蘇里格致密砂巖氣藏直井縫網(wǎng)壓裂適應(yīng)性研究

張大飛

(長(zhǎng)城鉆探工程公司 壓裂公司，遼寧 盤錦 124010)

摘要：針對(duì)蘇里格氣田產(chǎn)量日益下降的趨勢(shì)，提出了直井縫網(wǎng)壓裂技術(shù)以提高單井產(chǎn)量.據(jù)此，首先從巖石的礦物組成與脆性指數(shù)、天然裂縫、水平應(yīng)力差異及敏感性等方面對(duì)盒8、山1儲(chǔ)層縫網(wǎng)壓裂可行性進(jìn)行了分析，蘇里格儲(chǔ)層巖石脆性礦物含量大于59.2%，脆性指數(shù)40～65，微裂縫部分發(fā)育，水平應(yīng)力差系數(shù)小，且儲(chǔ)層巖石水敏、速敏均為弱-中等偏弱，表明縫網(wǎng)壓裂改造在地質(zhì)上是可行的；接著，從流體黏度的選擇、高低施工凈壓力的實(shí)現(xiàn)以及大排量施工作業(yè)等方面分析論證，表明縫網(wǎng)壓裂在工藝上是行的通的，為蘇里格致密砂巖縫網(wǎng)壓裂的實(shí)施提供理論支撐；最后，在總結(jié)的基礎(chǔ)上，給出了蘇里格致密砂巖縫網(wǎng)壓裂可行性建議方案：滑溜水+線性膠+凍膠混液油管注入，該方案對(duì)于蘇里格氣藏直井縫網(wǎng)壓裂的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施具有重要的指導(dǎo)意義.

關(guān)鍵詞：縫網(wǎng)壓裂；致密砂巖；凈壓力；蘇里格氣田；混合液

中圖分類號(hào)：TE142文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

文章編號(hào)：1008-5564(2015)03-0109-05

收稿日期：2015-03-25

基金項(xiàng)目：陜西省教育廳專項(xiàng)科研計(jì)劃項(xiàng)目(14JK1579)

作者簡(jiǎn)介：孫建英(1990—)，男，西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院碩士研究生，主要從事應(yīng)用地球物理研究.

TheAdaptabilityStudyonNetworkFracturingofVerticalWellinDenseSandstoneinSuligeGasField

ZHANGDa-fei

(FracturingBranchofTheGreatWallDrillingCompany,Panjin124010,China)

Abstract：For the declining trend of gas production in Sulige gas field, the technology of network fracturing of vertical well was proposed to improve the single well production. Firstly, on the above basis, the feasibility of network fracturing in Box 8 and mountain 1 reservoir were analyzed from some aspects such as mineral composition of rock, brittleness index, natural fracture, horizontal stress difference and sensitivity and so on. In Sulige gas field, the brittle mineral content is more than 59.2%, the brittleness index is 40-65, micro cracks partly developed, horizontal stress difference coefficient is low, the water sensitivity and the velocity sensitivity of the rock reservoir belongs to weak and medium weak, all of these show that network fracturing is feasible in geology. Secondly, analysis and demonstration had been carried out from some aspects such as choice of fluid viscosity, implementation of high net construction pressure and large displacement construction and so on, all of above analysis show that network fracturing is feasible in technology and provide theoretical support for the implementation of network fracturing in dense sandstone in Sulige gas field. Finally, on the basis of summary, the scheme of the feasibility of network fracturing in dense sandstone in Sulige gas field was proposed by injection of slick water, linear gel and gel mixed liquid in tubing. The scheme has an important guiding significance for the implementation of network fracturing of vertical well in Sulige gas field.

