段瑤瑤　田助紅　楊戰(zhàn)偉　楊立峰　易新斌

(中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院， 河北 廊坊 065007)

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蘇里格大型致密砂巖氣藏儲層改造難點(diǎn)及技術(shù)對策

段瑤瑤田助紅楊戰(zhàn)偉楊立峰易新斌

(中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院， 河北 廊坊 065007)

蘇里格氣田儲層具有致密低滲、非均質(zhì)性嚴(yán)重、孔喉細(xì)小壓力系數(shù)低、砂泥巖薄互分布、氣水關(guān)系復(fù)雜等特點(diǎn)。儲層改造存在較多問題，如擴(kuò)大施工規(guī)模的改造效果有限，致密氣層對壓裂液傷害較敏感，縱向小層高效動用難度較大，地層水合理疏堵困難。針對這些儲層改造中的問題，探討并提出有效的技術(shù)對策。

蘇里格氣田； 致密砂巖氣藏； 儲層改造

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西部，面積約5×104km2，資源量可達(dá)5×1012m3，是我國目前探明儲量規(guī)模最大的世界級整裝致密氣田。自2005年開始實(shí)施“5+1”的合作開發(fā)創(chuàng)新模式至今，蘇里格氣田已逐漸實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量跨越式發(fā)展，成為國內(nèi)天然氣產(chǎn)量最高和生產(chǎn)能力最強(qiáng)的氣田。蘇里格氣田絕大部分氣井采用的是水力壓裂開采技術(shù)，儲層改造是實(shí)現(xiàn)氣田規(guī)模效益開發(fā)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。隨著氣田勘探開發(fā)的進(jìn)一步深入，新增和未動用儲量品質(zhì)下降，儲層改造技術(shù)亟待突破。本次研究將針對儲層改造中的難點(diǎn)進(jìn)行分析，探討并提出有效的技術(shù)對策。

1　儲層改造面臨的問題及難點(diǎn)

1.1擴(kuò)大施工規(guī)模的改造效果有限

蘇里格氣田儲層低孔低滲、砂體不連續(xù)的特性，制約了改造規(guī)模及改造效果的提升。其產(chǎn)層的孔隙度主要介于3%～12%，孔隙度小于8%的儲層比例占50%以上；常壓空氣滲透率主要介于0.01×10-3～1.00×10-3μm2，常壓空氣滲透率小于0.1×10-3μm2的儲層占50%以上， 覆壓條件下滲透率小于0.1×10-3μm2的儲層占92%，具有典型致密氣特征[1]。主力氣層整體屬于辮狀河三角洲沉積體系，其所在儲層表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性，有效砂體規(guī)模小，連續(xù)性和連通性差。開發(fā)效果評價(jià)顯示，主力含氣砂體(心灘)多呈孤立狀分布，砂體寬度主要為400～600m，長度主要為600～1 200m，70%以上呈孤立狀分布。地應(yīng)力測試結(jié)果顯示，主力氣層最大主應(yīng)力方向?yàn)榻鼥|西向，而砂體走向?yàn)槟媳毕颍斯ち芽p方向與砂體走向呈垂直狀態(tài)，水力壓裂處于不利方位。開發(fā)此類氣藏的難點(diǎn)在于：一方面儲層致密低滲，需要通過大型壓裂改造形成長裂縫來溝通更多儲層，以提高單井產(chǎn)量，工程量巨大；另一方面儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，有效氣層段的井間對應(yīng)關(guān)系變化較大，且人工裂縫延伸方向與有利砂體展布方向不一致，因而較大規(guī)模壓裂無法溝通更多產(chǎn)層，難以達(dá)到預(yù)期增產(chǎn)效果。

