范 宇

中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院

0 引言

全球已發(fā)現(xiàn)或推測發(fā)育的含致密氣盆地達70余個，其中我國致密氣資源主要分布在鄂爾多斯、塔里木、四川等盆地[1- 2]。根據(jù)第四次油氣資源評價結(jié)果，四川盆地致密氣總地質(zhì)資源量為5.8×1012m3，居全國第二，其中沙溪廟組致密氣資源量高達3.66×1012m3，是目前四川盆地致密氣勘探開發(fā)最重要的層系之一[3]，以金秋氣田為代表的川中核心建產(chǎn)區(qū)已成為加快四川盆地天然氣增儲上產(chǎn)的重要領域。

本文在深入分析金秋氣田沙溪廟組致密氣儲層特征的基礎上，對高效勘探開發(fā)面臨的井工程技術挑戰(zhàn)以及現(xiàn)階段所取得的創(chuàng)新成果進行了梳理，并展望了“十四五”致密氣井工程技術的發(fā)展方向。

1 沙溪廟組致密氣基本特征

1.1 沙溪廟組致密氣儲層特征

金秋氣田沙溪廟組縱向上存在23期河道疊置發(fā)育，河道總體較窄，砂體空間分布極不規(guī)則，巖性界面形態(tài)復雜，河道展布方向變化大。區(qū)內(nèi)發(fā)育正斷層，走向多為北東向，儲層天然裂縫不發(fā)育，屬于典型的淺埋深、低孔低滲、低壓—常壓、常溫氣藏?？傮w上，不同期次河道砂組的儲層物性、巖石力學參數(shù)及地應力差異較大，同一砂組的儲層非均質(zhì)性較強。

1.2 高效勘探開發(fā)面臨的井工程技術挑戰(zhàn)

1.2.1 鉆井效率仍不能滿足高效動用的要求

沙溪廟組儲層埋深淺，地層膠結(jié)程度低，靶區(qū)立體交錯，井網(wǎng)部署不規(guī)則，三維水平井偏移距大。在鉆井過程中，面臨井壁易失穩(wěn)、鉆井易托壓、井眼清潔難度大等問題[4]。經(jīng)濟高效鉆井配套技術尚未形成，鉆井周期總體較長，比如QL202- H1井鉆井周期達到34.74 d，遠高于鄰區(qū)。

1.2.2 改造模式難以滿足儲量充分動用的需要

沙溪廟組儲層天然裂縫不發(fā)育，最佳裂縫形態(tài)及改造模式不明確，以形成復雜縫網(wǎng)為目標的體積壓裂技術適應性不強[5]。河道較窄且展布方向變化大，應力夾角介于17°～90°，對于受應力夾角、應力陰影協(xié)同控制的裂縫起裂及延伸規(guī)律認識不清。沙溪廟組儲層致密且水敏呈中等偏強，水鎖傷害率為9%～50%，交聯(lián)液破膠后的傷害率大于20%，目前尚未形成低傷害高強度改造的壓裂工藝及壓裂液體系。

1.2.3 完井技術不夠完善

前期主要沿用頁巖氣主體完井試油工藝技術[6]，但因致密氣與頁巖氣儲層特征存在明顯差異，導致技術適應性較差。復合橋塞鉆磨時效低，單個橋塞平均純鉆時間達到117 min；由于儲層溫度低，使得常規(guī)可溶橋塞溶解緩慢，所需溶解時間大于10 d，導致井筒處理周期長[7]。同時套管排液困難，需下生產(chǎn)管柱助排，而常規(guī)油管帶壓作業(yè)周期長，無法滿足壓后快速排液要求。

1.2.4 經(jīng)濟高效的采氣工藝尚未完善

部分區(qū)域致密氣地層能量較弱，存在壓裂改造后返排液無法自噴返排的情況，目前通常采用液氮助排工藝，但作業(yè)費用高且難以實現(xiàn)連續(xù)排液，助排工藝有待優(yōu)化。前期投產(chǎn)井均采用水套爐加熱工藝防治水合物，造成地面流程復雜、投資高。同時致密氣井生產(chǎn)周期長，具有較長的低壓、低產(chǎn)開采期，隨著開采的不斷進行，地層壓力逐漸下降，氣井帶液生產(chǎn)能力減弱，產(chǎn)量受產(chǎn)液和輸壓影響大，如Q8井目前套壓6.9 MPa，油壓2.5 MPa，產(chǎn)氣量1×104m3/d，采取開4天關2天的間歇生產(chǎn)方式。此外，井筒出砂、產(chǎn)凝析油等問題也有待解決。