Keywords：networkfracturing;densesandstone;netpressure;Suligegasfield;mixedliquid

致密儲(chǔ)層盒8段、山1段是蘇里格氣田主力開發(fā)層系，與常規(guī)氣藏相比，具有巖性致密、孔喉更細(xì)的特點(diǎn).近年來隨著勘探開發(fā)的不斷深入，該區(qū)塊儲(chǔ)層物性逐年變差，單井產(chǎn)量明顯下降，采用常規(guī)的開發(fā)技術(shù)已很難實(shí)現(xiàn)致密儲(chǔ)層的有效開發(fā).因此，通過借鑒國(guó)外致密油氣藏改造的成功經(jīng)驗(yàn)，深入分析蘇里格致密砂巖力學(xué)和工藝條件，探索出適用于盒8段、山1段致密儲(chǔ)層縫網(wǎng)體積改造技術(shù)，提高直井單井產(chǎn)量成為該區(qū)開發(fā)過程中急需解決的首要問題.

1縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

縫網(wǎng)壓裂技術(shù)是新興的、從頁(yè)巖儲(chǔ)層發(fā)展而來的體積壓裂技術(shù)，通過大排量注入低黏流體，溝通天然微裂縫形成網(wǎng)狀裂縫，具有增大儲(chǔ)層體積，提高氣藏泄流面積的優(yōu)勢(shì).然而，該技術(shù)對(duì)改造儲(chǔ)層地質(zhì)力學(xué)及施工工藝條件有著嚴(yán)格的要求.胡永全、趙金洲等[1-2]研究認(rèn)為，儲(chǔ)層能否實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂主要受到兩方面因素的制約，第一，儲(chǔ)層巖石力學(xué)特征為主的地質(zhì)因素，主要包括巖石礦物組成及脆性指數(shù)、天然微裂縫或?qū)永硪约八綉?yīng)力差異系數(shù)與天然逼近角等等；第二，工程技術(shù)因素，即壓裂液黏度、施工排量、凈壓力等參數(shù).因此，從這兩方面開展蘇里格致密砂巖氣藏縫網(wǎng)壓裂技術(shù)適應(yīng)性分析，提出合理的致密砂巖氣藏縫網(wǎng)壓裂施工工藝技術(shù).

2儲(chǔ)層巖石特征分析

2.1巖石礦物成份含量與脆性指數(shù)

巖石的脆性很大程度上由巖石的礦物成份所控制，即由硅質(zhì)和鈣質(zhì)與粘土之間的相對(duì)含量所決定.硅質(zhì)和鈣質(zhì)含量越高，儲(chǔ)層的脆性就越大，也就越容易在水力作用下形成裂縫網(wǎng)絡(luò).

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)試，蘇里格主力層位山1段石英含量60%，巖屑含量21.6%，長(zhǎng)石含量3.1%，填隙物含量12.5%.盒8段下石英含量79.5%，巖屑含量9.4%，長(zhǎng)石含量2.5%，填隙物含量6.3%.盒8段上石英含量59.2%，巖屑含量21.0%，長(zhǎng)石含量5.1%，填隙物含量8.9%.三個(gè)層段填隙物主要為泥質(zhì)與膠結(jié)物，具體見表1.與美國(guó)各盆地巖石礦物組成含量相比，蘇里格砂巖石英含量明顯較高，大于59.5%.

表1　蘇里格砂巖與美國(guó)各盆地巖石礦物組成與含量對(duì)比

脆性指數(shù)是用來表征巖石脆性特征的無因次量，根據(jù)Rickman提出的采用彈性模量與泊松比的方法[3]計(jì)算巖石脆性指數(shù)為

(1)

式中：B—巖石脆性，E—楊氏模量，104MPa，σ—泊松比.

蘇里格氣田蘇11主力層20塊巖心巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)，單軸抗壓強(qiáng)度都在20MPa以上，抗拉強(qiáng)度在2～12MPa之間.盒8段楊氏模量8 286.9～33 102.5MPa，平均20 694.7MPa；泊松比0.22～0.16，平均0.19；山1段楊氏模量10 780.6～43 294MPa，平均27 037.3MPa；泊松比0.20～0.12，平均0.16.根據(jù)式(1)計(jì)算巖石脆性指數(shù)結(jié)果如表2所示.

根據(jù)測(cè)井結(jié)果評(píng)價(jià)蘇里格致密砂巖脆性指數(shù)，認(rèn)為砂巖脆性指數(shù)范圍為40～65.

