致密气藏非均质水平井分段压裂关键技术

文：栗铁峰

中国石化西南油气分公司工程技术研究院

    MS地区蓬莱镇组气藏属于低孔、低渗致密储层，水平井分段压裂是开发该类气藏的有效手段，但气藏横纵向非均质性均较强，砂泥岩交互，砂体横向尖灭快。国内外未形成针对性的缝间距优化方法，且储层存在较为严重的水锁伤害，常规压裂液水锁伤害后启动压力梯度增加2～10倍，平均渗透率恢复率仅为33.1％。前期水平井采用常规较高浓度瓜胶压裂液体系和均质模型优化裂缝间距，压后平均测试产量为1.63×10⁴m³／d，平均返排率为58.2％，投产率为46％，开发难度大，亟待开展砂泥岩互层、非均质水平井的裂缝参数和压裂液体系优化等研究。

1　非均质水平井缝间距优化技术

1．1　裂缝参数设计方法

基于建立的非均质渗流单元模型，通过改变阻隔带宽度和渗透参数，讨论波及压力是否穿过阻隔带，由此确定是否能在阻隔带两侧划分为两个独立渗流单元；然后以设计井产气量为目标，对不同储层类型组合模型进行不同渗流单元的裂缝位置优化，确定出最佳布缝方式。

1．2　非均质渗流单元模型

1．2．1物理模型

基于均质渗流物理模型，采用人为设定低渗透阻隔带来模拟非均质特点，建立非均质渗流单元物理模型(不同砂岩储层类型的组合)，如图1所示，模型中每一个独立渗流单元(图2)使用均质渗流物理模型^[1-2]。

 

1．2．2数学模型

1)质量守恒方程

根据质量守恒定律，在时间间隔Dt内有：流入微元体的质量－流出微元体的质量＝微元体内质量的增量，建立微元体对应连续性方程如式(1)：

 

式中，Ca为质量，kg，Ca＝frascSa/Ba。

2)考虑启动压力梯度的运动方程

当考虑启动压力梯度时，流体渗流过程中总压降应为流体流动压降与启动压力之和，若同时考虑重力的影响，水相和气相的运动方程可用式(2)表示：

V＝(KKm/ma)[Ñ(Pa-ragH)-la]　　　　　(2)

式中

 

Va为某相流体渗流的达西速度cm/s；Pa警为某相流体的压力，MPa；l a为某相流体启动压力，MPa；ma为某相流体的黏度，mPa·s；Kra为某相流体的相对渗透率，mD；K为岩石的绝对渗透率，mD；ra为某相流体的密度，g／cm³；g为重力加速度，m／s²；H为基准面以下的垂深，m。

将密度和体积系数加入到运动方程，可获得气相和水相的质量流速：

Ja＝-rasc/BaVa 　　　　　　　   (3)

式中，rasc为某相流体在标准状况下的密度，g／cm³；Ba为某相流体的体积系数。

3)气、水两相渗流方程及压力方程

引入势函数Fa＝Pa-ragH-laDL，建立水相和气相渗流方程如下：

 

式中

 

 

联立连续性方程、考虑启动压力梯度的运动方程，可得气相、水相渗流方程如下：

 

引入气水饱和度满足归一条件Sw+Sg＝1整理可得：

 

式中，Ct为综合压缩系数；F为孔隙度。

1．2．3边界/初始条件

1)边界条件

内边界条件：对应两种生产模式，定产量qrêr=r_w＝const；定井底流压Pwfêr=r_w＝const。

外边界条件：定压外边界Pêr＝const。

2)初始条件

初始条件是指气藏在投入开采的初始时刻或某一特定时刻，气藏内各点压力和饱和度的原始分布情况，t时刻气相压力和水相饱和度可表示为：

Pg(x，y，z，t)＝f1(x，y，z)    Sw(x，y，z，t)＝f2(x，y，z)　　(7)

式中，f1(x，y，z)为t时刻气藏内部已知的压力函数；f2(x，y，z)为t时刻气藏内部已知的饱和度函数。

1．3　裂缝参数设计结果

利用建立的非对称立体压裂裂缝参数优化设计方法，对MS地区水平井分段压裂裂缝参数优化设计如表1。

 

