣田東區(qū)氣藏地質特征的低傷害壓裂液體系，發(fā)展低傷害壓裂優(yōu)化設計方法及配套工藝技術。

1 東區(qū)低滲儲層地質特征

蘇里格氣田主要含氣層系為二疊系石盒子組八段 （Ph8）～山西組一段 （Ps1），氣藏埋深2900～3500m，主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂體帶，是典型的巖性圈閉氣藏［3］。東區(qū)儲層巖性以巖屑砂巖為主、石英砂巖次之，黏土礦物體積分數(shù)較高，為20%～30%。儲集空間以孔隙為主，孔隙結構具有 “孔喉半徑小、分選程度差、排驅壓力高、連續(xù)相飽和度偏低和主貢獻喉道小”的特點。東區(qū)單井平均氣層厚度為7．7m，孔隙度主要分布在1．0%～15．9% （平均9．4%），滲透率范圍0．014～8．42mD（平均0．702mD），平均含氣飽和度57．7%，屬低孔、低滲、低豐度儲層。蘇里格氣田東區(qū)Ph8氣藏平均壓力系數(shù)為0．861，屬低壓氣藏。

2 壓裂改造難點分析

根據以上地質特點分析，可以得出蘇里格氣田東區(qū)氣藏壓裂改造的特點及難點如下：①儲層物性更差，要求壓裂形成較中區(qū)更長的人工裂縫，并與井網系統(tǒng)匹配；②儲層致密，黏土礦物總量較高，對傷害敏感，對外來流體低傷害的特點要求高；③東區(qū)儲層孔喉半徑小、排驅壓力大，儲層易受壓裂液傷害；地層能量有限，壓力系數(shù)低，壓裂液返排難度大；④東區(qū)儲層薄互層特征明顯，縱向應力剖面復雜，有效遮擋條件差，縫高不易控制；⑤多數(shù)井通過工具分層壓裂，全部層施工結束后統(tǒng)一返排的施工方式，各層壓裂液在地層內滯留時間不同。

3 低傷害壓裂液體系研究

針對東區(qū)儲層易受傷害的特點，開發(fā)了超低濃度羧甲基瓜爾膠壓裂液體系（CMHPG）。該體系采用超低濃度交聯(lián)技術，稠化劑濃度低，用量少，交聯(lián)效率高，具有耐溫抗剪切性能好、破膠徹底、同等濃度下殘膠和殘渣傷害低等突出優(yōu)勢。優(yōu)化后的壓裂液體系配方如下：①基液：在水中加入溶解質量分數(shù) （溶解質量分數(shù)定義為溶質與溶劑的質量之比）為0．28%羧甲基稠化劑＋0．5%助排劑＋0．5%黏土穩(wěn)定劑＋0．05%殺菌劑＋0．5%交聯(lián)促進劑＋0．5%降濾失劑 （前置液含）。②交聯(lián)劑：低殘渣鋯交聯(lián)劑 （交聯(lián)比為100∶0．3）。

模擬地層溫度和井筒流動條件［4～6］，對該壓裂液體系進行了室內測試。

圖1 90℃、170s－1剪切90min下不加破膠劑的黏時曲線

圖2 90℃、170s－1剪切90min下加破膠劑的黏時曲線

3．1 耐溫抗剪切性能評價

評價了體系在90℃、170s－1連續(xù)剪切90min下，不加入破膠劑與加入溶解質量分數(shù)為0．3×10－4（溶劑為瓜膠基液）的破膠劑兩種情況下的耐溫抗剪切性能，評價結果如圖1和圖2所示。

圖1中，交聯(lián)液初始黏度620mPa·s，溫度上升過程中黏度降幅較大，當溫度達到90℃、170s－1連續(xù)剪切90min過程中黏度降幅減緩，最終黏度為396mPa·s，說明該體系具有良好的耐溫抗剪切性能，保證了體系在高溫下的攜砂能力。圖2為該體系在加入溶解質量分數(shù)為0．3×10－4過硫酸銨 （APS）后在相同試驗條件下的黏時曲線。與圖1相比，早期黏度變化不大，但恒溫期由于破膠劑的影響，使得黏度下降較快，但最終黏度也有142mPa·s，說明即使加入破膠劑后也完全滿足施工時的攜砂要求。

