苏里格气田致密气藏压裂改造技术研究应用

2018-12-19杨战伟段瑶瑶王丽伟徐国伟王婷婷

石油地质与工程 2018年6期

杨战伟，段瑶瑶，王丽伟，徐国伟，王婷婷

（1. 中国石油勘探开发研究院，河北廊坊 065007；2. 中国石油塔里木油田分公司；3. 海南福山油田勘探开发有限公司）

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地，其中致密砂岩气藏资源量巨大，但资源转化和动用程度低，主要表现形式为平均单井产量较低，苏里格气田东部（苏东）区块较为典型，改造后平均单井产量低于1.0×104m3/d。苏里格气田储层压裂改造技术有一个发展过程，经历过笼统压裂、纵向多层压裂、水平井多段压裂及“工厂化”体积压裂，目前侧重于施工规模及加砂量的控制压裂［1-3］，随着压裂设备和施工技术的进步，施工规模受限问题已经解决。但研究发现，部分区块压后产量与施工规模相关性不强，因此需要更深入地研究苏里格低压致密气藏储层改造对压后产量的影响。前人已对施工规模的优化进行了大量的研究，并筛选评价了低伤害压裂液［4-5］，但对于致密气藏特别是对于黏土含量较高的气藏，水基压裂液对储层的伤害仍然较高。基于目前苏里格气田的压裂液仍然以水基压裂液为主的特点，应从储层改造的全过程分析压裂伤害对压后产能的影响。结合水平地应力两向差异及井网布局特征，笔者提出改造后的储层流体渗流形态为平面双线性流，压裂不能增加地层能量，只是减少了渗流阻力，因此需要研究压后储层流体的渗流形态，据此建立了压后的产能模型，分析了压裂伤害是影响致密气藏压后产量的关键，并提出了减少伤害的措施。

1 低压致密气藏改造难点

生产数据表明，整个苏里格气田的储层流体压力系数都较低，苏里格气田东北区块较为典型，压力系数在0.85左右，低于国内外典型致密气藏储层流体压力系数30%～50%。储层孔隙结构微观分析表明，储层孔隙结构以超毛细管孔及微毛细管孔喉为主，孔喉半径小；另外黏土含量较高，蒙脱石和伊蒙混层占比例大，粒间孔隙及孔喉周围的黏土颗粒极易膨胀运移，堵塞孔喉，造成储层伤害。由于储层流体压力系数低，靠地层自身能量解除伤害难度大；同时压力系数低导致流体返排速度慢，增加了液相在储层中的滞留时间，进一步增大了储层伤害。因此，低压致密气藏改造技术的选择难度较大［1］，改造过程中储层更易受到二次伤害。

2 压后渗流模型及参数分析

2.1 压后渗流模型

东北区块气井改造前后产能差异较大，压前大多无产能，无油气产出，即地层流体无法流到井筒。造成这种结果的主要因素包括储层致密、压力系数低、钻井完井造成的地层污染等；从渗流角度出发，可认为地层流体不发生平面径向流。压裂后油井产量有较大的提升，证实储层流体开始通过人工裂缝进入井筒，地层流体的渗流状态发生显著变化。因此可通过压裂后渗流状态分析，找出影响储层流体渗流的关键因素，进而找到影响产量的工程参数。对于特低渗气藏，改造后储层流体遵循平面线性流规律［7-8］，据此可建立压裂后渗流模型。

建立压裂后渗流模型的基本假设包括：均质地层无限大，隔层为不渗透边界，水力裂缝为双翼对称裂缝，缝高为储层厚度，缝宽为定值。水力裂缝渗透率远大于基质渗透率，为有限导流能力。油井产量恒定，地层内无垂向渗流，气体为达西流动，忽略毛细管压力和重力的影响。

双线流模型的渗流包括两个阶段［4-5］，即地层流体沿水平方向线性流进入人工裂缝阶段和裂缝内流体线性流进入井筒阶段，改造后油井产量由两阶段的气体渗流状态共同决定，气体流动较差的阶段对井产量影响较大。

不考虑缝端气体渗流，在储层流体渗流的第一阶段，由于泄流半径远大于缝宽，可以忽略缝宽的影响，地层流体流向裂缝的产量为：

在储层流体渗流的第二阶段，裂缝中流体进入井筒的产气量可表示为：

生产过程中，两个阶段的渗流质量相同，即：!1=!2，由公式（1）、（2）得到油井产量为：

式中：9:为储层流体原始压力，MPa；91为井底流压，MPa；K为基质渗透率，10-3μm2；K<为裂缝渗透率，10-3μm2；T为储层温度，℃；=<为缝宽，cm；>?为井筒半径，cm；@AB为温度，℃；ZAB为压缩系数，9AB为压力，MPa。

根据储层改造后双线性流渗流得出的产量模型，影响产量的裂缝参数包括：缝长、缝宽、裂缝渗透率。模型中的渗透率为基质渗透率，而实际渗透率为压裂后受到改造液污染的裂缝附近储层渗透率，该实际渗透率与基质渗透率差别较大，完井改造及压裂液对其有直接影响。具体到苏里格某井施工，储层参数一定，加砂规模确定，水力裂缝参数基本确定，此时影响压后产量关键因素即为改造形成裂缝的渗透率及近裂缝面储层的渗透率。不同压裂工艺及压裂液对两者都有着重要影响，并且两者存在着关联。

