王　坤，吴增智，黄永章（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安　710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安　710018）



煤系地层致密砂岩气藏压裂工艺技术研究与应用

王坤1，2，吴增智1，2，黄永章1，2
（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018）

摘要：山西NG区块煤系地层在本溪、山西、石盒子组不同程度地发育有致密砂岩储层，具有低压致密、含气性差、储层温度低、天然裂缝发育等特点，由于对储层认识不够深入，前期改造过程中存在压裂设计参数与储层条件不匹配、压裂液储层伤害大、现场施工成功率低等问题。为此，针对研究区储层特征研究配套了机械工具分层提高纵向上动用程度、高前置液比例及大排量施工形成复杂裂缝压裂扩大泄流面积的压裂工艺，配套稠化剂浓度为0.25 %～0.28 %的低浓度低伤害胍胶压裂液体系，压裂液残渣含量较前期降低50 %。现场试验7井18层，施工成功率100 %，压后单位厚度气层产气量较前期提高47 %，为研究区煤系地层致密气藏改造提供了一条有效途径。

关键词：煤系地层；致密砂岩气；天然裂缝；压裂

1　山西NG区块开发现状及技术需求

1.1煤系地层致密砂岩储层特点

山西NG区块煤系地层发育致密砂岩储层，主力层位为二叠系石盒子组、山西组，其中盒8、山1、山2层属于典型的低压致密砂岩气藏，具有纵向发育层系多，储层物性差，含气饱和度低，天然裂缝发育等特点，平均孔隙度6.5 %，平均渗透率0.06 mD，含气饱和度普遍小于40 %，储层温度50℃～70℃，地层压力系数0.8。

1.2前期改造存在的问题

山西NG区块煤系地层致密砂岩储层自开发以来，开展了一系列探索性的储层改造工作，采用常规胍胶压裂液体系，适度规模改造的压裂技术[1]，但改造效果不够理想，储层的压裂改造存在以下问题：

（1）压裂液储层伤害严重。前期使用的胍胶压裂液体系稠化剂浓度为0.45 %，存在破胶液残渣含量高，储层温度较低破胶不彻底等问题，储层伤害严重，严重影响改造效果；（2）储层改造不充分。储层认识不够深入，压裂设计参数与储层条件不匹配，形成的有效支撑缝长较短，压后产量低，生产过程中套压下降快，难以稳产；（3）地层能量弱。储层压力系数低，压后压裂液返排困难，破胶液对储层的二次伤害严重。

2　山西NG区块压裂工艺技术研究

针对NG区块煤系地层致密砂岩储层纵向上发育层系多、储层物性差、天然裂缝发育等特点[2]，形成一套机械工具分层压裂，扩大纵向上动用程度；大排量施工，形成复杂裂缝；高前置液比例，提高造缝效果；高比例液氮伴注，提高返排率的高效压裂工艺技术。

2.1机械工具分层压裂，提高纵向动用程度

NG区块一井多层现象普遍，一般有3～5层。前期采用的单层压裂单层测试很难达到提高储层纵向动用程度的目的[3，4]。经调研，多层分压合采后次产层对总产量的贡献率平均为20.1 %。因此，从提高单井产量的思路出发，必须提高纵向上动用程度，采用不动管柱机械工具分层压裂进行多层系改造（见图1）。

图1　不动管柱机械工具分层压裂示意图

2.2大排量施工，形成复杂裂缝

通过取心观察及压降曲线分析，研究区储层普遍发育天然裂缝，针对致密气藏以“提高净压力，开启和支撑天然裂缝”为关键点，开展岩石力学的基础工作，岩石力学实验及计算结果均表明研究区目的层与上下隔层应力差普遍在8 MPa～10 MPa以上，隔层条件好，具备了大排量施工条件。

2.3高前置液比例，提高造缝效果

通过分析，前期改造压裂液效率为30 %～40 %时，经验公式计算出前置液比例为43 %～54 %。室内模拟表明在同样的地层条件下，前置液比例的提高，有利于形成更大的泄流面积。

2.4高比例液氮伴注，提高返排率

通过对苏里格气田液氮伴注比例与压后返排率及返排速度的数据统计，液氮伴注比例为3 %～5 %时，返排速度最高。对比研究区储层物性属于极差型，液氮伴注比例选用极大值5 %。

3　低浓度低伤害压裂液性能评价

通过大量室内实验，确定研究区50℃～70℃储层压裂液为稠化剂浓度为0.25 %～0.28 %的胍胶压裂液体系。

3.1基液性能

在30℃的水浴中恒温溶胀4 h，然后静置不同时间后测定基液黏度（见表1）。由表1可见，体系在30℃水浴放置48 h后黏度变化小，基液稳定性好；各添加剂配伍性良好，基液无沉淀分层等现象。