結(jié)合測(cè)井及計(jì)算結(jié)果，可以得出蘇里格砂巖為硬脆性地層，在進(jìn)行儲(chǔ)層改造時(shí)容易形成裂縫.

表2　蘇里格砂巖與北美不同區(qū)塊頁(yè)巖巖石力學(xué)特征對(duì)比表

2.2天然裂縫發(fā)育

對(duì)于縫網(wǎng)壓裂，天然微裂縫是誘導(dǎo)形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫的主因[1]，它可以降低分支裂縫開啟所需要的凈壓力.天然裂縫性儲(chǔ)層是天然微裂縫張開形成的力學(xué)條件，在施工過程中，裂縫內(nèi)凈壓力在數(shù)值上至少大于兩個(gè)水平主應(yīng)力的差值與巖石的抗張強(qiáng)度之和.

大量的巖心觀察表明，蘇里格氣田蘇東區(qū)塊主要發(fā)育高角度裂縫、垂直裂縫.同時(shí)，廣泛分布的低角度斜層理在一定程度上也有利于網(wǎng)狀縫的形成.在顯微鏡下可見到微裂縫及破裂縫.

通過蘇53區(qū)塊儲(chǔ)層全區(qū)域非均質(zhì)能量掃描，如圖1所示，可知盒8段、山1段均分布有北東和北西向的天然裂縫網(wǎng)，天然裂縫方位與水力裂縫方位處于有利角度.

因此，蘇里格氣田致密砂巖儲(chǔ)層天然微裂縫部分發(fā)育.

圖1　蘇53區(qū)塊盒8段、山1段天然裂縫網(wǎng)絡(luò)在地層中的分布

2.3儲(chǔ)層水平應(yīng)力差與天然裂縫逼近角

要改變主裂縫的延伸軌跡，形成網(wǎng)狀裂縫，主要受主裂縫與天然裂縫的夾角和水平應(yīng)力差的大小這兩個(gè)參數(shù)的控制.

Rahman等[3]研究認(rèn)為，主裂縫與天然裂縫夾角為0～60°，水平應(yīng)力差異系數(shù)為0～0.3時(shí)，水力壓裂能夠形成充分的裂縫網(wǎng)絡(luò)；水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.3～0.5時(shí)，水力裂縫在高凈壓力時(shí)能夠形成較為充分的裂縫網(wǎng)絡(luò)；水應(yīng)力差異系數(shù)大于0.5時(shí)，水力壓裂不能形成裂縫網(wǎng)絡(luò).

圖2　盒8層典型三軸應(yīng)力-應(yīng)變曲線

蘇里格致密砂巖測(cè)試水平應(yīng)力差為7.7MPa，計(jì)算抗張強(qiáng)度4.1～6.08MPa，平均為4.91MPa.最小水平應(yīng)力值在50.43MPa左右，泥巖與砂巖的應(yīng)力差在6.19MPa，最大、最小應(yīng)力差異系數(shù)0.19～0.23.詳見圖2.

巖心測(cè)試表明，蘇里格致密砂巖壓裂裂縫延長(zhǎng)方位NE69.8°～81.3°，與砂體走向垂直.測(cè)井測(cè)試，人工裂縫走向近東西向.結(jié)合圖1可知壓裂裂縫與天然微裂縫夾角處于有利角度.

因此，蘇里格致密砂巖儲(chǔ)層水平應(yīng)力差異系數(shù)小于0.3，天然裂縫逼近角均處于有利角度，水力壓裂施工時(shí)人工裂縫能夠溝通天然微裂縫形成縫網(wǎng).

2.4致密砂巖儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)

蘇里格氣田共完成儲(chǔ)層水敏實(shí)驗(yàn)8口井16個(gè)樣品，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明：蘇里格氣田儲(chǔ)層主體表現(xiàn)為弱-中偏弱水敏，水敏不會(huì)對(duì)氣井產(chǎn)能造成大的影響.酸敏實(shí)驗(yàn)共完成4口井19個(gè)巖樣，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明：儲(chǔ)層巖石主體表現(xiàn)為無-弱酸敏.速敏實(shí)驗(yàn)共完成6口井11個(gè)巖樣，其中弱速敏樣品占45.5%，中～弱速敏樣品占54.5%，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明：儲(chǔ)層巖石主體表現(xiàn)為弱-中偏弱速敏.鹽敏實(shí)驗(yàn)共完成6口井19個(gè)巖樣，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明：儲(chǔ)層巖石主體表現(xiàn)為無-中偏弱鹽敏.

