魏志鹏 冯 青 曾 鸣 张万春

中海油田服务股份有限公司油田生产事业部

0 引言

致密气是全球非常规油气勘探开发的新热点，中国致密砂岩分布领域广，类型多样，在所有含油气盆地的深部，如四川盆地、鄂尔多斯盆地、吐哈盆地及塔里木盆地等10余个盆地，都具有形成致密砂岩气藏的地质条件，仅深盆气资源量将超过100 1012m3[1-3]。

致密气藏储层由于早期的沉积条件制约，储层厚度小、横向展布规律难于把握，砂岩钻遇率低（59%），气层钻遇率更是低至41%，加上黄土地表对地震信息采集的精度影响，钻井水平井段常规测试不产气或产微气，难以达到工业气井标准。水平井分段压裂作为致密砂岩气藏高效开发的关键技术手段，通过增加油气藏泄油气面积、改变油气渗流方式，在提高单井产量、提高气田开发效果等方面在前期的工作中发挥了重要作用[4-5]。但储层砂体分布的不规则性导致水平井钻井难以保持较高钻遇率，钻遇大套泥岩或干层的现象经常发生。而泥岩段通常情况下被认为是无效压裂层段，对产能贡献率较低，同时因有一定施工风险需要避免压开。本次研究试图通过利用工区储层地质成果，对目标水平井钻遇储层纵向砂泥岩叠置方式，横向砂体展布范围进行剖析，充分论证在泥岩段压裂的可行性，指导低钻遇率水平井压裂优化设计，达到提高水平井压后产能的目的，通过多种手段对压裂效果进行评价与验证，证明实施效果显著。

1 储层特征

1.1 储层展布特征

某区块位于鄂尔多斯盆地北部，强物源供给，多水系发育，高流速水流，平缓古地貌等多因素叠加导致中二叠统石盒子组盒8段沉积期盆地砂体大面积广泛分布的格局，形成“浅水缓坡辫状河三角洲”沉积体系[7-8]。砂体展布受河道控制，多期分流河道叠加形成盒8段纵向砂泥岩叠置分布的典型沉积特征。受主河道控制的叠置带储层砂体颗粒分选好，岩性纯，物性好，有效砂体分布相对集中，而河道间砂体水动力弱，有效砂体基本不发育[9]。

1.2 储层裂缝发育情况

通过野外地质考察，认识到石盒子组砂泥岩叠置沉积，单层厚度较薄，发育高角度构造裂缝。裂缝发育程度与储层厚度有关，储层厚度越大，裂缝发育程度越低（图1），1号、5号岩体较薄，层理缝和节理缝发育，2号、4号岩体厚，层理缝和节理缝不发育，所形成裂缝单一。统计认为当岩层单层厚度大于3 m，其裂缝发育程度较差[8]。该现象符合前人的认识，因相同岩性的岩层厚度越小，受到外部作用力影响的区域则越小，对应各点的应力更集中，构造裂缝产生的概率越大，更易发育裂缝[10-14]。

图1 研究区中二叠统石盒子组裂缝发育图

致密气储层天然裂缝的发育可提高储层的渗流能力，沟通储层与烃原岩，对储层含气性有积极影响，在对水平井薄泥岩层（＜3 m）压裂时，因裂缝发育，压裂后更易沟通相邻有效含气砂层，有助于增加水平井产能。

2 L-1-4H井储层地质分析与压裂设计

2.1 目标井储层地质分析

L-1-4H是研究区钻探的一口水平开发井，开发层位为盒8段，水平段707.7 m，砂岩钻遇率59%，气层+差气层钻遇率41%，整体钻遇三套气层，三套“泥岩+干层”组合，钻遇率较低。

该井设计采用封隔器+投球滑套分段压裂技术，假设水平段储层为均质，参考邻井物性，孔隙度8%，渗透率0.5 mD，从模拟结果可看出，压裂段数为6段时水平井可达较大的产能[15-16]（图2）。该井实际钻遇率不高，若仅压开三套气层，无法达到最佳产能，经储层地质分析，认为在泥岩段压裂可沟通邻近气层，则可以使井产能得到最大释放，最终设计调整为压开所有气层与泥岩段，总压裂段数设计为6段（表1），分别对应水平段钻遇的三套气层，三套“泥岩+干层”的组合。后文将详述分析过程。

