四川盆地低滲透砂巖氣藏大型水力加砂壓裂配套技術

摘 要

摘要：增產改造是低滲透砂巖氣藏開發效果的重要保障手段，為了提高氣藏單井產量，實現效益開發，中國石油西南油氣田公司在該領域開展了廣泛深入的研究，形成了以大型水力加砂壓裂為主
摘要：增產改造是低滲透砂巖氣藏開發效果的重要保障手段，為了提高氣藏單井產量，實現效益開發，中國石油西南油氣田公司在該領域開展了廣泛深入的研究，形成了以大型水力加砂壓裂為主的儲層改造及其配套技術，包括：氣藏整體壓裂方案設計技術，以微型注入為主的壓前評價技術，以數值模擬、節點分析為主的大型壓裂優化設計技術，以差應變、聲發射、黏滯剩磁室內實驗與測井資料相結合的地應力大小及方向的分析技術，以示蹤跡、微地震為主的裂縫形態監測技術等。這些配套技術的形成，使大型水力加砂壓裂工藝在試驗區內取得了顯著的增產效果，為川渝氣區大力推進盆地內砂巖氣藏的勘探開發奠定了基礎。這些關鍵技術的研究、歸納與總結，為低滲透砂巖氣藏的規模化、效益化開發提供了技術支持。
關鍵詞：四川盆地；低滲透儲集層；砂巖氣藏；壓裂；大型；加砂；配套技術；應用
1 儲層特征
1.1 沉積相特征
    區內目標儲層段屬三角洲-湖泊沉積。儲層發育的有利相帶為三角洲平原亞相水上分支河道和三角洲前緣水下分支河道微相。
1.2 巖性特征
    儲層以中-粗粒長石巖屑砂巖為主，次為中-粗粒巖屑砂巖。石英含量為51%～70%，巖屑含量為15%～40%；雜基礦物含量為2%～9%，成分以黏土為主，包括水云母、綠泥石、高嶺石、有機質和黃鐵礦。
1.3 孔隙度分布特征
    巖心樣品孔隙度值主要分布在2%～14%的空間，平均為6.96%，大于6%的占60%，儲層屬特低-低孔隙度儲層。局部地方孔隙較發育。
1.4 滲透率分布特征
    巖心樣品滲透率值分布在0.0008×10-3～5.46×10-3μm2之間，平均為0.23×10-3μm2，大于0.01×10-3μm2的占77%。從滲透率的分布狀況上看，儲層屬特低-低滲透率儲層，局部地方滲透性較好。
1.5 孔隙度-滲透率關系
    巖心樣品孔隙度和滲透率作相關回歸分析表明，孔隙度和滲透率總體上呈較好的線性關系。尤其是當孔隙度大于6%以上時，線性關系更為清楚，反映了儲層的孔喉組合較好。
2 總體技術方案
    從傳統單井壓裂優化設計轉變為面向區塊、總體規劃，實現射孔、壓裂、試油一體化的氣藏整體壓裂技術，不僅提高了單井產量，而且加快了單井投產速度。
    1) 重視裂縫延伸情況研究。針對泥巖隔層較薄，開展縫高控制分析研究，利用巖心試驗與測井資料相結合求取儲層地應力剖面，開展示蹤劑與動態測井相結合求取裂縫高度，為優化壓裂施工設計作基礎。
    2) 利用前期微型注入技術，開展壓裂優化設計以及壓后儲層產能評價。
    3) 消化吸收儲層研究成果，根據現場實施結果精細對儲層分類、分區，根據儲層的不同類別，制訂相應的壓裂方案。按如下要求優化單井施工設計：對于儲層條件較好、含水飽和度較低的井大膽實施大型壓裂作業；對于含水飽和度較高、位于水較活躍的區域在施工規模上相對保守。
    4) 按照優化、簡化、快速試油的原則，針對不同的井型采用不同的工藝及工序，氣井一旦獲氣，立即組織生產，在生產過程中排盡殘液，不但有利于保證壓裂效果，而且有利于產量任務的完成。①對于直井采用過油管射孔→(放噴、測試)→測井溫基線→加砂壓裂→縫高監測、排液、測試、動態測井；②對于斜井采用過油管傳輸射孔→(放噴、測試)→測井溫基線→加砂壓裂→縫高監測、排液、測試、動態測井。
    5) 以低殘渣、有效控制水鎖，有效助排、降低壓裂液對儲層的二次傷害為目標，采用超級胍膠壓裂液體系。
3 利用新技術開展大型壓裂前期論證與設計優化
3.1 壓前評估新技術
3.1.1利用巖心試驗與測井資料相結合的方法求取地應力參數及剖面
    利用差應變、聲發射、黏滯剩磁為實驗手段的地應力大小與分析技術結合測井資料，獲得儲層地應力剖面與方向(表1)，為儲層整體壓裂方案設計及優化設計提供依據[1～2]。
表1 試驗區地應力方向表
采樣深度/m
最大水平主應力
最小水平主應力
鉛直應力
方位/(°)
傾角/(°)
應力/MPa
方位/(°)
傾角/(°)
應力/MPa
方位/(°)
傾角/(°)
應力/MPa
1707
298.20
1.10
34.66
28.42
11.10
28.18
202.61
78.84
37.20
1714
298.00
1.50
34.12
28.23
8.60
30.17
198.18
81.27
36.95
1717
301.60
5.10
36.29
32.30
7.80
28.94
178.72
80.66
37.22
3.1.2利用微型注入測試工藝求取儲層就地物性參數，評估壓后增產效果
    這種評價技術是壓裂前向地層注入少量的液體(10m3以內)，由壓降數據分析獲取儲層物性參數(儲層流動系數、儲層壓力)，然后將這些參數用于壓前產能關系式中，同時建立壓前與壓后數據之間的映射關系，對壓裂儲層優選、壓裂規模的確定以及壓前及壓后產量預測提供了可靠的依據。表2為試驗區利用微注測試獲得的主要參數。
3.2 裂縫幾何形態實測技術
    壓裂裂縫的準確評價對優化設計及增產效果的分析評價至關重要，在試驗區進行了示蹤劑+井溫測井求取裂縫高度，求取的裂縫幾何形體信息為我們進一步優化設計及壓后評估起到了重要作用。
在壓裂施工中加入示蹤劑，通過壓后井溫度測井和示蹤劑確定縫口裂縫高度。通過對裂縫高度測量，可以對泥巖隔層的遮擋性和儲層裂縫高度延伸規律進行研究，進一步優化壓裂設計，與壓裂數據共同分析，確定裂縫有效幾何形態(圖1)。
 
