摘　要：為了進一步提高鄂爾多斯盆地蘇里格氣田水平井單井產(chǎn)量，對該氣田致密砂巖儲層開展了天然微裂縫、巖石脆性、巖石抗張強度與三向應(yīng)力和儲層敏感性等方面的研究，進行了體積壓裂試驗。結(jié)合該氣田致密砂巖儲層特點，首先確定了蘇里格氣田水平井體積壓裂的選井原則，在壓裂技術(shù)措施上形成了以下工藝技術(shù)：研發(fā)大通徑壓裂管柱，滿足大排量注入；采用低黏、低傷害液體體系造復(fù)雜縫網(wǎng)；組合粒徑陶粒支撐主裂縫；段內(nèi)多縫壓裂進一步增加改造體積。同時建議排量在10m³／min以上時，壓裂液體系采用滑溜水和交聯(lián)膠組合方式，支撐劑以40～70目和20～40目的組合粒徑陶粒為主。2012年進行了l0口井的現(xiàn)場試驗，平均天然氣無阻流量達68.07×10⁴m³／d，取得了較好的增產(chǎn)效果。實踐證明：上述工藝技術(shù)是提高該氣田天然氣單井產(chǎn)量的一種新的技術(shù)手段。

關(guān)鍵詞：蘇里格氣田  致密砂巖  儲集層  改造  體積壓裂  縫網(wǎng)  效果

Volume fracturing and its practices in Sulige tight sandstone gas reservoi rs，Ordos Basin

Abstract：To further improve the yield of a single horizontal well in the Sulige Gas Field，Ordos Basin，a volume fracturing test and relevant studies were carried out of Sulige tight sandstone reservoirs，including natural micro fractures，rock brittleness，rock tensile strength，three dimensional stress and reservoir sensitivity．In combination with the properties of such reservoirs，principles of the horizontal well selection in this field were determined first．The following technologies were formulated based on fracturing measures：i)to make research and development of large drift diameter fracturing pipe columns to meet the need of injection in large displacement；ii)to use the fluid system with low viscosity and low damage to create a complicated fracture network；iii)to combine grain-sized ceramsite to support main fractures；and iv)to further increase the simulated volume through segmental multi-seam fracturing technology．Meanwhile，it is recommended tO use slick water and cross-linking fluid in combination as fracturing fluid and to mainly use 40-70 mesh and 20-40 mesh combined grain-sized ceramsite as proppant．Field tests in lo wells were carried out in 2012，the average open flow capacity of which reached up to 680，700 m³／d．Field practices show that this is a new technical means to improve the single-well production of horizontal wells in the Sulige Gas Field．

Key words：Sulige Gas Field，tight sandstone，reservoir stratum，transformation，volume fracturing，fracture network，effect

致密砂巖氣藏具有低孔滲透、連通性差、自然產(chǎn)能低的特點，經(jīng)濟有效開發(fā)這類氣藏需要在深化儲層評價、掌握有效儲層空間分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，采取針對性增產(chǎn)措施和特殊的鉆井和完井方法。蘇里格氣田是致密砂巖氣藏的代表之一，經(jīng)過5年的開發(fā)實踐，蘇里格氣田水平井開發(fā)技術(shù)不斷配套完善，取得了很好的應(yīng)用效果^[1]，為進一步提高蘇里格氣田水平井開發(fā)水平，開展體積壓裂試驗，提高儲層整體改造程度、初始產(chǎn)量和最終采收率。

1　體積壓裂機理

吳奇等人結(jié)合國外研究給出了“體積壓裂”的定義及作用^[2]。通過壓裂的方式對儲層實施改造，在形成一條或者多條主裂縫的同時，通過分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液體以及轉(zhuǎn)向材料和技術(shù)的應(yīng)用，實現(xiàn)對天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側(cè)向強制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續(xù)分枝形成二級次生裂縫，以此類推，盡最大可能增加改造體積。讓主裂縫與多級次生裂縫交織形成裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，將可以進行滲流的有效儲集體“打碎”，使裂縫壁面與儲層基質(zhì)的接觸面積最大，使得油氣從任意方向的基質(zhì)向裂縫的滲流距離最短，極大地提高儲層整體滲透率，實現(xiàn)對儲層在長、寬、高三維方向的全面改造，增大滲流面積及導流能力，提高初始產(chǎn)量和最終采收率。

2　實現(xiàn)體積壓裂的條件

儲層巖性具有顯著的脆性特征，是實現(xiàn)體積改造的物質(zhì)基礎(chǔ)^[3-4]。大量研究及現(xiàn)場試驗表明：不同區(qū)域，儲層巖石礦物組分差異較大，富含石英或者碳酸鹽巖等脆性礦物的儲層有利于產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，黏土礦物含量高的塑性地層不易形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

