王　坤，吳增智，黃永章（1.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安　710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安　710018）

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煤系地層致密砂巖氣藏壓裂工藝技術(shù)研究與應(yīng)用

王坤1，2，吳增智1，2，黃永章1，2
（1.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710018）

摘要：山西NG區(qū)塊煤系地層在本溪、山西、石盒子組不同程度地發(fā)育有致密砂巖儲層，具有低壓致密、含氣性差、儲層溫度低、天然裂縫發(fā)育等特點，由于對儲層認(rèn)識不夠深入，前期改造過程中存在壓裂設(shè)計參數(shù)與儲層條件不匹配、壓裂液儲層傷害大、現(xiàn)場施工成功率低等問題。為此，針對研究區(qū)儲層特征研究配套了機(jī)械工具分層提高縱向上動用程度、高前置液比例及大排量施工形成復(fù)雜裂縫壓裂擴(kuò)大泄流面積的壓裂工藝，配套稠化劑濃度為0.25 %～0.28 %的低濃度低傷害胍膠壓裂液體系，壓裂液殘渣含量較前期降低50 %。現(xiàn)場試驗7井18層，施工成功率100 %，壓后單位厚度氣層產(chǎn)氣量較前期提高47 %，為研究區(qū)煤系地層致密氣藏改造提供了一條有效途徑。

關(guān)鍵詞：煤系地層；致密砂巖氣；天然裂縫；壓裂

1　山西NG區(qū)塊開發(fā)現(xiàn)狀及技術(shù)需求

1.1煤系地層致密砂巖儲層特點

山西NG區(qū)塊煤系地層發(fā)育致密砂巖儲層，主力層位為二疊系石盒子組、山西組，其中盒8、山1、山2層屬于典型的低壓致密砂巖氣藏，具有縱向發(fā)育層系多，儲層物性差，含氣飽和度低，天然裂縫發(fā)育等特點，平均孔隙度6.5 %，平均滲透率0.06 mD，含氣飽和度普遍小于40 %，儲層溫度50℃～70℃，地層壓力系數(shù)0.8。

1.2前期改造存在的問題

山西NG區(qū)塊煤系地層致密砂巖儲層自開發(fā)以來，開展了一系列探索性的儲層改造工作，采用常規(guī)胍膠壓裂液體系，適度規(guī)模改造的壓裂技術(shù)[1]，但改造效果不夠理想，儲層的壓裂改造存在以下問題：

（1）壓裂液儲層傷害嚴(yán)重。前期使用的胍膠壓裂液體系稠化劑濃度為0.45 %，存在破膠液殘渣含量高，儲層溫度較低破膠不徹底等問題，儲層傷害嚴(yán)重，嚴(yán)重影響改造效果；（2）儲層改造不充分。儲層認(rèn)識不夠深入，壓裂設(shè)計參數(shù)與儲層條件不匹配，形成的有效支撐縫長較短，壓后產(chǎn)量低，生產(chǎn)過程中套壓下降快，難以穩(wěn)產(chǎn)；（3）地層能量弱。儲層壓力系數(shù)低，壓后壓裂液返排困難，破膠液對儲層的二次傷害嚴(yán)重。

2　山西NG區(qū)塊壓裂工藝技術(shù)研究

針對NG區(qū)塊煤系地層致密砂巖儲層縱向上發(fā)育層系多、儲層物性差、天然裂縫發(fā)育等特點[2]，形成一套機(jī)械工具分層壓裂，擴(kuò)大縱向上動用程度；大排量施工，形成復(fù)雜裂縫；高前置液比例，提高造縫效果；高比例液氮伴注，提高返排率的高效壓裂工藝技術(shù)。

2.1機(jī)械工具分層壓裂，提高縱向動用程度

NG區(qū)塊一井多層現(xiàn)象普遍，一般有3～5層。前期采用的單層壓裂單層測試很難達(dá)到提高儲層縱向動用程度的目的[3，4]。經(jīng)調(diào)研，多層分壓合采后次產(chǎn)層對總產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率平均為20.1 %。因此，從提高單井產(chǎn)量的思路出發(fā)，必須提高縱向上動用程度，采用不動管柱機(jī)械工具分層壓裂進(jìn)行多層系改造（見圖1）。

