寇雙鋒，陳紹寧，何 樂，廖 闊

（1.中國石油川慶鉆探井下作業(yè)公司，四川成都610052；2.中國石油川慶鉆探蘇里格項目經理部，四川成都610052）

蘇里格氣田位于內蒙古自治區(qū)和陜西省境內，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，壓裂改造后方能獲得工業(yè)氣流，但單井產能較低，自投入開發(fā)以來低成本戰(zhàn)略便成為重要的效益開發(fā)保障[1]。近年來為進一步降低作業(yè)成本，國內外開始使用石英砂替代陶粒，美國頁巖儲層壓裂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，可降低完井成本近20%[2]。當前國內對石英砂用于壓裂改造的研究主要局限于閉合壓力小于35 MPa的情況[3-5]，蘇里格氣田最小主應力在43～48 MPa[6]，尚未見到石英砂用于此類致密砂巖壓裂改造的相關報道。通過數(shù)值模擬方法研究了蘇里格氣田不同類型儲層對人工裂縫導流能力的需求，利用試井資料對當前常規(guī)工藝的裂縫導流能力進行了評價，認為蘇里格氣田石英砂用于壓裂是可行的，通過室內實驗研究對石英砂選型、石英砂與陶粒的混合方式及比例對導流能力的影響進行了研究，在此基礎上形成了不同類型儲層的石英砂應用方案，并進行了現(xiàn)場試驗，取得了較好的效果。

1 蘇里格致密砂巖氣藏的人工裂縫導流能力分析

1.1 儲層分類及其滲透率

水力壓裂形成的人工裂縫導流能力需求取決于儲層的滲透率。蘇里格氣田根據(jù)孔隙類型、孔隙結構、儲層物性等將儲層分為四大類[1]。I類儲層是蘇里格氣田中最好的儲層，滲透率＞0.82×10-3μm2，但所占比例很少，小于10%；II類儲層為中等儲層，滲透率（0.1～0.82）×10-3μm2，占整個儲層的10%左右；III類儲層屬差儲層，滲透率（0.03～0.1）×10-3μm2，占30%～35%；IV類屬非有效儲層（表1）。

1.2 裂縫導流能力的需求

利用數(shù)值模擬方法，對生產所需的人工裂縫導流能力進行了分析。蘇里格氣田（主要產層為盒8、山1組）屬于典型的干氣氣藏，天然氣中甲烷含量高，不含H2S，凝析油量極小，故選擇三維黑油模型。模擬器選用商業(yè)化軟件Eclipse油藏模擬軟件。采用塊中心網格建立單井數(shù)值模型，平面上采用10 m×10 m的網格，為模擬壓裂縫形態(tài)，在生產井以及壓裂縫周圍對網格進行加密，裂縫所在網格寬度加密至5 mm左右，達到實際壓裂縫寬的水平。模擬儲層深度3 300 m，儲層厚度15 m，地層壓力系數(shù)0.8，地層滲透率III類儲層0.1 ×10-3μm2、II類儲層0.5 ×10-3μm2、I類儲層1.0 ×10-3μm2，地層孔隙度III類儲層6%、II類儲層8%、I類儲層10%，含氣飽和度統(tǒng)一為50%，裂縫半長70 m。

一般而言，在儲層基質滲透率較低時，人工裂縫在較低的導流能力下就可實現(xiàn)較好的改造效果，地層內氣體的滲流也達到了較為標準的雙線性流動狀態(tài)；而在儲層基質滲透率較高時，則需要大幅度提高人工裂縫導流能力才能滿足此種狀態(tài)[7]。本次模擬結果表明，在其他條件不變的情況下，儲層類別與人工裂縫導流能力最佳的對應關系為I類儲層94 μm2·cm，II類儲層65 μm2·cm，III類儲層25 μm2·cm（圖1）。

圖1 不同導流能力3年累計產量對比Fig.1 Cumulative production comparison within 3 years under different flow conductivity

1.3 常規(guī)工藝的裂縫導流能力

蘇里格氣田壓裂改造工藝相對較為穩(wěn)定，基本原則為降傷害、控縫高、造長縫，工藝措施為低前置液比、適當砂濃度、低排量的適度規(guī)模壓裂工藝，壓裂液采用低傷害胍膠壓裂液，支撐劑選擇20/40目中等強度陶粒。從壓后關井壓力恢復試井分析結果看（表2、表3），當前壓裂措施形成的人工裂縫導流能力達到了130 μm2·cm左右。結合上述分析，裂縫導流能力還存在降低空間，這也為石英砂的應用提供了前提條件。

表1 蘇里格氣田孔隙結構分類與評價標準Table1 Classification and evaluation criteria of pore structure of Sugeli gasfield

