碳酸鹽巖儲層加砂壓裂改造的難點及對策

摘 要

摘要：碳酸鹽巖儲層的儲集空間復雜多變，天然裂縫發育，基質滲透率一般小于1×10-3μm2，壓裂改造是該類儲層投產開發的一項關鍵技術。鑒于目前碳酸鹽巖儲層壓裂改造成功率低
摘要：碳酸鹽巖儲層的儲集空間復雜多變，天然裂縫發育，基質滲透率一般小于1×10-3μm2，壓裂改造是該類儲層投產開發的一項關鍵技術。鑒于目前碳酸鹽巖儲層壓裂改造成功率低，廣泛調研了國內外碳酸鹽巖加砂壓裂的改造實例，分析認為壓裂液濾失嚴重、儲層可動流體飽和度低、縫高控制難、施工壓力高、施工壓力對砂濃度敏感是碳酸鹽巖壓裂改造的主要難點。從加強儲層展布預測和測試壓裂評價、降低壓裂液濾失和消除多裂縫、利用酸預處理和加重壓裂液降低破裂壓力和施工壓力、改進壓裂液的抗剪切性能和攜砂能力、優化壓裂規模和優選施工參數等方面提出了相應的對策，對提高碳酸鹽巖儲層加砂壓裂改造的成功率具有指導意義。
關鍵詞：碳酸鹽巖；儲集層；壓裂；支撐劑；壓力；難點；對策；評價
1 國內外碳酸鹽巖加砂壓裂實例
1.1 Veracruz Asset碳酸鹽巖儲層加砂壓裂
    Veracruz Asset儲層埋深2749.91m，厚度42.06m，滲透率0.1×10-3μm2，孔隙度5%，壓力19.31MPa，溫度87.8℃。隔層主要為白云巖，其應力差較低。使用KCl凍膠進行了測試壓裂，其閉合壓力41.02MPa、綜合濾失系數2.4×10-3m/min1/2、壓裂液效率17%，壓裂液濾失嚴重。該井施工時間為90min，在0～72.6min注前置液階段，排量2.7m3/min，壓力46.33MPa。隨著支撐劑的加入，井筒中液體的自重增加以及裂縫縱向上延伸，進入隔層，導致施工壓力略有下降；當支撐劑濃度為960kg/m3時，由于天然裂縫和縫洞發育，濾失嚴重，地層吃砂困難，施工壓力接近限壓56.54MPa，發生砂堵，停止了施工。實測凈壓力超過20.68MPa，比模擬的凈壓力10.34MPa要高，也反映出了天然裂縫比較發育、壓裂液濾失嚴重。此次施工總共注入172.19m3的壓裂液，12/18目的支撐劑37.74m3。壓后評估表明：形成了9條多裂縫，平均縫寬為2.13mm；主裂縫半長10.97m，縫高為32.92m；氣井產量從1.42×104m3/d增加到4.53×104m3/d。
1.2 扎納若爾油氣田碳酸鹽巖儲層加砂壓裂
    扎納若爾油氣田KT-I層系儲層巖性主要為生物碎屑灰巖、鮞粒灰巖、白云巖等；主要儲集類型為孔源-裂縫型、孔隙型和孔隙-孔洞型，平均孔隙度為10.6%～13.7%，平均滲透率為13.1×10-3μm2，屬于低孔隙度低滲透率儲集層[1]。在儲層的儲層改造特性上：儲層地應力高，裂縫發育，最小水平主應力64MPa。壓裂施工加入支撐劑6.3～20m3，砂液比10%～30%，排量4～4.4m3/min，施工壓力65～75MPa，加砂壓裂后采油指數增加了3～4倍。
1.3 四川磨溪氣田碳酸鹽巖儲層加砂壓裂