圖1　不動管柱機(jī)械工具分層壓裂示意圖

2.2大排量施工，形成復(fù)雜裂縫

通過取心觀察及壓降曲線分析，研究區(qū)儲層普遍發(fā)育天然裂縫，針對致密氣藏以“提高凈壓力，開啟和支撐天然裂縫”為關(guān)鍵點，開展巖石力學(xué)的基礎(chǔ)工作，巖石力學(xué)實驗及計算結(jié)果均表明研究區(qū)目的層與上下隔層應(yīng)力差普遍在8 MPa～10 MPa以上，隔層條件好，具備了大排量施工條件。

2.3高前置液比例，提高造縫效果

通過分析，前期改造壓裂液效率為30 %～40 %時，經(jīng)驗公式計算出前置液比例為43 %～54 %。室內(nèi)模擬表明在同樣的地層條件下，前置液比例的提高，有利于形成更大的泄流面積。

2.4高比例液氮伴注，提高返排率

通過對蘇里格氣田液氮伴注比例與壓后返排率及返排速度的數(shù)據(jù)統(tǒng)計，液氮伴注比例為3 %～5 %時，返排速度最高。對比研究區(qū)儲層物性屬于極差型，液氮伴注比例選用極大值5 %。

3　低濃度低傷害壓裂液性能評價

通過大量室內(nèi)實驗，確定研究區(qū)50℃～70℃儲層壓裂液為稠化劑濃度為0.25 %～0.28 %的胍膠壓裂液體系。

3.1基液性能

在30℃的水浴中恒溫溶脹4 h，然后靜置不同時間后測定基液黏度（見表1）。由表1可見，體系在30℃水浴放置48 h后黏度變化小，基液穩(wěn)定性好；各添加劑配伍性良好，基液無沉淀分層等現(xiàn)象。

表1　基液黏度與溶脹時間的關(guān)系

3.2耐溫耐剪切性能

使用HAAKE RS6000流變儀，在儲層溫度50℃～70℃條件下，170 s-1的條件下測試體系的耐溫耐剪切性能，實驗結(jié)果（見圖2、圖3）。

圖2　50℃耐溫耐剪切性能（0.25 %HPG）

圖3　60℃耐溫耐剪切性能（0.28 %HPG）

低傷害胍膠壓裂液在不同溫度下經(jīng)過170 s-1連續(xù)90 min后，體系黏度保持在100 mPa·s以上，滿足研究區(qū)儲層溫度要求。

3.3破膠性能評價

壓裂液破膠好壞是影響壓后效果的主要因素之一。破膠不徹底的壓裂液會降低支撐劑填充層的導(dǎo)流能力，造成儲層傷害。在恒溫水浴中評價了壓裂液體系的破膠性能，實驗中使用毛細(xì)管黏度計定時測量了破膠液的黏度，結(jié)果（見表2）。

表2　50℃儲層條件下的破膠實驗（0.25 %HPG）

3.4其他性能評價

室內(nèi)依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107—2005《水基壓裂液性能評價方法》對用低濃度低傷害壓裂液體系的其他性能進(jìn)行全面評價，結(jié)果（見表3）。

表3　低濃度低傷害壓裂液其他性能技術(shù)指標(biāo)

實驗結(jié)果表明，體系的濾失量較低，破膠液殘渣含量小，表面張力低，有利于破膠液迅速返排，防膨性能良好，能夠有效的抑制地層中的黏土膨脹。

3.5壓裂液破膠液對巖心基質(zhì)滲透率損害率測定

表4　巖心基質(zhì)滲透率損害率測定

室內(nèi)采用AFS-870高溫高壓巖心流動儀，依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》在60℃下對現(xiàn)場取心的巖心測定了破膠液對其基質(zhì)滲透率的損害率，實驗溫度為60℃，實驗結(jié)果（見表4）。實驗結(jié)果顯示，該低傷害胍膠壓裂液體系對儲層的傷害平均為19.4 %。

