丁士辉，苑新红，鱼文军，冉照辉

（1.中国石油西部钻探井下作业公司，新疆鄯善 838200；2.中国石油西部钻探工程有限公司）

1 滴西18井区储层特征

火山岩是克拉美丽气藏石炭系的主要储集岩，主要岩性为玄武岩、安山岩、流纹岩、花岗岩、凝灰岩和火山角砾岩。物性较好的主要是流纹岩、安山岩、花岗岩和火山角砾岩，主要的储集空间类型为裂缝和孔隙，有利储层主要发育在距石炭系顶面200 m的风化壳层段内，孔隙度主要分布在10%～25%之间，随着距离火山岩顶面的深度加深，火山岩的孔隙度逐渐降低。通过岩心的详细观察并结合研究区成像测井手段分析认为，火山岩发育的空间类型有角砾间孔、裂缝、原生气孔、次生溶蚀空洞以及孔－缝组合。石炭系火山岩的产气层段裂缝都较发育，高角度缝占统计总数的65%以上，溶蚀孔洞也十分发育，且孔、缝相连。

克拉美丽气田石炭系火成岩储层埋藏深度约为3500～3800 m，地层温度110～114℃，地层压力41～48 MPa，该气藏圈闭类型为受断裂、岩性、地层等控制形成的多个次级圈闭；滴西18井区岩性以酸性花岗斑岩、二长玢岩为主，储集空间类型为晶间孔、长石斑晶溶孔、构造缝、微裂缝，储层孔隙度在5%～15%之间，渗透率约（0.01～1.00）×10－3μm2。岩心的全矿物分析表明，岩石以酸反应矿物长石为主，粘土矿物含量集中在11%～14%，粘土矿物中以绿泥石、伊／蒙混层为主，其中绿泥石含量较高（80%左右），伊／蒙混层比高（50%～70%）。储层的敏感性评价表现出了强水敏（水敏指数＞70%）和强酸敏（酸敏指数＞35%）的特征；岩心吸附能力强，在测试时间内岩心吸附量为0.3033～0.3569 g，表现了较强的气藏亲水性特征。

2 压裂难点分析

根据滴西18井区气藏的地质描述，该区储层具有裂缝和孔隙双重介质特征，分析认为压裂改造难点在于：埋藏深、储层物性差、地层温度高、火成岩地层微裂缝发育等。

（1）该区气藏埋藏较深，导致该区压裂施工存在以下难点：①破裂压力高、施工泵压高，对压裂设备提出了更高的要求；②施工管柱长，摩阻高，对管柱强度要求高，同时管柱对压裂液剪切作用强，存在脱砂、砂堵的风险；③深层火山岩地层杨氏模量大，形成的人工裂缝较窄，不宜高砂比加砂。

（2）该区火山岩储层属于低孔、特低渗储层，必须经过储层改造才能取得良好的产能效果，而且该储层具有强水敏性和较强的亲水性特征，水基压裂极易造成水锁效应，造成气藏的二次污染。

（3）地层温度高，压裂液破胶速度快，容易造成脱砂、砂堵。

（4）石炭系储层微裂缝发育，容易造成压裂过程中形成多裂缝，压裂液滤失较大，单个裂缝的缝宽非常窄，容易造成砂堵。

3 压裂改造技术研究［1－5］

为取得压裂施工的顺利进行，针对以上难点，经查阅相关文献、室内研究，总结得出以下深层火山岩压裂改造配套工艺技术。

3.1 前置液段塞技术

对于多裂缝发育、近井裂缝复杂的储层，前置液段塞技术是最经济、最有效的处理方法。前置液段塞技术不仅可以打磨孔眼、弯曲裂缝和人工裂缝面，有效地降低近井摩阻，而且同时也能堵塞次裂缝，控制裂缝参数，使主裂缝能够更好地延伸，同时能够降低压裂液的滤失，降低脱砂的风险。

3.2 提高前置液比例技术

石炭系火山岩天然裂缝发育，压裂液滤失增大，造成压裂液造缝效率大大降低。为达到充分造缝的目的，需适当提高压裂液比例。理想情况下，施工泵注程序完毕时，支撑缝长略小于（或基本等于）动态缝长，此时压裂液用量最少，对地层伤害小。但为了保证火成岩多裂缝储层压裂施工的顺利进行，在设计中主要考虑到地层物性、裂缝发育情况、压裂液滤失系数等，最终确定前置液体积分数在40%～50%之间。

3.3 排量优化

施工排量是压裂设计的关键参数，它会影响施工泵压和裂缝的几何尺寸。对于天然裂缝发育的地层，如果采用小排量施工，压裂液主要沿天然裂隙流动；采用大排量进行压裂时，能够形成宏观裂缝。根据各种压裂模型的计算公式，施工排量越大，形成的裂缝宽度、长度都有所增加，有利于后期加砂。综合考虑，选用3.0～4.0m3／min的施工排量。

同时采用变排量工艺技术，能够起到一定的控高作用。首先采用较低排量压开地层，仅有部分微裂缝张开，而在前期支撑剂进入地层以后，均被压裂液送至裂缝端部，此时提高排量后，前期的支撑剂形成的砂桥能够起到一定的降滤失、遮挡作用，在一定的造缝空间中，缝长、缝高受阻，缝宽有所增大，有利于后期加砂，降低了高砂比阶段的施工风险。