2 工程關鍵技術進展

2.1 多河道淺埋深三維水平井鉆井技術

根據(jù)區(qū)域地質(zhì)工程特征，開展了井眼軌跡優(yōu)化、鉆井提速技術研究，形成了多河道淺埋深三維水平井鉆井技術。

2.1.1 三維水平井軌跡設計與控制技術

基于多因素加權評判的軌跡優(yōu)化理論，開展造斜點、造斜率優(yōu)選以及鉆柱側(cè)向力分析，建立預分離井眼軌跡設計方法，提前拉開井間距離，造斜率控制在5°/30 m以內(nèi)，井斜40°以內(nèi)小井斜完成扭方位，解決了靶區(qū)立體交錯叢式井組鉆井摩阻大、井碰風險高的難題，摩阻降低17%；提出二維井段常規(guī)定向、三維井段旋轉(zhuǎn)導向的分段控制方案，建立井眼軌跡與地質(zhì)模型一體化動態(tài)匹配流程，根據(jù)隨鉆伽馬數(shù)據(jù)、鉆時以及氣測數(shù)據(jù)，實時更新三維地質(zhì)模型及井眼軌跡，形成鉆前精準預測、隨鉆實時調(diào)整的優(yōu)質(zhì)儲層追蹤技術，保障優(yōu)質(zhì)儲層實時追蹤，鉆遇率由76%提高到93%。

2.1.2 鉆井提速技術

全井段為砂泥巖地層，埋深淺、壓實程度低，總體上可鉆性較好。通過鉆頭大數(shù)據(jù)分析，優(yōu)選采用防泥包的3D鏡面齒強攻擊性鉆頭；首創(chuàng)基于機械鉆速預測的鉆井參數(shù)優(yōu)化方法，提出了“大尺寸鉆桿+大排量+高轉(zhuǎn)速+高鉆壓”的鉆井參數(shù)模式，升級鉆井裝備，配備頂驅(qū)、3臺高頻振動篩、35 MPa及以上的高壓管匯及鉆井泵，滿足高鉆壓、高轉(zhuǎn)速、大排量的鉆井參數(shù)要求，確保鉆井提速與井眼凈化，機械鉆速由13.57 m/h提高到30.94 m/h，實現(xiàn)最快8.08 d完鉆。

2.2 高強度低傷害多縫壓裂技術

針對金秋氣田沙溪廟組天然裂縫欠發(fā)育、壓裂后形成復雜縫網(wǎng)難度大的難題，經(jīng)過試驗攻關，形成了高強度低傷害多縫壓裂技術。

2.2.1 水平井多縫壓裂工藝

真三軸壓裂物理模擬實驗結(jié)果表明，沙溪廟組儲層壓裂裂縫形態(tài)以對稱雙翼裂縫為主，難以形成復雜縫網(wǎng)[8]。通過產(chǎn)能數(shù)值模擬論證了“段內(nèi)多縫”改造理念在沙溪廟組的適用性，結(jié)果表明，通過增大段內(nèi)裂縫條數(shù)可以達到接近于縫網(wǎng)壓裂的改造效果?；诖颂岢隽硕鄺l主裂縫替代復雜縫網(wǎng)的改造理念，實現(xiàn)了改造模式從“單縫、復雜縫”到“多縫”的轉(zhuǎn)變[9- 10]。同時，形成了水平井限流壓裂射孔設計方法，配套等孔徑射孔彈工藝，射孔簇開啟率提高至88%以上。揭示了應力夾角與縫控范圍的規(guī)律，形成大夾角井“短簇距+非均勻布孔”、小夾角井“長簇距+復合暫堵”的多裂縫高效延伸控制技術，實現(xiàn)了水平井井眼部署方位由僅考慮河道走向到兼顧應力夾角與河道走向的轉(zhuǎn)變。

