魏志鵬 馮 青 曾 鳴 張萬春

中海油田服務股份有限公司油田生產事業(yè)部

0 引言

致密氣是全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的新熱點，中國致密砂巖分布領域廣，類型多樣，在所有含油氣盆地的深部，如四川盆地、鄂爾多斯盆地、吐哈盆地及塔里木盆地等10余個盆地，都具有形成致密砂巖氣藏的地質條件，僅深盆氣資源量將超過100 1012m3[1-3]。

致密氣藏儲層由于早期的沉積條件制約，儲層厚度小、橫向展布規(guī)律難于把握，砂巖鉆遇率低（59%），氣層鉆遇率更是低至41%，加上黃土地表對地震信息采集的精度影響，鉆井水平井段常規(guī)測試不產氣或產微氣，難以達到工業(yè)氣井標準。水平井分段壓裂作為致密砂巖氣藏高效開發(fā)的關鍵技術手段，通過增加油氣藏泄油氣面積、改變油氣滲流方式，在提高單井產量、提高氣田開發(fā)效果等方面在前期的工作中發(fā)揮了重要作用[4-5]。但儲層砂體分布的不規(guī)則性導致水平井鉆井難以保持較高鉆遇率，鉆遇大套泥巖或干層的現(xiàn)象經常發(fā)生。而泥巖段通常情況下被認為是無效壓裂層段，對產能貢獻率較低，同時因有一定施工風險需要避免壓開。本次研究試圖通過利用工區(qū)儲層地質成果，對目標水平井鉆遇儲層縱向砂泥巖疊置方式，橫向砂體展布范圍進行剖析，充分論證在泥巖段壓裂的可行性，指導低鉆遇率水平井壓裂優(yōu)化設計，達到提高水平井壓后產能的目的，通過多種手段對壓裂效果進行評價與驗證，證明實施效果顯著。

1 儲層特征

1.1 儲層展布特征

某區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地北部，強物源供給，多水系發(fā)育，高流速水流，平緩古地貌等多因素疊加導致中二疊統(tǒng)石盒子組盒8段沉積期盆地砂體大面積廣泛分布的格局，形成“淺水緩坡辮狀河三角洲”沉積體系[7-8]。砂體展布受河道控制，多期分流河道疊加形成盒8段縱向砂泥巖疊置分布的典型沉積特征。受主河道控制的疊置帶儲層砂體顆粒分選好，巖性純，物性好，有效砂體分布相對集中，而河道間砂體水動力弱，有效砂體基本不發(fā)育[9]。

1.2 儲層裂縫發(fā)育情況

通過野外地質考察，認識到石盒子組砂泥巖疊置沉積，單層厚度較薄，發(fā)育高角度構造裂縫。裂縫發(fā)育程度與儲層厚度有關，儲層厚度越大，裂縫發(fā)育程度越低（圖1），1號、5號巖體較薄，層理縫和節(jié)理縫發(fā)育，2號、4號巖體厚，層理縫和節(jié)理縫不發(fā)育，所形成裂縫單一。統(tǒng)計認為當巖層單層厚度大于3 m，其裂縫發(fā)育程度較差[8]。該現(xiàn)象符合前人的認識，因相同巖性的巖層厚度越小，受到外部作用力影響的區(qū)域則越小，對應各點的應力更集中，構造裂縫產生的概率越大，更易發(fā)育裂縫[10-14]。

圖1 研究區(qū)中二疊統(tǒng)石盒子組裂縫發(fā)育圖

致密氣儲層天然裂縫的發(fā)育可提高儲層的滲流能力，溝通儲層與烴原巖，對儲層含氣性有積極影響，在對水平井薄泥巖層（＜3 m）壓裂時，因裂縫發(fā)育，壓裂后更易溝通相鄰有效含氣砂層，有助于增加水平井產能。

2 L-1-4H井儲層地質分析與壓裂設計

2.1 目標井儲層地質分析

L-1-4H是研究區(qū)鉆探的一口水平開發(fā)井，開發(fā)層位為盒8段，水平段707.7 m，砂巖鉆遇率59%，氣層+差氣層鉆遇率41%，整體鉆遇三套氣層，三套“泥巖+干層”組合，鉆遇率較低。

該井設計采用封隔器+投球滑套分段壓裂技術，假設水平段儲層為均質，參考鄰井物性，孔隙度8%，滲透率0.5 mD，從模擬結果可看出，壓裂段數(shù)為6段時水平井可達較大的產能[15-16]（圖2）。該井實際鉆遇率不高，若僅壓開三套氣層，無法達到最佳產能，經儲層地質分析，認為在泥巖段壓裂可溝通鄰近氣層，則可以使井產能得到最大釋放，最終設計調整為壓開所有氣層與泥巖段，總壓裂段數(shù)設計為6段（表1），分別對應水平段鉆遇的三套氣層，三套“泥巖+干層”的組合。后文將詳述分析過程。