    川中磨溪氣田雷一段低滲透碳酸鹽巖氣藏天然裂縫較發育，儲層結構為裂縫-孔隙型。施工層主要巖性為針孔云巖，滲透率為(0.11～3.68)×10-3μm2，頂部、底部均為石膏層，具有較好的隔層作用[2]。20世紀90年代初期，四川油氣田在國內沒有先例的情況下，率先在磨溪氣田雷一段儲層進行了7井次加砂壓裂試驗，其中只有1井次按照設計順利施工，5井次在施工中途發生砂堵，2井次加砂失敗，增產效果不理想。施工參數表明前置比例高(45%～68%)、排量低(1.2～2.5m3/min)、加入支撐劑量規模小(9.6～12.2m3)。
1.4 長慶氣田奧陶系碳酸鹽巖儲層加砂壓裂
    長慶氣田碳酸鹽巖儲層產氣層有奧陶系馬家溝組馬五1、馬五2及馬五4層，其中馬五1層是探明的主要產氣層[3]。氣層埋藏深度3000～3700m、孔隙度5.5%、滲透率(0.1～2)×10-3μm2、溫度95～120℃、地層壓力系數0.0088～0.0096MPa/m。長慶氣田從2000年開始，對下古生界碳酸鹽巖Ⅲ類儲層進行加砂壓裂試驗，工藝主要特點為：前置比例偏高(8%～37%)、排量低(2.4～3.5m3/min)、砂濃度低(90～252kg/m3)、支撐劑規模小(3.2～5.7m3)。壓后無阻流量為(1.33～10.25)×104m3/d.
1.5 塔里木油田碳酸鹽巖儲層加砂壓裂
    塔中的碳酸鹽巖儲層埋深介于5400～6600m，孔隙度分布于0.01%～8.5%之間，滲透率小于1×10-3μm2的占93%[1]。裂縫、孔洞是主要的儲油氣空間，只有溝通了天然裂縫和孔洞才能達到增產的目的。該區共實施儲層加砂壓裂17井次，單井最大加砂量47m3，最高砂濃度720kg/m3，平均單井壓裂液注入量440m3，單井次壓裂加砂31.9m3，平均加砂濃度327kg/m3。壓后評估表明：支縫半長117～232m，裂縫寬度1.4～2.7mm。其中塔中621井壓后產氣9×104m3/d，取得顯著的增產效果。
2 碳酸鹽巖儲層加砂壓裂改造的難點
2.1 非均質性強、天然裂縫發育、濾失量大
    碳酸鹽巖油氣藏儲層儲集空間復雜，主要由原生氣孔和裂縫組合、純裂縫儲層、溶孔與裂縫組合形成。水平層理、斜交縫異常發育，壓裂液使得天然裂縫可能張開，使得壓裂液濾失量大，濾失系數有兩個特點：①濾失系數是動態變化的；②濾失系數比均質介質大很多，通常是數量級增加，這也是碳酸鹽巖儲層壓裂砂堵率高的重要原因。此外，儲層中溶洞的存在同樣會造成泵注中液體濾失的突變，以致液體造縫效率大大降低，造成砂堵。
2.2 基質低孔低滲、可動流體飽和度低
    碳酸鹽巖基質滲透率一般小于1×10-3μm2，有效孔隙度小于10%，可動流體飽和度低，反映出油氣藏基質向裂縫供油氣能力較差，壓裂后初期產量較高，但有效期短。這就要求盡可能造長縫，盡量溝通更多的天然縫洞系統。
2.3 縫高控制難
    碳酸鹽巖不像沉積巖呈層狀分布，以及各種縱橫交錯、極為發育的天然縫洞系統，加上產層與隔層的有效應力差小，縫高的有效控制難度極大(圖1)。
 
2.4 施工壓力對砂濃度敏感