通過對(duì)目前收集到的資料數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，與形成縫網(wǎng)的地質(zhì)條件指標(biāo)進(jìn)行比對(duì)，由表3可以看出，蘇里格區(qū)塊具備很多有利于形成縫網(wǎng)的地質(zhì)條件，如果工程措施得當(dāng)，是能夠形成裂縫網(wǎng)絡(luò)的.

表3　蘇里格區(qū)塊儲(chǔ)層物性參數(shù)

3壓裂施工工藝分析

要想實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂，除了必須滿足一定的儲(chǔ)層巖石力學(xué)條件外，還需要有相應(yīng)的施工工藝的配合施工.根據(jù)國(guó)外經(jīng)驗(yàn)，縫網(wǎng)壓裂具有低粘度、大排量、低砂比、大液量的施工特點(diǎn)，并充分利用了縫間干擾和暫堵技術(shù)以增加縫內(nèi)凈壓力，形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)的壓裂工藝.因此，壓裂液體的黏度、施工規(guī)模以及凈壓力等都影響著縫網(wǎng)壓裂的成功與否.

3.1壓裂液黏度

ReugelsdijkLJL等[4]通過物理模擬研究認(rèn)為以高排量注入或提高壓裂液黏度可以提高施工凈壓力.KingGE[5]，胡永全等[1]研究認(rèn)為流體黏度越低越有利于縫網(wǎng)的形成.表4[6]所示為裂縫形態(tài)與液體類型對(duì)照表，隨著脆性指數(shù)的增大，形成的縫網(wǎng)更復(fù)雜，需要的液體體系粘度較小，液體用量需要增多，支撐劑用量減少，支撐劑濃度相應(yīng)的也降低.

表4　計(jì)算所得巖石脆性指數(shù)與液體體系對(duì)照表

針對(duì)蘇10區(qū)塊儲(chǔ)層特征以及儲(chǔ)層改造的目的，既要實(shí)現(xiàn)形成復(fù)雜的縫網(wǎng)，又到達(dá)到橫向上裂縫的延伸.同時(shí)，借鑒以往施工經(jīng)驗(yàn)[7-9]，可考慮采用混合液壓裂技術(shù).首先注入高黏度流體造主裂縫，利用高黏流體低濾失高摩阻的特點(diǎn)，提高縫內(nèi)凈壓力，增大裂縫擴(kuò)展；其次，注入低黏流體，利用高濾失、大排量提高施工壓力，溝通天然裂縫，通過低砂比加入粉陶，結(jié)合多級(jí)段塞技術(shù)，暫堵微裂縫實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向造新縫，同時(shí)還能橋接裂縫網(wǎng)絡(luò)；第三，注入較高黏度流體加段塞，降低濾失，提高液體造縫效率，增加井底縫網(wǎng)各處的裂縫寬度，并對(duì)裂縫壁面進(jìn)行打磨，為后續(xù)的大粒徑支撐陶粒的進(jìn)入做好準(zhǔn)備；最后，再次注入高黏度流體，進(jìn)行連續(xù)加砂，支撐主裂縫，在縫內(nèi)形成高的導(dǎo)流能力，進(jìn)一步提高產(chǎn)能.

3.2施工凈壓力

凈壓力是壓裂施工壓力相對(duì)大小的表征，是壓裂施工凈壓力與水平主應(yīng)力差的比值.OlsonJE等[10]研究認(rèn)為，凈壓力系數(shù)越高，天然裂縫對(duì)水力裂縫延伸形態(tài)的影響就越大，縫網(wǎng)就越復(fù)雜.翁定為等[9]研究認(rèn)為，只要施工凈壓力大于應(yīng)力差與巖石抗張強(qiáng)度之和就可以在巖石中產(chǎn)生新的分支縫.