2.2.2 高強度、低傷害壓裂液體系

創(chuàng)新降阻增黏劑分子結(jié)構設計方法，研發(fā)了低摩阻可變黏滑溜水體系，實現(xiàn)黏度調(diào)整范圍由1～5 mPa·s擴大至1～105 mPa·s，降阻率由70%提升至79%?；趯嶒灻鞔_了導流能力需求與支撐劑鋪置的關系，提出“高黏攜細砂+低黏攜粗砂”的大臺階、高濃度加砂模式(圖1)，形成水敏致密氣儲層“控液提砂”壓裂工藝，解決了壓裂增產(chǎn)與儲層傷害之間的矛盾。

高強度低傷害多縫壓裂技術采用“段內(nèi)多簇射孔+變黏滑溜水+連續(xù)加砂”工藝，優(yōu)化每段7～12簇，排量16～18 m3/min，加砂強度4～5 t/m，用液強度15 m3/m以及70/140目石英砂+40/70目覆膜砂支撐劑組合。經(jīng)過三輪試驗攻關，金秋氣田水平井井均測試產(chǎn)量由5.01×104m3/d增加至46.75×104m3/d。

圖1 致密氣、頁巖氣水平井壓裂施工砂濃度曲線對比

2.3 低溫低壓致密砂巖完井技術

針對金秋氣田沙溪廟組致密氣儲層低溫低壓，常規(guī)分段工具適應性差、壓后壓裂液無法快速返排的難題，通過借鑒吸收鄰區(qū)完井試油經(jīng)驗，完善形成了低溫低壓致密砂巖高效完井技術。

2.3.1 低溫全金屬可溶橋塞

提出全金屬結(jié)構方案，發(fā)明可溶金屬機械密封機構，研制了低溫全金屬可溶橋塞系列(圖2)，密封承壓達70 MPa，實現(xiàn)低溫(40～70 ℃)、低礦化度(無需助溶劑)環(huán)境下橋塞全溶解時間為1～3 d可調(diào)，解決了復合橋塞鉆磨周期長、常規(guī)可溶橋塞溶解緩慢的問題，平均橋塞鉆磨時間由4.8 d降低至0.5 d。同時研發(fā)了井下溫度測試機構，實現(xiàn)了可溶橋塞選型由“一井一選”到“一段一選”的轉(zhuǎn)變。

圖2 低溫全金屬可溶橋塞

2.3.2 低壓氣藏快速投產(chǎn)工藝

建立氣液雙重介質(zhì)井筒壓力—溫度耦合模型，研發(fā)帶壓起下縮徑管柱方法，優(yōu)化帶壓下管柱時機，形成了滿足不同投產(chǎn)要求的生產(chǎn)管柱(表1)，實現(xiàn)了壓后快速返排、快速投產(chǎn)一體化作業(yè)。該工藝解決了套管排液困難的問題，使排液效率大幅提升，作業(yè)時間大幅縮短。

2.4 低壓致密砂巖高效采氣工藝技術

通過開展致密氣井返排與出砂規(guī)律等特征研究，結(jié)合氣井井筒條件，形成了致密氣射流泵助排工藝和井下節(jié)流技術。

表1 不同生產(chǎn)管柱作業(yè)能力對比分析及優(yōu)選

2.4.1 射流泵助排工藝

為提高射流泵在致密氣井中排液效率，開展了噴嘴、喉道、擴散段尺寸對舉升效率的影響實驗，建立了射流泵舉升單相液體和氣液兩相時的特性曲線和方法。該方法在地層壓力系數(shù)僅為0.47的YT201- 7- H1井得到成功應用，工藝參數(shù)見表2。排液量較該井前期液氮氣舉工藝提高124.3%，排液連續(xù)穩(wěn)定，作業(yè)費用較液氮氣舉節(jié)約50%以上。

表2 YT201- 7- H1井射流泵工藝關鍵參數(shù)