2 石英砂陶粒組合支撐劑導流能力實驗

2.1 有效應力計算

加載在支撐劑上的有效應力和孔隙壓力有關，對于主裂縫垂直于最小主應力方向的情況，加載在主裂縫支撐劑上的有效應力為閉合壓力（理論上與最小主應力相等）與孔隙壓力的差值，生產過程中孔隙壓力逐漸降低，因而作用在支撐劑上的有效應力隨之增加[8]，即：

式中：Pa為作用在支撐劑上的有效應力，MPa；σmin為最小主應力，MPa；Pw為井底流壓力（近似孔隙壓力），MPa。

蘇里格區(qū)塊的最小主應力在43～48 MPa[6]，假設氣井廢棄壓力為3 MPa，則作用在支撐劑上的最大有效應力為40～45 MPa，因而本次實驗主要關注各種支撐劑在該區(qū)間的導流能力。

2.2 實驗方案及材料

按SY/T 6302-2009《壓裂支撐劑充填層導流能力評價推薦方法》，采用NF-II型導流儀進行導流能力測試，其中測試介質為N2，實驗溫度為室溫，測試流量為100 mL/min，鋪砂濃度為10 kg/m2，實驗所用陶粒、石英砂具體參數(shù)見表4。

實驗內容主要包括：①40/70目、20/40目石英砂導流能力對比，篩選合適的粒徑規(guī)格；②石英砂與陶粒采用均勻混合、石英砂后尾追陶粒兩種方式下的導流能力對比，優(yōu)選混合方式；③最佳混合方式下，石英砂與陶粒不同混合比例的導流能力對比實驗，篩選最佳的混合比例。

表2 蘇59-A井試井解釋結果Table2 Well test interpretation results of well-Su-59-A

表3 蘇5-A井試井解釋結果Table3 Well test interpretation results of well-Su-5-A

表4 實驗所用陶粒及石英砂基本參數(shù)Table4 Basic parameters of ceramsite and quartz sand used in tests

2.3 實驗結果

2.3.1 不同規(guī)格石英砂破碎率與導流能力

圖2為40/70目、20/40目石英砂破碎率和導流能力實驗結果?？梢钥闯鲩]合壓力大于30 MPa后，兩種規(guī)格的石英砂破碎率均明顯增大，導流能力均快速下降。同一閉合壓力下，20/40目石英砂支撐劑顆粒承受的擠壓力更大，破碎率更高，但一方面剩余未破碎的支撐劑仍能提供較好的支撐，另一方面部分破碎的顆粒粒徑仍然較大，因而可提供相對較高的導流能力。閉合壓力在40～50 MPa區(qū)間時，20/40目石英砂的導流能力為40/70目石英砂的1.5～2.8倍，更加適合蘇里格氣田的應用。

圖2 40/70目、20/40目石英砂破碎率和導流能力對比Fig.2 Comparison of crushing rate and flow conductivity of 40/70 and 20/40 mesh quartz sand

2.3.2 石英砂與陶粒不同混合方式的導流能力

圖3為20/40目石英砂與陶?；旌媳壤秊?∶1時兩種混合方式的導流能力。與石英砂后尾追陶粒方式相比，均勻混合方式在閉合壓力超過30 MPa后導流能力更高。究其原因，均勻混合方式下陶粒和石英砂均勻分散在支撐面上，由于陶?？箶D壓能力遠大于石英砂，陶粒的支撐作用使得石英砂的破碎率更低，因而所能提供的導流能力更高。閉合壓力在40～50 MPa時，均勻混合的導流能力為尾追方式的1.3～1.4倍，為更佳的混合方式。

2.3.3 石英砂與陶粒按不同比例均勻混合的導流能力

圖3 20/40目石英砂與陶粒采取不同混合方式的導流能力對比（比例1∶1）Fig.3 Comparison of flow conductivity of 20/40 mesh quartz sand and ceramsite when they are mixing in different modes（1∶1）

圖4為20/40目石英砂與陶粒按照不同比例均勻混合時的導流能力?？梢钥闯鎏樟５膶Я髂芰﹄S閉合壓力的增加僅略有下降，隨著混合石英砂比例的提升，支撐裂縫的導流能力明顯下降，特別是閉合壓力超過30 MPa后由于石英砂破碎率急劇加大導致導流能力也相應大幅度降低。

應當注意的是，室內實驗由于受溫度、壓力、鋪置濃度、鋪置狀態(tài)等所限，不能完全真實反映實際人工裂縫的導流能力，其絕對值對現(xiàn)場應用參考意義較小，但從相對變化中考察石英砂的混入對導流能力的影響則是較為可行的。閉合壓力在40～50 MPa時，石英砂的導流能力為陶粒的20%～46.7%；石英砂與陶?；旌媳壤秊?∶3的導流能力為陶粒的23.9%～56.7%；混合比例為1∶1的導流能力為陶粒的46%～74.6%；混合比例為3∶7的導流能力為陶粒的73%～89.7%。

圖4 20/40目石英砂與陶粒按照不同比例均勻混合時的導流能力對比Fig.4 Comparison of flow conductivity of 20/40 mesh quartz sand and ceramsite when they are mixing in different proportions