    碳酸鹽巖儲層的壓裂裂縫的擴展復雜，裂縫可以延伸到目的層以外、形成傾斜的多裂縫、裂縫重新定向、近井裂縫轉向或偏移等。長慶碳酸鹽巖加砂壓裂試驗時發現碳酸鹽巖形成的人工裂縫為“T”型縫和“X”型縫，以細縫、網縫和淺縫為主嘲。近井地帶多裂縫競相延伸，降低裂有效裂縫寬度，使地層吃砂困難，這也是碳酸鹽巖儲層加砂壓裂施工中砂堵多發生于高于30%砂比的原因。
2.5 施工壓力高、壓裂難度大
    碳酸鹽巖楊氏模量、抗張強度、斷裂韌性等比沉積巖高，如長慶下古生界碳酸鹽巖儲層楊氏模量一般均在(4～5)×104MPa，是砂巖的2倍[3]，造成了裂縫在破裂、延伸過程中的壓力均較高；此外，鉆進過程中泥漿的濾失嚴重，堵塞了井筒附近儲層的滲流通道，地層吸液困難，也使得施工壓力高。
2.6 深井高溫、對設備要求嚴格
    長慶靖邊氣田下古生界碳酸鹽巖埋深3150～3765m，平均地層溫度105.1℃；塔河油田奧陶系碳酸鹽巖埋深5400～6600m，地層溫度在150℃以上。這對壓裂液的降摩阻、耐高溫、耐剪切性能、攜砂能力和壓裂管柱、設備等都提出了更高的要求。
3 碳酸鹽巖加砂壓裂的針對性措施
3.1 加強儲層預測技術研究
    碳酸鹽儲層非均質性嚴重，天然裂縫、溶洞發育，壓裂液濾失嚴重、濾失量難以計算，這是造成碳酸鹽巖加砂壓裂砂堵率高的原因之一。建議利用測井振幅變化率、相干體、Jason反演等地球物理資料，結合鉆井、完井和鄰井的相關資料進行對比分析，確定儲層在裂縫延伸方向上的發育情況，從而優選壓裂液用量和壓裂規模。
3.2 強化小型測試壓裂的應用
    在主壓裂前，應加強小型測試壓裂技術的應用。若評價結果為天然裂縫發育，則使用以下措施消除多裂縫的影響：①射孔，采用超平衡射孔、定向射孔、小段射孔、固井質量好的井段射孔、深度射孔，減少近井地帶裂縫的彎曲程度；②使用大排量造縫，大排量對井底附近裂縫迂曲起沖刷磨蝕作用，有利于增大縫寬，減少縫數；③使用高黏流體造縫，由于井底附近的摩阻損失只發生在裂縫起裂位置1m左右的范圍，用高黏流體起裂，黏稠液體不易在多縫中分流，只進入多裂縫中少數易吸收液體的裂縫并使之擴展，從而防止產生多縫；④注入支撐劑段塞，在井底附近裂縫迂曲區域內，注入數個支撐劑段塞，必要時，注入每個段塞后關井測壓。
3.3 降低壓裂液濾失
    若碳酸鹽巖儲層縫洞體、天然裂縫異常發育，可以采用針對性措施：①粉砂或粉陶降濾壓裂技術，通過在預前置液中以較低砂比加入100目的粉砂，用以堵塞狹窄的天然微裂縫，使張開的微裂縫逐漸被堵塞，壓裂液無法進入天然裂縫內，迫使壓裂液在人工主裂縫內延伸，進而提高壓裂液的效率；②段塞降濾壓裂技術，由于射孔或由于天然裂縫的影響，在近井地帶出現多條裂縫并行延伸的情況，為了解決多裂縫濾失的問題，在壓開目的層后、正式加砂之前加入少量的與主壓裂相同的支撐劑作為“段塞”，充填在多裂縫中，堵塞天然微裂縫，增加了主裂縫寬度，達到降濾的目的；③組合陶粒降濾技術，在施工過程中的不同階段加入不同粒徑的陶粒，分別填充在不同寬度的裂縫內部，既起到了降濾的目的，也達到合理支撐的目的；④油溶性降濾失劑技術，以多種油溶性材料為原料，按一定比例及順序混合，在一定條件下經磺化處理聚合而成為具特定粒徑的顆粒，通過表面活性劑處理使顆粒表面產生極性，能夠均勻、穩定地分散于水中，以水基前置液為載體將顆粒攜帶至人工裂縫中，實現對天然裂縫的暫堵。