圖2 不同壓裂段水平井分段壓裂日產量變化圖

2.2 儲層展布對縫高的影響

導眼井L-1-4P在盒8段2砂組鉆遇一套氣層、干層與泥巖的疊置沉積儲層，4個含氣小層自上至下分別命名為①~④號氣層。水平井軌跡沿地層抬升，根據(jù)水平井鉆遇情況，對比B靶點附近L-2井同層位砂體特征（圖1），可認識到4個含氣小層在L-2井區(qū)方向逐漸減薄至尖滅。

水平段鉆遇的3套主要氣層，即壓裂段2、壓裂段4、壓裂段6分別對應①、③、④號含氣小層（圖3），是較好的砂體，壓裂難度最小。

表1 L-1-4H井壓裂分段工具位置表

圖3 L-1-4H水平井鉆遇儲層砂體展布圖

“壓裂段5”緊鄰④號氣層底部發(fā)育，“壓裂段3夾于①號氣層與③號氣層之間，兩套泥巖段與相鄰氣層呈縱向薄互層疊置沉積，屬于“泥質薄隔層”，厚度小于2 m，較薄，符合辮狀河沉積模式，且這種“泥質薄隔層”易發(fā)育天然構造縫，在該處壓裂作業(yè)易穿透泥巖，溝通縱向氣層，加砂壓裂有風險，但可以有效提高單井產能。

“壓裂段1”鉆遇大套泥巖，判斷已到達砂體尖滅處，屬于“泥質厚隔層”，縱向泥巖厚度較大，無氣層發(fā)育，在該處進行壓裂作業(yè)，儲層天然裂縫不發(fā)育，且應力差較大，縫高難以擴展，存在超壓砂堵風險。

2.3 儲層展布對縫長的影響

結合盒8段2砂組平面沉積微相圖，可以看到研究區(qū)存在多個物源方向。北偏西方向發(fā)育一條高能主河道，向南偏東方向沖刷，在北部物源方向存在兩條次級水道，主河道受次級河道沖刷形成L-1-4P井區(qū)（圖4中L-1-4HA位置）縱向砂體疊置沉積的模式。L-1-4H水平段前端一直沿主河道方向鉆進，砂體發(fā)育，“壓裂段2至5段”，水力裂縫長度容易擴展。在近B靶點 “壓裂段1”處，屬于河道間灣相帶，為水下分支河道之間相對較低洼的海灣地區(qū)，水動力較弱，以黏土沉積為主，并含有少量粉砂和細砂[17]，在該處壓裂縫長難以得到有效擴展（圖4）。

圖4 研究工區(qū)盒8段2砂組沉積微相平面展布圖

2.4 壓裂分段設計

綜上所述，認為“壓裂段3”與“壓裂段5”的“泥巖+干層”段壓裂可行，“壓裂段1”因鉆遇河流間灣相帶，壓裂風險較大。為了獲得水平井最大產能，最終仍采用6段分段壓裂的設計思路，壓裂滑套放置在每一“壓裂段”物性相對較好，脆性指數(shù)較高的位置。壓裂作業(yè)從水平段最前段開始，逐級投低密度球進行分段壓裂施工。

壓裂分段設計充分考慮致密砂巖砂體、物性、含氣含水性等特征，裂縫最大可能性增大覆蓋砂巖體積，包括通過壓裂可能溝通的上下層位的砂巖，達到產能、效益的最優(yōu)化。同時結合儲層溫度和壓力特性，要求壓裂液體系具備良好的低溫破膠能力，并實現(xiàn)壓后快速放噴返排，減少壓裂液滯留傷害。

L-1-4H儲層溫度較低，采用成熟的低溫瓜膠壓裂液體系；儲層壓力系數(shù)為常壓地層，考慮到封隔器+投球滑套分段壓裂工藝特點，采取液氮伴注助排，并在壓裂段6適當加大液氮量；在保證裂縫導流能力的前提下根據(jù)儲層閉合壓力優(yōu)選30/50目低密度高強度陶粒作為壓裂支撐劑。對每一個壓裂層段進行大規(guī)模改造（高排量、大砂量）來提高單井的動用程度，達到充分改造儲層的目的。

L-1-4H壓裂段1、3、5泥質含量較高。泥巖層段地應力較高，斷裂韌性較大，破裂和裂縫延伸困難，易導致地面施工壓力高造成壓裂失敗。針對此問題，主要采取兩點措施確保壓裂施工順利進行：①提高前置液比例，以保證充分造縫；②前置液階段采用段塞打磨裂縫，并延長低砂比施工時間，適當降低最高砂比。綜上，該井壓裂分段施工參數(shù)設計如下表2所示。

表2 壓裂分段設計施工參數(shù)表

3 L-1-4H井壓裂效果評價

2016年11月5日8:34至20:20完成了L-1-4H壓裂段1至壓裂段6的施工，除壓裂段1（砂質泥巖段）因超壓導致未完成加砂之外，其余段施工成功率均為100%。