表1　基液黏度与溶胀时间的关系

3.2耐温耐剪切性能

使用HAAKE RS6000流变仪，在储层温度50℃～70℃条件下，170 s-1的条件下测试体系的耐温耐剪切性能，实验结果（见图2、图3）。

图2　50℃耐温耐剪切性能（0.25 %HPG）

图3　60℃耐温耐剪切性能（0.28 %HPG）

低伤害胍胶压裂液在不同温度下经过170 s-1连续90 min后，体系黏度保持在100 mPa·s以上，满足研究区储层温度要求。

3.3破胶性能评价

压裂液破胶好坏是影响压后效果的主要因素之一。破胶不彻底的压裂液会降低支撑剂填充层的导流能力，造成储层伤害。在恒温水浴中评价了压裂液体系的破胶性能，实验中使用毛细管黏度计定时测量了破胶液的黏度，结果（见表2）。

表2　50℃储层条件下的破胶实验（0.25 %HPG）

3.4其他性能评价

室内依据标准SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》对用低浓度低伤害压裂液体系的其他性能进行全面评价，结果（见表3）。

表3　低浓度低伤害压裂液其他性能技术指标

实验结果表明，体系的滤失量较低，破胶液残渣含量小，表面张力低，有利于破胶液迅速返排，防膨性能良好，能够有效的抑制地层中的黏土膨胀。

3.5压裂液破胶液对岩心基质渗透率损害率测定

表4　岩心基质渗透率损害率测定

室内采用AFS-870高温高压岩心流动仪，依据石油天然气行业标准SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》在60℃下对现场取心的岩心测定了破胶液对其基质渗透率的损害率，实验温度为60℃，实验结果（见表4）。实验结果显示，该低伤害胍胶压裂液体系对储层的伤害平均为19.4 %。

表5　NG区块探井压裂改造施工参数统计表

4　现场应用情况

4.1现场施工情况

NG区块共完成7口探井18层的现场应用，目的层深1 500 m～2 400 m，施工排量2.4 m3/min～3.5 m3/min，加砂强度1.1 m3/m～9.1 m3/m，平均砂比18.1 %，施工成功率100 %（见表5）。

4.2压后效果分析（见表6）

改造井在储层物质基础等条件相对较差的情况下，平均单位储能系数产气量、平均单位气层厚度产气量分别较前期提高了207 %和47 %（见图4、图5）。

表6　改造井效果对比分析表

5　结论与认识

（1）通过前期改造井效果分析，认为研究区储层物性差、地层能量低，采用的压裂液体系胍胶浓度高，残

渣含量大，需要进一步优化，以降低储层伤害。

图4　单位储能系数日产气量统计图

图5　单位气层厚度日产气量统计图

（2）低浓度低伤害压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能，破胶彻底，残渣含量较低，破胶液表/界面张力低，对储层伤害小，满足施工要求。

（3）针对研究区致密砂岩气藏特点，提出机械工具分层压裂，大排量高前置液比例，高比例液氮伴注的高效压裂工艺技术。

（4）在储层物质条件相对较差的情况下，通过对压裂液体系的优化、改造工艺思路的转变及现场施工质量的严格把控等方面的提升，取得了较好的改造效果，使储层得到了最大限度挖潜。

参考文献：

［1］李进步，等.苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践［J］.天然气工业，2013，33（9）：65-69.

［2］卢强，等.体积压裂裂缝网络对导流能力的影响［J］.常州大学学报（自然科学版），2014，26（2）：70-74.

［3］李小刚，等.致密砂岩气藏体积压裂技术应用与探讨.［J］.石油化工应用，2014，33（4）：57-60+66.

［4］马旭，等.苏里格气田致密砂岩气藏水平井体积压裂矿场试验［J］.石油勘探与开发，2014，41（6）：742-747.

Coal measure strata tight sandstone gas reservoirs fracturing technology research and application

WANG Kun1，2，WU Zengzhi1，2，HUANG Yongzhang1，2
（1.Chuanqing Drilling Co.，Research Institute of Drilling and Producing Engineering，Xi'an Shanxi 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields，Xi'an Shanxi 710018，China）

Abstract:Shanxi NG block coal measure trata in Benxi,Shanxi,Shihezi have varying degrees of developmental tight sandstone reservoir,which has a low pressure dense gas poor, low reservoir temperature,natural fractures,etc.Due to insufficient understanding of reservoir depth, the presence of fracture design parameters and reservoir conditions do not match, the large fracturing fluid reservoir damage,the low success rate of construction site and other issues during the pre-renovation.For this reason,research reservoir characteristics of the study area for supporting the use of machine tools stratification improve the longitudinal extent, highhydraulic proportional pre-construction and large displacement fracture fracturing the formation fracturing process complexity expand drainage area,and the supporting thickener concentration of 0.25 %～0.28 % of the low concentration of low damage guar gum fracturing fluid,fracturing fluid residue content reduced by 50 % the previous month.Field test wells 7,18book=65,ebook=70layer construction 100 % success rate,after pressure gas reservoir gas production unit thickness increase 47 % from the previous month,as the study area coal strata tight gas reservoirs transform provides an effective way.

Key words：coal measure strata；tight sandstone gas；natural fracture；fracturing

作者简介：王坤，男（1984-），工程师，现从事完井及储层改造技术研究工作，邮箱：wk_gcy@cnpc.com.cn。

*收稿日期：2016－01-07

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.017

中图分类号：TE357.12

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）03-0064-05