3.3 壓裂設計圖版
    壓裂設計圖版的建立對論證是否通過大規模加砂壓裂動用所有儲層，同時取得較為理想的裂縫長度，保持氣井具有一定的高產、穩產期具有重要的意義[3～4]。
    采用節點模型開展地層流動物性與裂縫長度之間相關性分析、預測不同裂縫與地層匹配情況下的無阻流量、根據前期試驗成果及微型注入測試分析，建立了試驗區壓裂設計圖版(圖2)，該圖版與現場試驗結果具有很好的一致性。
表2 微注測試獲得的參數表
井號
流動系數/10-3μm2·m(mPa·s-1)
地層壓力/MPa
壓力系數/MPa·m-1
滲透率/10-3μm2
閉合應力/MPa·m-1
液體效率/%
XX1
63.60
19.70
0.0111
0.056
0.0132
38
XX2
35.87
20.50
0.0112
0.072
0.0132
36
XX3
271.00
19.55
0.0109
0.157
0.0127
13
XX4
228.00
17.81
0.0101
0.240
0.0126
18
XX5
210.00
20.50
0.0118
0.280
0.0137
11
4 強化壓裂液體系研究以適應儲層及大型壓裂的需要
    根據試驗區儲層的特點，研究形成了適應的壓裂液配方，該壓裂液體系具有以下特點。
    1) 針對聚合物的傷害——選用優質精細瓜膠，降低聚合物本身的傷害[5～6]。
    2) 針對常壓、低孔低滲儲層——破膠快速徹底、返排迅速。
    3) 破膠快速徹底——采用復合破膠(常規破膠劑+膠囊)。
    4) 返排迅速——采用復合助排劑(低表界面張力+微乳液)。
    5) 針對黏土膨脹運移——采用復合防膨(長效季銨鹽防膨+短效KCl防膨)。
    6) 針對水鎖、水敏——采用醇防止并提高助排。
5 分階段推廣大型壓裂現場試驗效果顯著
5.1 第一階段
    進行大型壓裂初步試驗，重點研究大型壓裂在該區的可行性、適用性，取全取準資料，深化對儲層的認識。該階段壓裂施工規模為70m3、100m3支撐劑，共實施5口井，平均單井無阻流量18.1×104m3/a，大型壓裂初步獲得較好的效果。
    通過對第一階段施工資料作認真分析，進一步對儲層進行了精細劃分，將試驗區劃分為3個區塊，分別對3個區塊制訂了不同的壓裂對策。
    1) 在構造頂部，其產層較好，含水飽和度較低，可推廣120m3以上的規模，盡可能提高單井產量。
    2) 在構造翼部，其儲層條件相對頂部次之，但含水飽和度較低，可推廣100～120m3的規模。
   3) 在構造低部位，由于其含水飽和度較高，壓后產量受水的影響很大，壓裂規模適當降低，在有條件的井實施分層壓裂。
5.2 第二階段
   主要是驗證第一階段形成的認識及區塊劃分的合理性，共實施5口井，施工規模為50m3、70m3、100m3，平均單井獲無阻流量9.9×104m3/d且證實區塊劃分是合理的。
5.3 第三階段
   試驗井主要集中在構造頂部，大力推廣120m3以上的施工規模，共實施12井次，平均單井無阻流量35.3×104m3/d，獲得一批高產井，效果顯著。
   該氣藏通過大型壓裂，獲得了顯著的增產效果及較高的開采效益，圖3是該氣藏應用大型壓裂前后效果對比圖。
 
6 結論
    通過對試驗區大型水力加砂壓裂技術攻關及實施，形成了較成熟的大型壓裂及其配套技術，這些技術包括：區塊總體壓裂方案設計技術，以微型注入為主的措施井增產潛力評價技術，以數值模擬、節點分析為主的大型壓裂優化設計技術，以差應變、聲發射、黏滯剩磁室內實驗與測井資料相結合的地應力大小及方向的分析技術，以示蹤劑、微地震為主的裂縫形態監測技術。這些技術的形成與應用取得了明顯的效果，不僅有效地提高了試驗區單井產量及開發效果，也為類似氣藏的開發提供了寶貴的經驗。
參考文獻
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(本文作者：何冶1 段國彬1 付永強2 周朗1 1.中國石油西南油氣田公司工程技術與監督部；2.中國石油西南油氣田公司采氣工程研究院)