2.2 储层改造伤害参数分析

压裂改造对储层伤害主要是滤液对基质渗透率的伤害、压裂液残渣、滤饼等对水力裂缝导流能力的伤害。影响这两种伤害的主要因素是压裂液体系本身的性能及完井改造方式的选择［9］。

测试岩心伤害的方法很多［10］。苏东区块从压裂施工到压裂液排通，平均超过100个小时，为测试滤液对岩心伤害，选取了本区块不同渗透率岩心及某种清洁压裂液，测试步骤为：①烘干岩心，气测其渗透率。②压裂液的破胶液注入岩心中（围压5 MPa，驱替压力 10 MPa）。③注入破胶液的岩心分别放置24小时、48小时、72小时，烘干后，气测其渗透率。利用该方法测试了本区块压裂液对储层渗透率的伤害（表1）。

表1 不同浸入时间下岩心伤害率实验结果 %

由表1可见，压裂液入侵时间对岩心基质渗透率影响较大，渗透率越低的岩心受到的伤害越明显。通过对侵入时间与伤害率关系的线性回归，建立两者关系模型：

式中：KD为压裂返排结束后裂缝面渗透率，10-3μm2；K:为地层原始渗透率，10-3μm2；β为基质岩心渗透伤害率，与基质物性、压裂液类型及压裂液侵入时间相关，具体经验值的大小可用表1中的实验结果确定。

确定侵入带的渗透率后，还需要计算侵入带的大小，然后方可对压后产能公式进行修正，计算低压气井的压后产量。

关于压裂过程中滤液侵入带大小的相关研究文献较少，但对于低压致密气藏需要对其进行深入分析。对于常压或超压储层改造，压裂施工结束后破胶液不再继续向储层基质渗滤。对于低压气藏压裂，压裂液在地层的滤失可分为两部分，即压裂过程中滤液滤失及压裂后由于井筒液柱压力大于地层流体压力引起的滤液侵入储层造成的滤失。

关于压裂过程压裂液的侵入长度，部分学者认为压裂液的侵入带为楔形。本文为简化计算，采用均匀侵入模式计算滤失量。Harrington等人通过对裂缝滤失液量的大量实验研究，提出了一个液体向裂缝面滤失总液量的经验公式［11］:

式中：V为压裂液总滤失量，m3；A为裂缝面面积，m2；C为总滤失系数，m/s0.5；T为总注入时间，min。

Smith定义了裂缝造壁型压裂液滤失的总滤失系数［12-13］，对于非造壁压裂液，不存在滤饼影响，则综合滤失系数为：

式中：IP为压裂液黏度控制的滤失系数，m/s0.5；IS为受地层流体压缩控制的滤失系数，m/s0.5；I<为地层流体压缩系数，MPa-1；Δ9为裂缝面两边压差，MPa；V为地层孔隙度，%；W<为压裂液黏度，mPa∙s；WX为地层流体黏度，mPa∙s。

具体施工过程中，可根据室内实验得出的滤失系数、储层物性及实际施工数据直接计算总滤失量，再根据达西定律，可计算出压裂过程中侵入带长度。

压裂液返排过程中滤液侵入长度的确定：由于井筒液柱压力大于储层流体压力，裂缝闭合后，井筒中的液体可通过人工裂缝继续侵入地层，滤液渗入地层使井筒中液量降低，同时液柱压力降低，当井筒中液柱压力接近或小于储层流体压力时，地层气体通过人工裂缝进入井筒，开始携液返排，之后，井筒及人工裂缝中液体不再侵入地层，此时的压裂液侵入的长度即为污染带的长度。

得出不同侵入时间的岩心伤害率及不同改造工艺返排时间下滤液的侵入长度后，就可以对压后产能公式进行修正。侵入时间和长度与施工工艺及返排时间相关，因此，应选择快速施工及返排工艺。

3 应用实例分析

苏东A井和苏东B井都位于苏里格东区北部，为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡两口开发井，完井层位均为马家沟组，两井地面直线距离 1.8 km，两口井改造层位的物性见表2。对两口井设计了相近的加砂规模（砂量、液量）和平均砂比，但采用了不同的压裂液及返排工艺，对苏东A井采用新型无残渣纤维素压裂液，压后自然放喷；对苏东B井采用低浓度瓜胶压裂液，自然放喷无效后，换小油管返排，后又连续油管气举。两口井储层物性及压后测试产量数据见表2。

表2 苏东区块两邻井物性及施工测试结果对比

从表2看出，两口井的产量相差1.6倍。苏东A井采用无残渣低伤害压裂液，破胶彻底迅速，对储层基质及裂缝导流能力影响小，有利于压裂液返排，无气举措施下压裂液可自喷返排。苏东B井瓜胶压裂液残渣的残留对基质及水力裂缝伤害较大，影响了压裂液的返排，借助小油管及气举措施后压裂液方可返排，返排时间显著增加，这就加重了压裂破胶液对储层基质及水力裂缝的污染伤害。综合上述两方面的因素，两口邻井产量差异显著。同时发现，即使采用低伤害压裂液及拌注液氮，苏东A井返排时间仍超过3天，根据实验结论，压裂破胶液仍然对储层基质产生明显伤害，压后产量没有达到预期目标，应采取其他工程措施缩短返排时间。