1.2致密氣層對壓裂液傷害較敏感

蘇里格氣田儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有孔喉小、裂縫少、孔喉連通性差、排驅(qū)壓力高、連續(xù)相飽和度偏低、主貢獻(xiàn)喉道小等特點(diǎn)，壓裂液對儲層和裂縫的損害較嚴(yán)重。前期探井資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，主貢獻(xiàn)喉道的直徑一般為0.4～2.5μm，排驅(qū)壓力一般為0.01～1.00MPa，連續(xù)相飽和度平均為35%。蘇里格氣田地層壓力系數(shù)較低：中區(qū)壓力系數(shù)為9 400Pam； 西區(qū)壓力系數(shù)為8 300Pam；東區(qū)壓力系數(shù)為8 500Pam。此類致密氣藏壓裂改造的主要難點(diǎn)在于：

(1)氣體滲流啟動壓差較大，油氣滲流動用范圍有限。必須通過壓裂改造形成長裂縫以溝通遠(yuǎn)處儲層，才能提高單井產(chǎn)能，增加單井控制儲量。

(2)儲層巖石致密，孔喉細(xì)小，親水性強(qiáng)，自吸性嚴(yán)重，具有潛在的水鎖傷害；而地層壓力系數(shù)低，驅(qū)替壓差小，更容易導(dǎo)致壓裂液進(jìn)入儲層，返排困難。

(3)壓裂液殘?jiān)蜌埬z對人工裂縫導(dǎo)流能力的傷害較大。與殘膠的黏度相比，通過人工裂縫的氣體介質(zhì)黏度太低，無法實(shí)現(xiàn)活塞式驅(qū)替返排，壓裂液殘膠和殘?jiān)诇舻貙佣斐捎谰脗Α?/p>

(4)儲層具有致密低滲、孔隙結(jié)構(gòu)細(xì)小的特點(diǎn)，壓裂液進(jìn)入地層后可能引起液相圈閉、固相侵入、黏土礦物膨脹運(yùn)移、敏感性損害等后果，進(jìn)而導(dǎo)致儲層滲透率大幅度下降。儲層物性越差，則滲透率越低，且損害也越嚴(yán)重，難以恢復(fù)。

1.3縱向小層高效動用難度較大

砂泥巖呈薄互狀分布，物性差異大，縱向小層高效動用難度大。蘇里格氣田單井普遍存在多個(gè)小層(多層井的比例達(dá)80%以上),中區(qū)、西區(qū)單井多存在2～3個(gè)小層，東區(qū)單井多存在3～4個(gè)小層，全區(qū)有10.3%的單井存在5個(gè)小層。主力氣層山1、盒8下和盒8上等段的滲透率非均質(zhì)系數(shù)介于0.11～0.28，級差一般大于50，各小層物性差異大，層間非均質(zhì)性較嚴(yán)重。氣層段內(nèi)隔夾層發(fā)育，單個(gè)氣層厚3～8m，各氣層間存在一定的應(yīng)力差，儲層與隔層的應(yīng)力差介于6～12MPa，平均8MPa。由于不同氣層段之間有物性與應(yīng)力差異，易造成人工裂縫僅在應(yīng)力低或物性好的小層延伸，無法充分動用各縱向?qū)樱灰虼?，部分小層改造不充分，改造后有效供氣體積小，高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)難度較大。

1.4地層水合理疏堵困難

部分區(qū)域氣水關(guān)系復(fù)雜，壓裂中對地層水的合理疏堵困難。前期勘探開發(fā)實(shí)踐表明，蘇里格氣田西區(qū)氣藏產(chǎn)水井?dāng)?shù)量比例過高。測試資料統(tǒng)計(jì)顯示：已完成試井的224口探井中出水井155口，出水井所占比例達(dá)69.1%；氣井、氣水同產(chǎn)井和水井相間分布，地層水產(chǎn)出范圍大，分布零散；出水井的出水量為0.5～93.0m3，試氣產(chǎn)量與出水量有較大相關(guān)性，一般出水量大的氣井產(chǎn)氣量相對較低。

當(dāng)?shù)貙映鏊?，氣水兩相流動阻力加大，氣相滲透率降低，致使氣井產(chǎn)能大幅下降，影響氣藏采收率。蘇里格西區(qū)儲層埋深較深(平均埋深約3 640m)，壓力系數(shù)偏低(平均壓力系數(shù)約0.83)，單井產(chǎn)氣量較低(平均約3.8×104m3d)，出水井井筒易形成積液，嚴(yán)重影響正常生產(chǎn)。隨著國家工業(yè)污水處理相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的提高，地層水處理回注成本加大，且回注井選擇有困難；因此，地層水的合理疏堵工作面臨經(jīng)濟(jì)和技術(shù)上的雙重困難。