天然裂縫發(fā)育狀況及能否產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，是實現(xiàn)體積改造的前提條件^[5-6]。天然裂縫存在與否、方位、產(chǎn)狀及數(shù)量直接影響到體積改造裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成，而天然裂縫中是否含有充填物對形成復(fù)雜縫網(wǎng)起著關(guān)鍵作用。無論天然裂縫是潛在縫或張開縫，或被膠結(jié)物充填，在壓裂過程中，天然裂縫的開啟所需要的縫內(nèi)凈壓力與注入液體的黏度及排量密切相關(guān)。同時儲層具弱水敏特征，有利于提高壓裂液規(guī)模，擴大改造體積。

3　蘇里格致密砂巖儲層體積壓裂可行性分析

通過對國外體積改造技術(shù)的調(diào)研，認為儲層巖石的脆性特征、天然微裂縫發(fā)育及分布情況以及三向應(yīng)力、儲層礦物成分和儲層敏感性是實現(xiàn)“體積壓裂”的基礎(chǔ)條件。

3．1　天然微裂縫發(fā)育

對于體積壓裂，天然微裂縫可以降低分支裂縫的形成所需要凈壓力。天然微裂縫性儲層是天然微裂縫張開形成的力學條件，在施工過程中，裂縫內(nèi)的凈壓力在數(shù)值上至少大于兩個水平主應(yīng)力的差值與巖石的抗張強度之和。

從大量巖心觀察表明，蘇里格氣田主要發(fā)育高角度裂縫、垂直裂縫。同時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。從成像測井資料來看，發(fā)育有一定量的天然裂縫，就蘇東X井而言(圖1)，盒8段發(fā)育天然裂縫l7條，平均0.068條／m；山l段共發(fā)育天然裂縫23條，平均0.276條／m。總體來說，蘇里格氣田致密砂巖儲層天然裂縫部分發(fā)育。

3．2　巖石硅質(zhì)含量高，脆性系數(shù)高

富含石英或者碳酸鹽巖等脆性礦物的儲層有利于產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，沉積物源研究表明，山西一石盒子期，盆地北部存在兩大物源區(qū)，西部為中元古界富石英物源區(qū)；東部為太古界相對貧石英物源區(qū)。受物源控制，區(qū)帶間巖石類型存在明顯差異。蘇里格氣田由兩到東石英含量依次減少，巖屑含量依次增加。從石英含量來看，西區(qū)和中區(qū)石英含量相對較高，有利于實現(xiàn)體積壓裂(表1)。

與北美頁巖氣相比，蘇里格氣田主力層20塊巖心做巖石力學實驗，單軸抗壓強度都在20MPa以上，抗拉強度基本在3～9MPa之間，盒8段楊氏模量17760～3917 MPa；泊松比0.21，山l段楊氏模量23860～33350MPa；泊松比0.25，泊松比較低。

應(yīng)力一應(yīng)變分析評價認為蘇里格氣田盒8段巖石破壞前應(yīng)變1.0％～l.5％，脆性特征明顯。

根據(jù)測井結(jié)果評價砂巖脆性指數(shù)，測井評價認為蘇里格氣田砂巖脆性指數(shù)范圍為40～65(表2)。

3．3　巖石抗張強度與三向應(yīng)力

蘇里格致密砂巖儲層測試水平應(yīng)力差為7.7MPa，計算抗張強度4.1～6.08MPa，平均為4.91MPa，儲隔層應(yīng)力差為4.3～6.49MPa，裂縫延伸凈壓力設(shè)計在4.5～13.7MPa．

4　蘇里格氣田體積壓裂實踐

4．1　選井原則

通過對體積壓裂機理和實現(xiàn)體積壓裂條件的分析，結(jié)合蘇里格致密砂巖儲層特點，認為蘇里格氣田水平井體積壓裂選取應(yīng)遵循以下原則：①蘇里格氣田中區(qū)盒8下亞段疊置砂體發(fā)育且石英含量高，是體積壓裂的首選區(qū)帶，②避開水區(qū)且試驗井目的層段上下無明顯水層；③目前氣價條件下體積壓裂改造氣層厚度大于6m；④砂體厚度大且隔夾層厚度小于1m，采用體積壓裂可有效提高動用程度；⑤體積壓裂盡量在含石英砂巖高的儲層中開展。

4．2　技術(shù)措施

根據(jù)體積壓裂實現(xiàn)條件，針對致密氣藏以“提高凈壓力，開啟和支撐次生裂縫”為關(guān)鍵點，在脆性指數(shù)、微裂隙發(fā)育程度、三向應(yīng)力場、抗張抗剪切強度研究基礎(chǔ)上，在蘇里格氣田有針對性地展開體積壓裂實踐。