3 現(xiàn)場試驗方案及應用效果

3.1 試驗方案

如前所述，常規(guī)人工裂縫導流能力遠超過需求，可在陶粒中混入不同比例的石英砂來降低裂縫導流能力，在滿足改造需求的同時實現(xiàn)改造成本的最小化。具體而言，當前常規(guī)工藝提供的裂縫導流能力為130 μm2·cm左右，I類儲層最佳裂縫導流能力為94 μm2·cm，則石英砂與陶?；旌媳壤龖∮?∶1；II類儲層最佳裂縫導流能力為65 μm2·cm，則石英砂與陶?；旌媳壤龖∮?∶3；III類儲層最佳裂縫導流能力為25 μm2·cm，則可嘗試全部采用石英砂。

3.2 現(xiàn)場試驗及效果

3.2.1 桃7-A井現(xiàn)場試驗及效果

桃7-A井為蘇里格桃7區(qū)塊中部的一口開發(fā)井，目的層位為山西組山1段、石盒子組盒8段，埋深3 290～3 370 m，目的層砂體厚度8～12 m，有效厚度6.1～11.5 m，孔隙度4.99%～5.8%，滲透率（0.07～0.12）×10-3μm2，氣測全烴峰值55% ～ 69.5%，為典型的III類儲層。該井分3層壓裂，全部采用20/40目石英砂，單層加砂量15～20 m3，施工排量2.4 m3/min，砂比23.6% ～24%（表5）。

本井壓后測試產量2.32×104m3/d，無阻流量4.81×104m3/d，投產井口壓力20.3 MPa，生產90天后井口壓力 16.04 MPa，累產 118.789×104m3，井口壓降速率0.047 3 MPa/d，單位壓降產量27.885×104m3/MPa，與鄰井對比，全部采用石英砂并未影響壓后效果（表6）。

3.2.2 桃7-B井現(xiàn)場試驗及效果

桃7-B井為蘇里格桃7區(qū)塊南部的一口開發(fā)井，目的層位為石盒子組盒8段，埋深3 440～3 490 m，目的層砂體厚度5～13 m，有效厚度2.2～4.6 m，孔隙度4.8% ～ 7.9%，滲透率（0.05～ 0.14）×10-3μm2，氣測全烴峰值35.9%～76.1%，為III類儲層。該井分3層壓裂，全部采用20/40目石英砂，單層加砂量15～20 m3，施工排量2.4 m3/min，砂比24%～25.5%（表7）。

本井壓后測試產量2.112×104m3/d，無阻流量3.39×104m3/d，投產井口壓力21.3 MPa，生產90天后井口壓力15.18 MPa，累產101.813×104m3，井口壓降速率0.069 MPa/d，單位壓降產量16.636×104m3/MPa，與鄰井對比，全部采用石英砂同樣未影響壓后效果（表8）。

表5 桃7-A井與鄰井壓裂改造情況對比Table5 Comparison of fracturing reconstruction of well-Tao-7-A and adjacent wells

表6 桃7-A井與鄰井壓裂改造后效果對比Table6 Comparison of effect after fracturing reconstruction of well-Tao-7-A and adjacent wells

表7 桃7-B井與鄰井壓裂改造情況對比Table7 Comparison of fracturing reconstruction of well-Tao-7-B and adjacent wells

表8 桃7-B井與鄰井壓裂改造后效果對比Table8 Comparison of effect after fracturing reconstruction of well-Tao-7-B and adjacent wells

4 結論與建議

1）蘇里格致密砂巖分為3類有效儲層，不同類型儲層對裂縫導流能力的需求差異較大，數(shù)值模擬表明，最佳的裂縫導流能力為I類儲層94 μm2·cm，II類儲層65 μm2·cm ，III類儲層25 μm2·cm 。常規(guī)壓裂措施形成的裂縫導流能力可達到130 μm2·cm左右，有一定降低空間，石英砂用于壓裂是可行的。

2）石英砂陶粒組合支撐劑導流能力實驗表明，20/40目石英砂與陶粒均勻混合是較好的組合方式。當閉合壓力為40～50 MPa、鋪砂濃度為10 kg/m2時，20/40目石英砂與陶粒均勻混合比例為1∶0、7∶3、1∶1、3∶7的導流能力為陶粒的20%～46.7%、23.9%～56.7%、46%～74.6%、73%～89.7%。

3）通過綜合分析認為對于I類儲層20/40目石英砂與陶?；旌媳壤龖∮?∶1，II類儲層混合比例應小于7∶3，III類儲層可全部采用石英砂（2口井的現(xiàn)場試驗也驗證了此點）。

4）本文給出的蘇里格氣田石英砂替代陶粒的實施方案，可在滿足改造需求的同時實現(xiàn)改造成本的最小化，若進行規(guī)模性推廣應用，則將會大幅降低支撐劑成本，進而帶動氣田開發(fā)的經濟性。