2　儲層改造技術(shù)對策建議

2.1實(shí)施適度規(guī)模壓裂探索改造增產(chǎn)技術(shù)

不連續(xù)的砂體展布決定了大規(guī)模壓裂造長裂縫無法充分動用儲層?，F(xiàn)場實(shí)踐已證明，蘇里格氣田大規(guī)模壓裂試氣產(chǎn)量存在增產(chǎn)量與加砂規(guī)模不相匹配的矛盾。與適度規(guī)模壓裂井相比，較大規(guī)模壓裂井沒有明顯的增產(chǎn)優(yōu)勢[2]。因此，應(yīng)轉(zhuǎn)換儲層改造思路，實(shí)施適度規(guī)模壓裂，積極探索改造技術(shù)。

(1)優(yōu)選水平井部署有利區(qū)，充分發(fā)揮水平井分段壓裂技術(shù)的增產(chǎn)作用。鑒于蘇里格氣田含氣砂體小而分散、多層分布的地質(zhì)特征，水平井開采技術(shù)主要應(yīng)用于主力氣層發(fā)育好的區(qū)塊。這是因?yàn)?，選取局部有利位置分散部署，需要考慮與已鉆直井的相互配置；同時(shí)選取有利區(qū)塊整體集中部署，需要考慮水平井網(wǎng)的設(shè)計(jì)[3]。目前現(xiàn)場已經(jīng)形成以多級滑套水力噴射水平井分段和水平井裸眼封隔器技術(shù)為主體的水平井分段改造技術(shù)，2011年完成了水平井分段壓裂75井次，最大分層達(dá)15層。

(2)開展重復(fù)壓裂研究，助力老井復(fù)產(chǎn)。有些老井由于規(guī)模受限，其導(dǎo)流能力、有效裂縫長度均有所降低，從而導(dǎo)致人工裂縫有效期縮短、氣井產(chǎn)量降速加快。針對這些由于產(chǎn)量低而關(guān)井的老井，應(yīng)適時(shí)開展致密氣井的重復(fù)壓裂研究，使老井恢復(fù)生產(chǎn)。

(3)挑戰(zhàn)物性下限，運(yùn)用非常規(guī)技術(shù)動用非常規(guī)儲層。北美頁巖氣的開發(fā)，帶來了儲層改造技術(shù)和理念的進(jìn)步[4]。借鑒北美頁巖氣的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，運(yùn)用體積改造技術(shù)可對儲層進(jìn)行細(xì)分切割，從而使以往無法動用的超致密儲層可以動用。蘇里格地區(qū)目前已開展了“低鉆度液體造縫、高黏度液體攜砂、多尺度支撐劑組合、高排量大規(guī)模注入”的體積壓裂工藝技術(shù)礦場試驗(yàn)，增產(chǎn)效果顯著[5]。推廣該技術(shù)的同時(shí)，應(yīng)做好工程區(qū)優(yōu)選和經(jīng)濟(jì)效益核算工作。

2.2開發(fā)新型壓裂液體系，降低儲層和裂縫傷害

蘇里格氣田使用的主體壓裂液體系為低濃度瓜膠壓裂液體系[6]和羧甲基羥丙基瓜膠壓裂液體系。兩套體系均降低了稠化劑用量，減少了殘?jiān)浚档土藘觽?，在蘇里格氣田200口井的應(yīng)用實(shí)踐中，顯示出良好的儲層適應(yīng)性。瓜膠壓裂液殘?jiān)鼈o法完全消除，因此，需要開發(fā)出無殘?jiān)鼔毫岩?，以進(jìn)一步降低儲層傷害。