圖3 90℃、高速剪切6min后的黏時曲線

3．2 高剪切后恢復性能評價

圖3 和圖4評價了體系經高速剪切后的黏度恢復情況，試驗條件是170s－1剪切2min，再1000s－1剪切6min，剪切速率恢復到170s－1繼續(xù)剪切82min。圖3是沒有加入破膠劑的體系，黏度從高剪切后的最低值緩慢恢復至最終黏度177．4mPa·s，恢復到常規(guī)剪切的45% （與圖1比較），說明在恒溫階段黏度恢復值大于受溫度影響的降低值。圖4是加入溶解質量分數(shù)為0．3×10－4APS的體系，黏度從高剪切后的最低值緩慢上升，大約在44min時出現(xiàn)峰值，說明之前黏度恢復占主導，之后溫度及破膠劑對黏度的降低占主導，最終黏度值124mPa·s，恢復率87% （與圖2比較）。試驗結果充分說明羧甲基壓裂液體系在高剪切后有較強的恢復能力，充分保證了羧甲基壓裂液經過射孔孔眼高速剪切進入裂縫后的造縫及攜砂性能。

圖4 90℃、高速剪切6min、加入溶解質量分數(shù)為0．3×10－4 APS黏時曲線

3．3 破膠性能測試

在90℃下，向交聯(lián)凍膠體系中加入不同劑量的APS破膠劑，測試其在一定時間里的黏度及性狀變化，破膠時間及破膠液黏度如表1所示。試驗結果表明，在溶解質量分數(shù)為0．5×10－4APS加量下0．5h即可破膠，表明其易破膠的特性，滿足現(xiàn)場要求施工結束0．5h后返排的需求。

表1 羧甲基壓裂液破膠試驗數(shù)據 （90℃）

3．4 殘渣及殘膠傷害試驗

試驗結果表明，在80℃的條件下，加入溶解質量分數(shù)為1×10－4APS破膠劑的羧甲基交聯(lián)液經過4h后的殘渣質量濃度為103mg／L；在95℃下，加入溶解質量分數(shù)為0．5×10－4APS破膠劑的交聯(lián)液經過4h后的殘渣質量濃度為88mg／L，比同等條件下的常規(guī)壓裂液殘渣含量小，對儲層傷害更小。

圖5 不同氣層厚度實現(xiàn)分層壓裂所需的最小隔層厚度

4 低傷害壓裂優(yōu)化設計技術

4．1 可實現(xiàn)工具分層的隔層條件研究

蘇里格東區(qū)分層地應力剖面解釋層間應力差范圍3～12MPa，因此考察壓裂目的層厚度在5～15m，應力差分別為6、8、10、12MPa共4種情況，采用三維壓裂分析軟件FRACPROPT研究不同目的層條件下裂縫垂向延伸規(guī)律以及實現(xiàn)分層壓裂的條件。模擬結果如圖5所示。

研究表明，在相同施工規(guī)模下，應力差越大，對隔層厚度要求越低；壓裂目的層段越厚對隔層的要求越?。?］。6MPa左右的應力差，對于5～15m的壓裂目的層段，需要35～7m的隔層；8MPa左右的應力差隔層厚度降低到22～3m；對于更強的應力遮擋層，純泥巖隔層達到14～2m即可控制裂縫高度，實現(xiàn)分層壓裂。

4．2 針對井網的裂縫半長和導流能力優(yōu)化

采用ECLIPSE氣藏數(shù)值模擬軟件建立包含井網、氣層和水力裂縫計算單元在內的氣藏數(shù)值模型，模擬不同物性條件下合理的縫長和導流能力等裂縫參數(shù)，得到如圖6所示的優(yōu)化圖版。由圖可知，儲層滲透率越小，優(yōu)化的裂縫半長越長，對導流能力的需求相對越低。這也符合 “低滲儲層造長縫，高滲儲層造高導縫”的壓裂優(yōu)化設計指導原則。優(yōu)化后的圖版可作為區(qū)塊壓裂優(yōu)化設計模板，指導施工參數(shù)優(yōu)化和工藝調整。