2.4.2 井下節(jié)流工藝

針對部分致密氣井出砂、產(chǎn)凝析油的情況，兼顧后期排采工藝的實施，研發(fā)了抗沖蝕、抗凝析油的活動式井下節(jié)流器，工具性能滿足區(qū)域內(nèi)致密氣井應用條件。同時，基于地層壓力、溫度場分布、井身結(jié)構以及產(chǎn)液特征等因素，優(yōu)化井下節(jié)流工藝參數(shù)，建立了適合致密氣的井下節(jié)流設計方法。井下節(jié)流工藝在GQ1井成功實施，開井后油壓穩(wěn)定在1.6 MPa，套壓13.2 MPa，瞬時產(chǎn)氣量穩(wěn)定在3.5×104m3/d。通過實施井下節(jié)流工藝簡化了地面流程，實現(xiàn)單井征地面積低于0.067公頃，地面建設周期低于1個月，建設費用僅190萬元，較常規(guī)單井建站周期縮短7～8 d，節(jié)省水套爐建設費用60～100萬元。

3 工程技術發(fā)展方向

3.1 環(huán)保經(jīng)濟鉆井技術

在井身結(jié)構方面，開展小尺寸井眼先導試驗，攻關小井眼鉆井提速、窄環(huán)空固井等技術，大幅降低鉆井液成本及含油巖屑處理費用，預計單井可節(jié)約150萬元左右；在鉆井液體系方面，開展適合致密氣的高性能水基鉆井液攻關與現(xiàn)場試驗，探索綠色環(huán)保鉆井液技術，降低鉆井成本及環(huán)保壓力。

3.2 地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化壓裂設計技術

近年來，國內(nèi)各大油氣田積極探索地質(zhì)工程一體化思路指導工程設計技術，在川南海相頁巖氣、新疆瑪湖致密油、蘇里格致密氣等非常規(guī)油氣勘探開發(fā)中取得了一定的效果[11]。積極探索適用于致密氣“從地震到產(chǎn)能模擬”的地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化壓裂優(yōu)化設計的技術，指導河道砂體井位部署，實施“一段一策”的差異化設計，實現(xiàn)壓裂參數(shù)設計精細化，降低施工成本，增大單井產(chǎn)能。

3.3 經(jīng)濟高效完井技術

攻關防砂控砂工藝技術，開展不同生產(chǎn)階段的防砂控砂工藝技術研究，形成控砂排采工藝，有效減少壓后出砂；開展致密氣油管腐蝕及沖蝕機理研究，形成致密氣完井管柱結(jié)構；探索致密氣新型完井方式，論證魚骨刺型完井技術適應性，選井選層開展先導試驗，進一步縮短完井周期，降低完井成本。

3.4 智能采氣技術

從氣井的全生命周期出發(fā)，全面考慮采氣工藝在各個階段的實施，對井下和地面工具進行配套，設計一體化生產(chǎn)管柱，減少不同生產(chǎn)階段之間工程作業(yè)和設備的變更等，降低生產(chǎn)成本；同時，借助大數(shù)據(jù)、智能化技術，研發(fā)地面自動采氣生產(chǎn)控制系統(tǒng)和管理平臺，實現(xiàn)數(shù)據(jù)自動化采集、數(shù)字化控制和智能化調(diào)整的目的。

4 結(jié)論

(1)形成以“高效PDC鉆頭+油基鉆井液+旋轉(zhuǎn)導向+鉆井參數(shù)強化”為核心的多河道淺埋深三維水平井優(yōu)快鉆井技術，滿足安全高效鉆井需求，還需要進一步探索低成本、綠色環(huán)保鉆井模式。

(2)形成以“段內(nèi)多簇射孔+變黏滑溜水+連續(xù)加砂”工藝為核心、以“控液提砂”為指導思想的窄河道孔隙型致密砂巖高強度低傷害多縫壓裂技術，大幅提高了井均測試產(chǎn)量，仍需攻關適用于致密氣的地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化壓裂設計技術。

(3)形成以“低溫全金屬可溶橋塞分段+低壓氣藏快速投產(chǎn)”為核心的低溫低壓致密砂巖完井技術，基本滿足致密氣高效開發(fā)需求，需持續(xù)開展防砂控砂工藝、連續(xù)油管完井投產(chǎn)工藝及魚骨刺型等經(jīng)濟高效完井技術攻關。

(4)形成以“射流泵助排+井下節(jié)流”為核心的低壓致密砂巖高效采氣工藝技術，縮短了氣井投產(chǎn)周期，降低了生產(chǎn)建設投資，需進一步探索一體化和智能化采氣技術，實現(xiàn)全生命周期智能采氣。