中石油廊坊分院開發(fā)的酸性交聯(lián)纖維素壓裂液體系，有效地解決了早期纖維素壓裂液存在的相關(guān)問題[7]。在蘇里格氣田生產(chǎn)實(shí)踐中，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.35%的稠化劑可耐高溫120 ℃，破膠快速徹底，零殘?jiān)瑤r心傷害率低。2013年應(yīng)用于蘇里格氣田統(tǒng)33區(qū)塊的4口氣井，單井最大加砂量為96.5m3，平均砂比為21.0%，最高砂比為36%，平均試氣無阻流量達(dá)到同一井組地質(zhì)條件相似鄰井的2.8倍，具有良好的推廣前景。

表面活性劑類壓裂液由于具有外加劑種類少、無殘?jiān)⒁灼颇z、傷害低、彈性大及攜砂性能好等特點(diǎn)而備受重視，尤其在致密易傷害儲層開發(fā)中應(yīng)用潛力巨大。長慶油田油氣工藝研究院開發(fā)的陰離子表面活性劑壓裂液，在現(xiàn)場應(yīng)用中顯示出了良好的儲層適應(yīng)性，但因其成本過高而限制了推廣應(yīng)用[8]。中石油廊坊分院研發(fā)出CEF超分子表面活性劑壓裂液，表面活性劑的用量降低至0.5%，較同等性能表面活性劑壓裂液成本降低50%～70%，與超低濃度瓜爾膠壓裂液成本相當(dāng)，具有較好的攜砂能力和耐溫性。此壓裂液應(yīng)用于蘇里格氣田3口井的現(xiàn)場試驗(yàn)中，壓后平均無阻流量為10.2×104m3d，增產(chǎn)效果明顯。

無水壓裂技術(shù)主要包括氮?dú)馀菽瓑毫选⒍趸几煞▔毫押鸵夯蜌鈮毫?。相對于傳統(tǒng)水力壓裂技術(shù)，無水壓裂技術(shù)具有無水相、無殘?jiān)⒖旆蹬诺忍攸c(diǎn)，可使裂縫面和人工裂縫保持清潔。2015年川慶鉆探公司在神木氣田完成了國內(nèi)最大規(guī)模CO2干法加砂壓裂，儲備液態(tài)CO2達(dá)590m3，加入陶粒9.6m3，平均砂比為7.9%。該技術(shù)存在裂縫擴(kuò)展機(jī)理不明確、壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化難、加砂規(guī)模小、壓裂施工成本高、壓裂裝備要求高等問題，尚處于技術(shù)儲備階段。

2.3完善分層壓裂配套技術(shù)，研發(fā)多層壓裂配套工具

國內(nèi)外致密多層氣田開發(fā)實(shí)踐表明，提高縱向各小層動用程度是提高單井產(chǎn)量的關(guān)鍵。針對蘇里格氣田儲層特征，充分動用縱向各小層，需做好以下工作：

(1)建立分層壓裂與合層壓裂的選層標(biāo)準(zhǔn)。層間距和層間應(yīng)力差是決定是否具備分壓條件的關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)，施工規(guī)模和排量是影響裂縫高度延伸的關(guān)鍵施工參數(shù)。應(yīng)根據(jù)單井地應(yīng)力剖面特征來研究裂縫的垂向延伸規(guī)律，從而確定分層方式及分層級數(shù)。

(2)針對儲層條件，優(yōu)選分層壓裂方式。分層壓裂可以解決由于層間矛盾突出、通過常規(guī)合層壓裂不能充分改造的目的層無法達(dá)到預(yù)期壓裂效果的問題。對于隔層遮擋條件好、層間距滿足工具分層要求的井層，可采用不動管柱機(jī)械分層壓裂技術(shù)。應(yīng)用不動管柱機(jī)械進(jìn)行精確分層時(shí)，一次施工分壓多層，保證壓開每一個(gè)目的層，可實(shí)現(xiàn)對各小層的徹底改造。該技術(shù)也是目前用于蘇里格直井分層壓裂的主體技術(shù)。對于隔層遮擋條件差、射孔層段距離較近、不具備工具分層條件的井層，可采用前置液投球選擇性分壓技術(shù)[9]。該壓裂方式對常規(guī)投球分層壓裂進(jìn)行了改進(jìn)，可作為不動管柱機(jī)械封隔器分層壓裂技術(shù)的有效補(bǔ)充。