4．2．1研發(fā)大通徑壓裂管柱，滿足大排量注入

前期Æ88.9mm裸眼封隔器分段壓裂工藝施工排量小于4.5m³／rain，無法滿足大排量“體積壓裂”改造需求，為此積極攻克技術(shù)難點，研發(fā)了適合于體積壓裂的Æll4.3mm大通徑分段壓裂管柱，具備分壓23段的能力^[7]。現(xiàn)場最大排量達到11.0m³／min，最高應(yīng)用10段，單段最大加砂l21.3m³，單井最大加砂1005.5m³。

4．2．2采用低黏、低傷害液體體系造復(fù)雜縫網(wǎng)

當液體類型為牛頓流體時，壓裂液黏度越小，縫內(nèi)壓力變化越小，壓力傳導越遠，能溝通更多的天然裂縫，且易使微裂縫產(chǎn)生錯位和滑移，有效地增加縫網(wǎng)的波及面積，而小粒徑支撐劑則更易進入到細小的裂縫中起到支撐作用，也會提高裂縫導流能力。

由于致密砂巖儲層特點和體積壓裂入地液量巨大的特點，要求壓裂液要具有較低傷害、高返排能力的特點。在壓裂的不同階段分別采用滑溜水^[8]、低濃度胍膠基液和交聯(lián)胍膠作為工作液，具有較低傷害、低黏度的特點，同時采用了高性能的助排劑和黏度穩(wěn)定劑，達到了強化排液的目的(表3)。

4．2．3組合粒徑陶粒支撐主裂縫

在前置液階段先采用大排量注入滑溜水，開啟和支撐天然微裂縫；在前置液后期和開始加砂時采用胍膠基液作為工作液，加入40～70目支撐劑，擴大天然裂縫開啟程度；在高砂比階段大排量注入交聯(lián)胍膠和20～40目支撐劑，達到支撐主裂縫，提高主裂縫導流能力的目的(表4)。

4．2．4段內(nèi)多縫壓裂進一步增加改造體積

段內(nèi)多縫體積壓裂可以有效動用不同滲透率級別層段，在儲層中形成一定程度的復(fù)雜縫網(wǎng)，進一步增加改造體積，從而提高單井產(chǎn)量和采收率^[9-10]。具體做法是在水平井裸眼完井條件下一次性下入水平井裸眼分段壓裂管柱，段內(nèi)加暫堵劑實現(xiàn)段內(nèi)多縫，逐級投球打開滑套并封堵下層油管，實現(xiàn)水平井裸眼段多級多段壓裂改造規(guī)模(圖2)。

4．3　現(xiàn)場應(yīng)用

2012年在蘇里格氣田致密砂巖儲層水平井共采用體積壓裂10口，最大改造段數(shù)l0段，最大排量llm³／min，單井最大加砂量l055.5m³，最大入地液量12877.3m³，平均無阻流量68.07×10⁴m³／d，中區(qū)、西區(qū)與相同區(qū)塊水平井采用常規(guī)壓裂相比，無阻流量明顯增加，取得了較好改造效果，東區(qū)H井由于鉆遇砂體厚度大、薄隔層發(fā)育，通過體積壓裂，增加了縱向溝通體積，也取得了好的效果(表5)，而I井、J井由于鉆遇砂體厚度薄、儲層巖屑含量高、孔喉細微，儲層敏感性強，改造效果不理想。

5　結(jié)論與認識

1)對蘇里格致密砂巖儲層天然微裂縫、巖石脆性、巖石抗張強度與三向應(yīng)力和儲層敏感性等方面進行了研究，認為有開展體積壓裂的物質(zhì)基礎(chǔ)和實現(xiàn)條件。

2)結(jié)合蘇里格致密砂巖儲層特點，通過對體積壓裂機理和實現(xiàn)體積壓裂條件的分析，提出了蘇格氣田水平井體積壓裂選井原則。

3)針對蘇里格致密砂巖氣藏，可以采用水平井大通徑分級體積壓裂技術(shù)，基本特點為：大液量、大排量、大砂量、低黏度、段內(nèi)多縫。建議排量在10m³／min以上，壓裂液體系采用滑溜水和交聯(lián)膠組合方式，支撐劑以40～70目和20～40目的組合粒徑陶粒為主。

4)現(xiàn)場試驗l0口，平均無阻流量68.07×10⁴m³／d，與相同區(qū)塊水平井相比，取得了較好改造效果。

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本文作者：李進步  白建文  朱李安  賈建鵬  祖凱  韓紅旭

作者單位：低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室

  中困石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心

  中國石油長慶油田公司工程監(jiān)督處