表5　NG區(qū)塊探井壓裂改造施工參數(shù)統(tǒng)計表

4　現(xiàn)場應(yīng)用情況

4.1現(xiàn)場施工情況

NG區(qū)塊共完成7口探井18層的現(xiàn)場應(yīng)用，目的層深1 500 m～2 400 m，施工排量2.4 m3/min～3.5 m3/min，加砂強(qiáng)度1.1 m3/m～9.1 m3/m，平均砂比18.1 %，施工成功率100 %（見表5）。

4.2壓后效果分析（見表6）

改造井在儲層物質(zhì)基礎(chǔ)等條件相對較差的情況下，平均單位儲能系數(shù)產(chǎn)氣量、平均單位氣層厚度產(chǎn)氣量分別較前期提高了207 %和47 %（見圖4、圖5）。

表6　改造井效果對比分析表

5　結(jié)論與認(rèn)識

（1）通過前期改造井效果分析，認(rèn)為研究區(qū)儲層物性差、地層能量低，采用的壓裂液體系胍膠濃度高，殘

渣含量大，需要進(jìn)一步優(yōu)化，以降低儲層傷害。

圖4　單位儲能系數(shù)日產(chǎn)氣量統(tǒng)計圖

圖5　單位氣層厚度日產(chǎn)氣量統(tǒng)計圖

（2）低濃度低傷害壓裂液體系具有良好的耐溫耐剪切性能，破膠徹底，殘渣含量較低，破膠液表/界面張力低，對儲層傷害小，滿足施工要求。

（3）針對研究區(qū)致密砂巖氣藏特點，提出機(jī)械工具分層壓裂，大排量高前置液比例，高比例液氮伴注的高效壓裂工藝技術(shù)。

（4）在儲層物質(zhì)條件相對較差的情況下，通過對壓裂液體系的優(yōu)化、改造工藝思路的轉(zhuǎn)變及現(xiàn)場施工質(zhì)量的嚴(yán)格把控等方面的提升，取得了較好的改造效果，使儲層得到了最大限度挖潛。

參考文獻(xiàn)：

［1］李進(jìn)步，等.蘇里格氣田致密砂巖氣藏體積壓裂技術(shù)與實踐［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（9）：65-69.

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Coal measure strata tight sandstone gas reservoirs fracturing technology research and application

WANG Kun1，2，WU Zengzhi1，2，HUANG Yongzhang1，2
（1.Chuanqing Drilling Co.，Research Institute of Drilling and Producing Engineering，Xi'an Shanxi 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields，Xi'an Shanxi 710018，China）

Abstract:Shanxi NG block coal measure trata in Benxi,Shanxi,Shihezi have varying degrees of developmental tight sandstone reservoir,which has a low pressure dense gas poor, low reservoir temperature,natural fractures,etc.Due to insufficient understanding of reservoir depth, the presence of fracture design parameters and reservoir conditions do not match, the large fracturing fluid reservoir damage,the low success rate of construction site and other issues during the pre-renovation.For this reason,research reservoir characteristics of the study area for supporting the use of machine tools stratification improve the longitudinal extent, highhydraulic proportional pre-construction and large displacement fracture fracturing the formation fracturing process complexity expand drainage area,and the supporting thickener concentration of 0.25 %～0.28 % of the low concentration of low damage guar gum fracturing fluid,fracturing fluid residue content reduced by 50 % the previous month.Field test wells 7,18book=65,ebook=70layer construction 100 % success rate,after pressure gas reservoir gas production unit thickness increase 47 % from the previous month,as the study area coal strata tight gas reservoirs transform provides an effective way.

Key words：coal measure strata；tight sandstone gas；natural fracture；fracturing

作者簡介：王坤，男（1984-），工程師，現(xiàn)從事完井及儲層改造技術(shù)研究工作，郵箱：wk_gcy@cnpc.com.cn。

*收稿日期：2016－01-07

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.017

中圖分類號：TE357.12

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）03-0064-05