圖6 蘇東區(qū)塊主體井網裂縫縫長和導流能力優(yōu)化圖版

4．3 施工參數(shù)優(yōu)化

根據優(yōu)化的縫長和導流能力，通過60多井次的施工參數(shù)及增產效果敏感性分析，綜合考慮蘇里格東區(qū)氣藏有效儲層展布規(guī)模，優(yōu)選確定東區(qū)氣層合理的施工參數(shù)范圍為：加砂量16～30m3，前置液所占比例38%～44%，排量2．2～3．0m3／min，平均砂比18%～24%，即 “中砂量、中前置液量、小排量、中砂比”的參數(shù)組合。

同時，由于羧甲基壓裂液具有低傷害的特點，在相對較低的鋪砂濃度下即可達到與常規(guī)羥丙基壓裂液相同的導流能力 （見表2）。據此可對單井進行加砂程序優(yōu)化，適當降低平均砂比和最高砂比，這在一定程度上可降低現(xiàn)場施工的安全風險。

表2 羧甲基壓裂液與羥丙基壓裂液導流能力優(yōu)化對比

4．4 分層破膠控制技術

根據羧甲基壓裂液易破膠的特點，采用以微膠囊破膠劑為主體的破膠體系。根據現(xiàn)場分層壓裂施工的工序，提出分層破膠控制技術，即根據施工時間和溫度場的變化及施工順序優(yōu)化每層破膠劑的加量，一般第1層與第2層的施工間隔為40～60min，實際第1層壓后停泵到開井放噴的時間為2～3h。結合壓裂液體系破膠評價結果，第1層施工破膠劑的追加剖面為0．01%－0．015%－0．02% －0．025%－0．03%，且膠囊破膠劑的比例較高；第2層破膠劑的追加剖面為0．03%－0．04% －0．05%－0．06%，膠囊破膠劑的比例較低。

4．5 壓后強化返排措施

根據蘇里格氣田東區(qū)儲層壓力系數(shù)低的特點，壓裂設計中采用在注前置液階段以240L／min排量伴注液氮，注攜砂液前2～3個階段以120L／min排量伴注液氮，提高壓后返排能量。自噴排液停止后及時采用氣舉、抽汲等助排工藝強化返排。據統(tǒng)計，采用強化返排措施后，絕大部分井的返排率超過80%，平均返排率達到85%。

5 壓裂效果綜合評價

通過近年來針對蘇里格氣田東區(qū)的低傷害羧甲基壓裂液試驗，形成了相應的配套技術，取得了較好的試驗效果。截止到2011年12月底，共完成現(xiàn)場試驗63口井／67井次，其中直井定向井62口井66井次，水平井1口井。通過對比 （表3），在地質情況相當?shù)臈l件下，采用羧甲基壓裂液的改造井返排時間更短，返排效率更高，平均無阻流量達7．5551×104m3／d，鄰近羥丙基壓裂井平均無阻流量4．5861×104m3／d，改造效果提高30%左右。

表3 羧甲基壓裂與鄰近羥丙基壓裂井試氣效果對比

從投產效果來看 （表4），截止到2011年底，羧甲基壓裂試驗井共投產52口井，投產90d以上28口，投產300d以上8口。根據對生產情況的跟蹤，與地質條件相當?shù)泥従畬Ρ?，較羥丙基壓裂井生產效果好，進一步證實該項技術具有對儲層傷害更小的優(yōu)點。

表4 羧甲基壓裂井與鄰近羥丙基壓裂井投產90d生產情況對比

6 結論與認識

1）根據蘇東地區(qū)的地質特征，有針對性的優(yōu)選新型改性羧甲基瓜爾膠作為壓裂稠化劑，并對體系配方進行優(yōu)化，初步形成適合蘇東低滲多層氣藏的低傷害羧甲基壓裂液體系 （CMHPG），該體系具有耐溫耐剪切性能好、低濃度、低傷害、易返排等優(yōu)點。

2）通過分層地應力剖面解釋，采用裂縫模擬的方法，完成了可實現(xiàn)工具分層的隔層條件研究，給出了不同目的層厚在不同應力差下所需要的隔層厚度值。

3）結合地質研究結果，對壓裂施工參數(shù)進行優(yōu)化，確定了不同地層滲透率條件下的最佳裂縫長度和導流能力，以及不同層厚條件下的加砂量、砂比、排量等施工參數(shù)。

4）通過以上各項研究，形成了適合蘇里格東區(qū)氣藏的低傷害高效壓裂技術，現(xiàn)場試驗取得了較好的應用效果，為蘇里格氣田的快速高效開發(fā)提供了技術保障。

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