針對(duì)蘇里格地區(qū)微裂縫部分發(fā)育的特征，為確保裂縫內(nèi)流體凈壓力能夠滿足天然裂縫的破壞和開啟條件，有3種方法可以提高縫內(nèi)凈壓力.第1種方法采用變排量施工的方法，施工期間，通過不斷的改變施工排量和砂濃度控制不同尺寸的裂縫的延伸，高排量時(shí)大裂縫容易吸收更小的支撐劑而易形成砂堵，從而實(shí)現(xiàn)小裂縫的擴(kuò)展和延伸；第2種方法注入高密度粉陶，結(jié)合多級(jí)段塞技術(shù)暫堵微裂縫實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向造新縫，或者是采用端部脫砂的方式提高縫內(nèi)凈壓力造新縫[11]；第3種方法就是利用暫堵劑縫內(nèi)轉(zhuǎn)向技術(shù)，提高施工凈壓力，開啟新的分支裂縫.具體實(shí)施需根據(jù)具體井選擇恰當(dāng)?shù)姆椒?

3.3施工排量

根據(jù)國(guó)外施工經(jīng)驗(yàn)，縫網(wǎng)壓裂普遍采用大排量施工，排量一般大于12m3/min.而蘇里格氣田直井普遍采取51/2″套管完井，為降低井筒摩阻，提高施工排量，只有采取51/2″套管注入和31/2″油管注入兩種方式.如果采用套管注入，受套管頭承壓能力的限制以及井筒固井質(zhì)量的影響，縫網(wǎng)壓裂存在風(fēng)險(xiǎn).因此，為保護(hù)套管，優(yōu)選31/2″油管+封隔器注入施工.

根據(jù)本區(qū)塊前期壓裂施工經(jīng)驗(yàn)，伴氮排量為0.1m3/min時(shí)，井口泵壓會(huì)增加4～6MPa，延伸壓力梯度按0.015～0.019MPa/m預(yù)測(cè)，滑溜水降阻率按70%計(jì)算，凍膠降阻率按50%計(jì)算，對(duì)31/2″油管注入(深度3 100m)進(jìn)行了施工壓力預(yù)測(cè)，結(jié)果見表5、表6.

表5　滑溜水施工壓力預(yù)測(cè)結(jié)果

表6　凍膠施工壓力預(yù)測(cè)結(jié)果

根據(jù)前面儲(chǔ)層巖石力學(xué)分析，蘇里格儲(chǔ)層水平應(yīng)力差小于 7.7MPa，抗張強(qiáng)度4.1～6.08MPa，設(shè)計(jì)裂縫延伸凈壓力4.5～13.7MPa.采用31/2″油管注入,KQ105MPa壓裂井口，限壓80MPa，且蘇10區(qū)塊破裂壓力梯度一般小于0.016 5MPa/m.因此，滑溜水階段設(shè)計(jì)排量為8m3/min，凍膠階段設(shè)計(jì)排量為6m3/min可滿足施工要求.

4結(jié)語(yǔ)

(1)從儲(chǔ)層巖石力學(xué)和施工工藝兩方面分析，縫網(wǎng)壓裂在蘇里格地區(qū)是可行的，只要采取合適的工藝技術(shù)完全有可能實(shí)現(xiàn)復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)裂縫.

(2)由于蘇里格儲(chǔ)層天然微裂縫部分發(fā)育，所以要想實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂還必須借助相關(guān)的配套技術(shù)，比如變排量泵注技術(shù)、暫堵劑縫內(nèi)轉(zhuǎn)向技術(shù)或端部脫砂技術(shù)等等.

(3)針對(duì)蘇里格氣田特殊的儲(chǔ)層特征，借鑒過往的施工經(jīng)驗(yàn)，建議采用滑溜水+線性膠+凍膠的混合液縫網(wǎng)壓裂技術(shù).

(4)考慮到套管的安全性，壓裂管柱采用31/2″油管+封隔器分層施工.

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[責(zé)任編輯仲圓]

Vol.18No.3Jul.2015