3.1 施工壓力分析

各壓裂施工曲線分析（圖5）：

壓裂段1：隨著排量上升，油壓在短時間內從52 MPa急劇上升至69 MPa ，出現(xiàn)明顯砂堵跡象，說明裂縫難以穿透大段泥巖隔層，無法溝通有效含氣砂巖，與壓前分析基本一致，因設計時已對此風險有了足夠預估，當出現(xiàn)明顯砂堵跡象時，及時停泵，避免產生更大的施工風險。

壓裂段2：在施工初期壓力較高（最高56.3 MPa），但在提高排量之后壓力迅速降落至34.8 MPa并穩(wěn)定至施工結束，說明該段在施工過程中突破了一高應力隔層。

壓裂段3、4：施工壓力穩(wěn)定在28～30 MPa，壓力相對平穩(wěn)，施工順利。

壓裂段5、6：施工壓力穩(wěn)定在34～36 MPa，壓力相對平穩(wěn)，施工順利。

3.2 井下微地震監(jiān)測

壓裂施工期間，采用微地震波的四維層析成像“能量掃描”裂縫監(jiān)測技術進行了裂縫實時監(jiān)測，該技術是利用微地震采集儀器陣列，通過檢波器接收地下儲層高壓液體流動引起的巖石微破裂所產生全體體波，再利用發(fā)射層析成像定位方法計算確定地下破裂震源點空間位置，在時間域上分析得出壓裂裂縫三維空間形態(tài)的演變過程及裂縫走向等相關參數(shù)[18-20]。

此外，將裂縫監(jiān)測后得到的各段裂縫形態(tài)投影于沉積微相圖中，并結合各段監(jiān)測裂縫形態(tài)變化圖，分析各段壓裂效果。

圖5 L-1-4H水平井壓裂施工曲線圖

圖6a為壓裂段1井下微地震監(jiān)測成果，反映了破裂能量隨時間的變化，破裂初期（0～15 min）裂縫規(guī)模較小，破裂能量多集中于井筒附近，裂縫難以穿透泥巖隔層向遠處擴展，出現(xiàn)超壓砂堵現(xiàn)象，在圖7的沉積微相圖中也可見該段裂縫幾乎全部堆積在泥巖間灣內，未溝通至鄰近河道。

圖6b和6c分別為壓裂段3和壓裂段5的井下微地震監(jiān)測成果，這兩段雖然是泥巖與干層，但施工期間壓力平穩(wěn)，且裂縫監(jiān)測顯示裂縫在壓裂初期（0～15 min）就已遠離井筒，沉積微相圖中也可見該段裂縫有效溝通了含氣砂體（圖7），說明“泥質薄隔層”易突破，與壓前分析一致。

圖6 L-1-4H各壓裂段井下微地震監(jiān)測裂縫形態(tài)變化成果圖

圖7 L-1-4H壓裂監(jiān)測成果在沉積微相圖中的投影圖

3.3 示蹤劑產液剖面評價

L-1-4H井放噴開始至試氣作業(yè)結束，采用5 mm油嘴放噴，油壓4 ～7 MPa，累計返排時間668 h，累計排液1 319.2 m3，產氣量131 542 m3/d，折合無阻流量22.5 104m3/d，達到良好的工業(yè)產氣效果。本井壓裂采用SECTT產出剖面動態(tài)測試技術，在6個壓裂段作業(yè)時，分別將6種化學示蹤劑分別在其前置液、攜砂液過程中隨壓裂液泵入地層，返排期間連續(xù)取樣20 d，用色譜分析儀分析采樣流體中各組分示蹤劑濃度，根據(jù)檢測到的示蹤劑組分含量，可以精確定量刻畫各生產井段的油氣水動態(tài)產出量[21]。得到累積產氣剖面（圖8）。

圖8 L-1-4H井各壓裂段20 d累計產氣量及占比圖

如圖所示，L-1-4H井壓后所有層段均見氣，但第1段產能貢獻率僅1%，說明壓裂后未能有效溝通產層，第3段與第5段雖為泥巖與干層，但合計產能貢獻率達到36%，說明兩段壓后溝通了有效產層，與壓前分析一致。

4 結論

1）儲層沉積微相研究成果可有效優(yōu)化低鉆遇率水平井壓裂分段設計，實驗證實有良好的效果，對降低壓裂施工風險具有重要意義。

2）在低鉆遇率水平井中，采用適當?shù)膲毫鸭夹g，水力壓裂縫可以突破“泥質薄隔層”，溝通鄰近含氣砂體，獲得較高的工業(yè)產能，可為低鉆遇率水平井的高效開發(fā)提供技術保障。

3）通過壓裂井下微地震監(jiān)測資料、壓裂施工曲線以及指示劑跟蹤技術相結合的手段，可以有效驗證與評價壓裂效果。