3.4 低砂比、小阶梯砂比加砂工艺

对于低渗透地层，压裂增产的原理主要在于造长缝，扩大渗滤面积，改善井筒与储层的沟通。针对火山岩气藏的情况，不需要较高的裂缝导流能力，并且高砂比会导致砂堵，故确定平均砂比介于15%～20%之间。

小阶梯砂比加砂工艺缩小了每级砂液比的上升幅度，减少了因为砂比变化大而引起的压力波动，使施工压力更加平稳，同时支撑剂的充填也更加饱满，支撑剂的铺置浓度趋于合理。对于现场施工来说，通过小幅度提高砂比后的压力变化，能够迅速判断地层的加砂难易情况，及时调整施工参数，降低砂堵的风险。

3.5 快速返排技术

气井的压后管理是气井压裂成功的重要保证，这是由于气井对外界流体的敏感性决定的。快速返排技术就是通过控制压裂液的破胶时间，使入井流体尽快返排出地层，最大限度地降低压裂液在地层中的滞留时间，降低压裂液对地层的伤害。

排液速度的大小要根据排液过程中排出物的分析而定，如发现砂子大量排出，就要控制排液压差，一般应采取低压差多次关放方式，逐渐排净残液。其实质是通过调节角式节流阀来优选产气量，使气井在井筒中的天然气流速能达到连续排液的临界流速。

3.6 防水锁压裂液体系

克拉美丽火山岩气藏受到低孔、特低渗储层的影响，储层开发过程中极易受到水锁伤害，因此气井压裂的关键就是选用适合气层压裂的压裂液体系。

在压裂或酸化过程中，大量的压裂液或酸液沿缝壁渗滤到储层中，使储层的原始含水饱和度增加，流动阻力加大。如果储集层压力不能克服升高的毛细管力，则会出现严重而持久的水锁效应。对于低渗透气藏，气、水及少量的油赖以流动的通道很窄，渗流阻力很大，液、固界面及液、气界面的相互作用力很大，水锁效应相对更为严重，而且储层孔隙度和渗透率越低，储层孔喉越小，水锁效应就越严重。

通过实验研究，加入水锁处理剂可以有效地降低进入地层液体的表界面张力，降低地层的水锁效应，降低对储层渗透率的伤害，提高返排率。

YLYJ－10防水锁压裂液体系的研制，很好地解决了该区块压后水锁效应的影响，同时该压裂液体系具有良好的防膨、抗剪切、低摩阻、耐高温性能。

4 现场应用

以滴西184气井3551.0～3567.0m井段压裂改造为例，分析以上压裂改造技术的应用。

4.1 滴西184井基本情况

滴西184井位于滴南凸起的滴西18井区，该井区位于准噶尔盆地陆梁隆起滴南凸起的中段，滴西8井南石炭系火山岩岩性圈闭。滴西184井顶部的3551.0～3567.0m井段为一套凝灰质火山碎屑岩储层，厚度16.0m。根据取心资料（取心井段3550.75－3557.15 m）显示，岩心整体上不规则微细裂缝发育，缝宽0.2～0.5 mm，裂缝密度5～10条／10 cm；岩心表面气孔及溶蚀孔洞发育，气孔一般孔径1～3 mm，最大孔径5～10 mm，气孔密度10～15个／10 cm，物性较好。

4.2 压裂改造技术优化

（1）采用40／70目高强中密陶粒、5%—10%—10%三级段塞技术，段塞共计5 m3。

（2）通过分析及参考邻井压裂数据，确定平均砂比为21.85%，施工砂比从10%到34%，以4%阶梯砂比增加。

（3）采用变排量工艺，前置液阶段采用排量3.0～3.5 m3／min，加砂阶段采用排量3.5～4.0m3／min。

（4）选用YLYJ－10防水锁压裂液体系。

（5）排液时间缩短为2小时，若不能自排，配备制氮车及时气举。

4.3 施工情况

2010年8月11日对滴西184井压裂，入井液量427.6 m3，压裂施工时间157 min，平均砂比为19.5%，加砂42 m3（40／70目前置液陶粒段塞5 m3，20／40目高强中密陶粒37 m3），最高施工压力54.5 MPa，施工成功。

4.4 压后效果

该井压后取得了良好的试气效果，采用7 mm油嘴试气，油压30.59～28.62 MPa，套压30.91～29.63 MPa，日产气量约15×103m3，日产油量约18.6 m3。

5 认识与结论

（1）采用前置液段塞技术、提高前置液比例、采用大排量施工及变排量工艺很好地解决了石炭系天然裂缝发育的问题，保障了施工的顺利进行。

（2）选用YLYJ－10防水锁压裂液体系解决了低渗致密气藏水锁严重的问题，同时其耐高温、抗剪切、低摩阻及防膨性能也大大降低了施工的风险。

（3）加强气井排液管理，减少压裂液在地层中的滞留时间，能够最大程度地减少气层的污染。

参考资料

［1］许江文.新疆克拉美丽气田火成岩压裂改造技术的应用［J］.油气井测试，2010，19（1）：59－65.

［2］秦玉英.综合压裂技术在低压致密气藏储层中的研究与应用［J］.吉林大学学报（地球科学版），2009，39（3）：503－506.

［3］冯程滨.深部火山岩储层压裂改造主要技术对策［J］.大庆石油地质与开发，2008，27（5）：85－88.

［4］王晓磊.克拉美丽气田火山岩气藏储层改造技术［J］.天然气工业，2010，30（2）：63－65.

［5］李林地.气井压裂裂缝参数优化设计［J］.油气地质与采收率，2008，15（5）：105－107.