(3)研發(fā)多層多段壓裂配套工具。隨著勘探開發(fā)的深入，單井需壓裂層數(shù)越來越多，優(yōu)質(zhì)可靠的分層壓裂工具是增產(chǎn)措施順利實(shí)施的重要保障。蘇里格氣田已形成以機(jī)械封隔器分層壓裂技術(shù)為主體的直井分壓技術(shù)，國內(nèi)已成功研制出封隔器多層壓裂工具，具備一次最多分壓11層的能力，已在現(xiàn)場實(shí)現(xiàn)了8層連續(xù)分壓作業(yè)。為了滿足氣田后期開發(fā)需求，仍需提高其一趟管柱分壓施工層數(shù)。國內(nèi)研發(fā)的無限級(可分壓不限級數(shù))和有限級(可分壓4～11層)套管滑套多層連續(xù)分壓技術(shù)，均實(shí)現(xiàn)了大排量壓裂、壓后井筒全通徑和可控開采的目標(biāo)[10]。現(xiàn)場試驗(yàn)中單井最高可分壓5層，但工具結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，工具的穩(wěn)定性和可靠性仍有待提高。連續(xù)油管水力噴射環(huán)空壓裂技術(shù)可實(shí)現(xiàn)深井較大規(guī)模的多分層壓裂。國內(nèi)已完成套管接箍定位器、連續(xù)油管噴射器等關(guān)鍵工具的研發(fā)及相應(yīng)裝備的配套工作，但仍需實(shí)現(xiàn)連續(xù)油管的國產(chǎn)化以降低施工費(fèi)用，同時(shí)需提高操作人員的技術(shù)水平以縮短施工周期。

(4)完善多層壓裂配套工藝措施。為保證分層壓裂時(shí)不發(fā)生串層，必須控制裂縫高度延伸限值，可采用控縫高壓裂工藝，如變排量、線性膠與凍膠交替注入、線性膠攜帶支撐劑沉降等方法來實(shí)現(xiàn)。應(yīng)用分層壓裂、合層返排的施工方式時(shí)，為了解決壓后快速破膠返排和裂縫支撐剖面優(yōu)化的矛盾，需根據(jù)施工時(shí)間和裂縫溫度場變化規(guī)律，采用過硫酸鹽、膠囊破膠劑結(jié)合的楔形破膠劑追加技術(shù)。

2.4劃分氣水關(guān)系類型，確定合理的水處理措施

應(yīng)加強(qiáng)氣水層識別精度，在選井、選層時(shí)避開高含水區(qū)域。利用鉆井、測井、錄井、生產(chǎn)測試資料進(jìn)行綜合研究，以明確氣水分布規(guī)律及其形成機(jī)理，充分認(rèn)識氣水分布地質(zhì)控制因素，建立氣水分布的成因演化模式，加強(qiáng)氣水識別測井工作，為選區(qū)、選井、選層工作避開高含水區(qū)域提供準(zhǔn)確指導(dǎo)。

劃分氣水關(guān)系類型，確定不同的“避、疏、堵”水措施。蘇里格地區(qū)氣水組合關(guān)系主要為氣水同層和底部含水。

對于底部含水且氣水層間有一定遮擋的儲層，應(yīng)以避水措施為主，實(shí)施組合控縫高壓裂作業(yè)，以防人工裂縫溝通下部水層。采用變排量、變液性(線性膠與瓜膠交替注入)、人工下隔板(線性膠攜帶支撐劑沉降法)等方法控制裂縫高度。 同時(shí)由于控制凈壓力會導(dǎo)致裂縫寬度受限，為保證施工順利進(jìn)行，應(yīng)選用高強(qiáng)度的小粒徑支撐劑。

對于底部含水且氣水層間無明顯隔夾層的儲層，應(yīng)以封堵底水為主，采用改變相滲壓裂技術(shù)(RelativePermeabilityModifier，RPM)。試驗(yàn)結(jié)果表明，采用RPM技術(shù)處理后的巖心水相滲透率降低了96%～99%，而氣相滲透率只降低了14%，且具有良好的堵水強(qiáng)度和耐沖刷性能。該技術(shù)成功應(yīng)用于國內(nèi)多口油井，控水增產(chǎn)效果良好[11-12]。