图2 不同压裂段水平井分段压裂日产量变化图

2.2 储层展布对缝高的影响

导眼井L-1-4P在盒8段2砂组钻遇一套气层、干层与泥岩的叠置沉积储层，4个含气小层自上至下分别命名为①~④号气层。水平井轨迹沿地层抬升，根据水平井钻遇情况，对比B靶点附近L-2井同层位砂体特征（图1），可认识到4个含气小层在L-2井区方向逐渐减薄至尖灭。

水平段钻遇的3套主要气层，即压裂段2、压裂段4、压裂段6分别对应①、③、④号含气小层（图3），是较好的砂体，压裂难度最小。

表1 L-1-4H井压裂分段工具位置表

图3 L-1-4H水平井钻遇储层砂体展布图

“压裂段5”紧邻④号气层底部发育，“压裂段3夹于①号气层与③号气层之间，两套泥岩段与相邻气层呈纵向薄互层叠置沉积，属于“泥质薄隔层”，厚度小于2 m，较薄，符合辫状河沉积模式，且这种“泥质薄隔层”易发育天然构造缝，在该处压裂作业易穿透泥岩，沟通纵向气层，加砂压裂有风险，但可以有效提高单井产能。

“压裂段1”钻遇大套泥岩，判断已到达砂体尖灭处，属于“泥质厚隔层”，纵向泥岩厚度较大，无气层发育，在该处进行压裂作业，储层天然裂缝不发育，且应力差较大，缝高难以扩展，存在超压砂堵风险。

2.3 储层展布对缝长的影响

结合盒8段2砂组平面沉积微相图，可以看到研究区存在多个物源方向。北偏西方向发育一条高能主河道，向南偏东方向冲刷，在北部物源方向存在两条次级水道，主河道受次级河道冲刷形成L-1-4P井区（图4中L-1-4HA位置）纵向砂体叠置沉积的模式。L-1-4H水平段前端一直沿主河道方向钻进，砂体发育，“压裂段2至5段”，水力裂缝长度容易扩展。在近B靶点 “压裂段1”处，属于河道间湾相带，为水下分支河道之间相对较低洼的海湾地区，水动力较弱，以黏土沉积为主，并含有少量粉砂和细砂[17]，在该处压裂缝长难以得到有效扩展（图4）。

图4 研究工区盒8段2砂组沉积微相平面展布图

2.4 压裂分段设计

综上所述，认为“压裂段3”与“压裂段5”的“泥岩+干层”段压裂可行，“压裂段1”因钻遇河流间湾相带，压裂风险较大。为了获得水平井最大产能，最终仍采用6段分段压裂的设计思路，压裂滑套放置在每一“压裂段”物性相对较好，脆性指数较高的位置。压裂作业从水平段最前段开始，逐级投低密度球进行分段压裂施工。

压裂分段设计充分考虑致密砂岩砂体、物性、含气含水性等特征，裂缝最大可能性增大覆盖砂岩体积，包括通过压裂可能沟通的上下层位的砂岩，达到产能、效益的最优化。同时结合储层温度和压力特性，要求压裂液体系具备良好的低温破胶能力，并实现压后快速放喷返排，减少压裂液滞留伤害。

L-1-4H储层温度较低，采用成熟的低温瓜胶压裂液体系；储层压力系数为常压地层，考虑到封隔器+投球滑套分段压裂工艺特点，采取液氮伴注助排，并在压裂段6适当加大液氮量；在保证裂缝导流能力的前提下根据储层闭合压力优选30/50目低密度高强度陶粒作为压裂支撑剂。对每一个压裂层段进行大规模改造（高排量、大砂量）来提高单井的动用程度，达到充分改造储层的目的。

L-1-4H压裂段1、3、5泥质含量较高。泥岩层段地应力较高，断裂韧性较大，破裂和裂缝延伸困难，易导致地面施工压力高造成压裂失败。针对此问题，主要采取两点措施确保压裂施工顺利进行：①提高前置液比例，以保证充分造缝；②前置液阶段采用段塞打磨裂缝，并延长低砂比施工时间，适当降低最高砂比。综上，该井压裂分段施工参数设计如下表2所示。