3.4 降低破裂壓力和施工壓力
    碳酸鹽巖儲層在鉆進過程中鉆井液濾失嚴重，在井筒附近會形成非滲透帶，降低儲層的吸液能力。在正式壓裂施工前，可以使用HCl預處理的辦法，通過改變巖石的力學性質達到降低地層的破裂壓力。該技術在川中和塔里木盆地得到了成功應用。此外，碳酸鹽巖埋深一般在3000m以上，壓裂液井筒摩阻較高，也增加了施工壓力，在條件允許的情況下，可以采用油管和油套環空同時注液的方式，通過降低摩阻來部分降低施工壓力。還可以采用超重壓裂液體系來降低施工壓力。據報道，塔里木油田已研制出密度可達1.5g/cm3、適宜150℃的加重壓裂液體系，室內測試顯示性能優良，可以引入到碳酸鹽巖的加砂壓裂中。
3.5 完善壓裂液體系
    應針對碳酸鹽巖壓裂的難點，研制新型壓裂液，要求具有以下特點：①壓裂液的耐溫性能的改進與完善，研制或篩選抗溫能力好的溫度穩定劑等，提高壓裂液的耐剪切性，降低壓裂液的濾失，增加攜砂性能；②研發新型的壓裂液交聯體系，為了從根本上解決碳酸鹽巖加砂壓裂困難的問題，需研制新型的酸性交聯液體系，既可攜帶支撐劑進入儲層，又可對裂縫壁面進行酸蝕，擴大裂縫寬度，降低裂縫壁面對交聯酸液的剪切作用，降低施工壓力；③根據儲層低孔特征，降低壓裂液對儲層的傷害。
3.6 優化壓裂工藝和施工規模
    碳酸鹽巖加砂壓裂時，考慮到地層基質孔隙度小、物性差，對裂縫導流要求不高，壓裂設計的原則是造長縫以增加溝通遠井縫洞幾率和擴大滲濾面積。由于天然裂縫發育和多裂縫形成，使得壓裂液濾失嚴重，施工過程中應該適當增加前置液規模和排量，形成較寬的動態裂縫；此外，考慮碳酸鹽巖楊氏模量高，動態縫寬窄，支撐劑選擇40～50目或30～50目的低密高強度小粒徑支撐劑，可以減小各種摩阻，降低施工壓力及縫內橋堵的幾率。同時這種粒徑的支撐劑沉降速率相對較慢，有利于支撐劑在縫內的流動、鋪置。施工時應遵循砂比低起點、小臺階線性加砂的原則，平均砂比控制在10%～20%范圍內，最高砂比控制在30%左右。
4 結論
    廣泛調研了國內外碳酸鹽巖加砂壓裂改造的實例，剖析了碳酸鹽巖加砂壓裂的難點，從加強儲層橫向預測、消除多裂縫影響、降低施工難度、改進壓裂液性能和優化壓裂施工工藝等方面提出了對策，對于提高壓裂改造的成功率有一定的指導意義。
參考文獻
[1] 劉勝，彭建新，王永輝，等.塔里木油田深井碳酸鹽巖儲層加砂壓裂改造技術[J]油氣井測試，2005，24(3)：45-47.
[2] 吳月先.低滲透碳酸鹽巖氣藏水力壓裂效果評價[J].石油鉆采工藝，1998，20(3)：102-103.
[3] 王小朵，李憲文，陳寶春，等.長慶氣田碳酸鹽巖儲層加砂壓裂試驗研究[J]油氣井測試，2004，23(2)：57-59.
 
(本文作者：曾凡輝 劉林 林立世 王興文 中國石化西南油氣分公司工程技術研究院)