對于氣水同層的儲層，可采用前置液階段深層改變潤濕性的疏水壓裂技術(shù)，預(yù)防水鎖現(xiàn)象，提高氣井累計(jì)產(chǎn)量。對于有限底水驅(qū)氣藏，采用氣水均衡同采法有利于提高單井采收率[13]。利用壓裂液中的微乳表面活性劑改變巖石潤濕性能，可使巖石由親水性變?yōu)樵魉?，接觸角由10°增加到100°。這樣，一方面可提高水相滲透率，有利于水基壓裂液的返排，降低儲層傷害，又可疏通同層水，且具有長期穩(wěn)定的有效性；另一方面可降低水鎖傷害，避免氣藏水竄繞流和賈敏效應(yīng)產(chǎn)生封閉氣無法采出而影響氣藏采收率，且水相飽和度和氣藏壓力下降,氣相滲透率也得到相應(yīng)提高。

3　結(jié)　語

針對蘇里格氣田儲層的致密低滲、強(qiáng)非均質(zhì)性和砂體展布不連續(xù)等特點(diǎn)，確立了直井適度規(guī)模壓裂和水平井分段壓裂為主體的儲層改造技術(shù)。同時(shí)提出應(yīng)借鑒體積改造技術(shù)理念，對更多潛力層進(jìn)行改造，并進(jìn)行重復(fù)壓裂超前技術(shù)儲備研究。

為最大程度地降低儲層傷害，研制低成本、低損害、易返排壓裂液體系，應(yīng)加大纖維素清潔壓裂液體系和表面活性劑類壓裂液體系的現(xiàn)場試驗(yàn)，超前儲備無水壓裂液體系。

面對氣田勘探開發(fā)中單井需壓裂小層數(shù)越來越多的現(xiàn)象，應(yīng)提高不動管柱機(jī)械分層的每趟管柱分壓施工層數(shù)，實(shí)現(xiàn)連續(xù)油管、TAP套管滑套完井等無限級分層壓裂工具的國產(chǎn)化，并提高現(xiàn)場操作人員的技術(shù)水平。

對于氣水關(guān)系復(fù)雜的儲層，實(shí)施壓裂改造應(yīng)以避水為首要原則，采取措施防止裂縫高度過度延伸溝通水層；對于底部含水儲層，應(yīng)以封堵底水為主，進(jìn)行相滲壓裂變化現(xiàn)場試驗(yàn)；對于氣水同層的儲層，應(yīng)探索前置液階段深層改變潤濕性的疏水壓裂。

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ChallengesofReservoirReconstructionandTechnicalCountermeasuresforLargeTightSandstoneGas,SuligeGasField

DUAN YaoyaoTIAN ZhuhongYANG ZhanweiYANG LifengYI Xinbin

(Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development of PetroChina,LangfangHebei065007,China)

Inviewofthefeaturesoflow-permeability,highheterogeneity,finepore,lowporepressurecoefficient,multi-thin-bedandcomplexgas-waterdistributioninSuligegasfield,thetechnicaldifficultiesofreservoirfracturingwerediscussedinthispaper,whichincludelimitationinimprovingtheproductioneffectbyincreasingfracturingscale,sensitivitytofracturingfluiddamage,unequalfracturingeffectinverticalsublayersandreducingtheinfluenceofformationingasproduction.Then,aseriesoftargetedcountermeasuresweregiventosolvetheseproblemsefficiently.

Suligegasfield;tightsandstonegasfield;fracturing;reservoirreconstruction

2015-12-03

國家科技重大專項(xiàng)“低滲、特低滲透油氣儲層高效改造關(guān)鍵技術(shù)”(2011ZX05013)

段瑤瑤(1983 — )，女，工程師，研究方向?yàn)橹旅軞鈨痈脑臁?/p>

P618

A

1673-1980(2016)04-0058-04