表2 压裂分段设计施工参数表

3 L-1-4H井压裂效果评价

2016年11月5日8:34至20:20完成了L-1-4H压裂段1至压裂段6的施工，除压裂段1（砂质泥岩段）因超压导致未完成加砂之外，其余段施工成功率均为100%。

3.1 施工压力分析

各压裂施工曲线分析（图5）：

压裂段1：随着排量上升，油压在短时间内从52 MPa急剧上升至69 MPa ，出现明显砂堵迹象，说明裂缝难以穿透大段泥岩隔层，无法沟通有效含气砂岩，与压前分析基本一致，因设计时已对此风险有了足够预估，当出现明显砂堵迹象时，及时停泵，避免产生更大的施工风险。

压裂段2：在施工初期压力较高（最高56.3 MPa），但在提高排量之后压力迅速降落至34.8 MPa并稳定至施工结束，说明该段在施工过程中突破了一高应力隔层。

压裂段3、4：施工压力稳定在28～30 MPa，压力相对平稳，施工顺利。

压裂段5、6：施工压力稳定在34～36 MPa，压力相对平稳，施工顺利。

3.2 井下微地震监测

压裂施工期间，采用微地震波的四维层析成像“能量扫描”裂缝监测技术进行了裂缝实时监测，该技术是利用微地震采集仪器阵列，通过检波器接收地下储层高压液体流动引起的岩石微破裂所产生全体体波，再利用发射层析成像定位方法计算确定地下破裂震源点空间位置，在时间域上分析得出压裂裂缝三维空间形态的演变过程及裂缝走向等相关参数[18-20]。

此外，将裂缝监测后得到的各段裂缝形态投影于沉积微相图中，并结合各段监测裂缝形态变化图，分析各段压裂效果。

图5 L-1-4H水平井压裂施工曲线图

图6a为压裂段1井下微地震监测成果，反映了破裂能量随时间的变化，破裂初期（0～15 min）裂缝规模较小，破裂能量多集中于井筒附近，裂缝难以穿透泥岩隔层向远处扩展，出现超压砂堵现象，在图7的沉积微相图中也可见该段裂缝几乎全部堆积在泥岩间湾内，未沟通至邻近河道。

图6b和6c分别为压裂段3和压裂段5的井下微地震监测成果，这两段虽然是泥岩与干层，但施工期间压力平稳，且裂缝监测显示裂缝在压裂初期（0～15 min）就已远离井筒，沉积微相图中也可见该段裂缝有效沟通了含气砂体（图7），说明“泥质薄隔层”易突破，与压前分析一致。

图6 L-1-4H各压裂段井下微地震监测裂缝形态变化成果图

图7 L-1-4H压裂监测成果在沉积微相图中的投影图

3.3 示踪剂产液剖面评价

L-1-4H井放喷开始至试气作业结束，采用5 mm油嘴放喷，油压4 ～7 MPa，累计返排时间668 h，累计排液1 319.2 m3，产气量131 542 m3/d，折合无阻流量22.5 104m3/d，达到良好的工业产气效果。本井压裂采用SECTT产出剖面动态测试技术，在6个压裂段作业时，分别将6种化学示踪剂分别在其前置液、携砂液过程中随压裂液泵入地层，返排期间连续取样20 d，用色谱分析仪分析采样流体中各组分示踪剂浓度，根据检测到的示踪剂组分含量，可以精确定量刻画各生产井段的油气水动态产出量[21]。得到累积产气剖面（图8）。

图8 L-1-4H井各压裂段20 d累计产气量及占比图

如图所示，L-1-4H井压后所有层段均见气，但第1段产能贡献率仅1%，说明压裂后未能有效沟通产层，第3段与第5段虽为泥岩与干层，但合计产能贡献率达到36%，说明两段压后沟通了有效产层，与压前分析一致。

4 结论

1）储层沉积微相研究成果可有效优化低钻遇率水平井压裂分段设计，实验证实有良好的效果，对降低压裂施工风险具有重要意义。

2）在低钻遇率水平井中，采用适当的压裂技术，水力压裂缝可以突破“泥质薄隔层”，沟通邻近含气砂体，获得较高的工业产能，可为低钻遇率水平井的高效开发提供技术保障。

3）通过压裂井下微地震监测资料、压裂施工曲线以及指示剂跟踪技术相结合的手段，可以有效验证与评价压裂效果。