2　低浓度低伤害防水锁压裂液

2．1　压裂液优化原则

由于MS地区蓬莱镇组气藏具有中等－偏强的水敏，水锁伤害较为严重，因此压裂液配方优化总体原则是：一方面需选择性能优良的稠化剂、黏土稳定剂、助排剂，让压裂液润湿接触角尽可能接近90°，降低水敏伤害及水锁效应，提高压裂液返排效果；另一方面在满足压裂施工工艺要求条件下尽可能降低瓜胶浓度，即降低同体残渣含量造成支撑裂缝的伤害^[3-6]。

2．2　压裂液浓度优化

1)30～40℃储层瓜胶浓度优选

MS地区XQ蓬莱镇组气藏JP23埋深760～1170m，储层温度30～40％；采用M5500型流变仪，改变优化出的基本配方中的胍胶浓度，对0.22％、0.25％、0.28％和0.3％的压裂液在35℃下进行流变实验，0.25％胍胶浓度压裂液配方剪切90min后，黏度116.4mPa·s，与0.28％胍胶浓度压裂液的黏度相当；在0.25％胍胶浓度压裂液中加入20mg／L过铵后，剪切90min后压裂液黏度为58.1mPa·s，配合液氮全程伴注或纤维伴注^[7-8]等工艺可满足加砂压裂施工需求，因此优选出0.25％胍胶浓度压裂液体系。

2)40～50℃瓜胶浓度优选

MS地区MJ蓬莱镇气藏JP2³、JP2⁵、JP3⁸储层埋深1200～1800m，储层温度40～55％，对胍胶浓度分别为0.28％、0.3％、0.32％、0.35％和0.38％的压裂液在45％下进行流变实验，0.28％胍胶浓度压裂液配方剪切90min后，压裂液黏度为116.9mPa·s，加入20mg／L过铵后，剪切90min后黏度为91.21mPa·s，可满足水平井分段加砂压裂施工需求，若配合全程液氮伴注工艺，携砂性能更佳，因此优选出0.28％胍胶浓度压裂液体系。

最终优化出的压裂液基本配方为：0.25％(0.28％)瓜胶+0.3％杀菌剂+0.5％黏土稳定剂+0.5％助排剂+0.5％解水锁剂+0.3％pH值调节剂。

2．3　压裂液性能评价

2．3．1压裂液润湿接触角及水锁伤害评价

常规压裂液对MS蓬莱镇组储层水锁伤害严重，因此在压裂液配方中加入了解水锁剂，优化出的压裂液与常规压裂液破胶液的接触角分别为91.5°、39.9°，采用该区A19和A20井的岩心，气测渗透率恢复率较常规压裂液体系的33.1％提高至71.98％，说明优化出的压裂液体系具有中等润湿性能，可有效降低水锁伤害。

2．3．2残渣含量

实验对比测定了0.35％、0.28％、0.3％和0.25％4种胍胶浓度压裂液的残渣含量。0.35％、0.28％的残渣含量分别为413mg／L、341mg／L，0.28％较0.35％的胍胶浓度降低20％，残渣含量降低了17.4％；0.3％、0.25％的残渣含量分别为360mg／L、288mg／L，0.25％较0.3％胍胶浓度降低了16.7％，残渣含量降低20％。说明大幅度降低胍胶浓度对压裂液降低残渣含量作用较大。

2．3．3瓜胶浓度对支撑裂缝导流能力影响

采用20／40目强盛陶粒，模拟裂缝支撑剂铺砂浓度10kg／m²，对不加压裂液、砂比30％条件下分别加入瓜胶浓度0.35％和0.28％的爪裂液破胶液的导流能力进行了伤害实验，评价压裂液瓜胶浓度对导流能力的影响，实验结果如图3，不加压裂液的支撑裂缝导流能力最高，随着瓜胶浓度增加，支撑裂缝导流能力下降，说明降低压裂液瓜胶浓度，可降低支撑缝内黏滞阻力^[9]，提高支撑裂缝的导流能力。

 

3　高效返排工艺

3．1　液氮伴注作用

液氮伴注的主要作用是助排，降低压裂液滤失，辅助携砂和悬砂，其中，助排作用可归纳为增能、降压和气举作用。混氮压裂液中因混入大量被压缩的氮气，施工结束井口返排时，压缩氮气依气体定律减压后膨胀增能，利于破胶压裂液流入井筒，使施工液体从地层快速返排；混气液进入井筒后，气体的存在大大降低了井筒液柱的密度，增加了排液压差，激励地层供液；井筒液柱中的气体在上升过程中继续膨胀，起到了气举作用，加快了排液速度^[10]。

3．2　液氮增能计算

增能的作用一方面可以降低管柱内的液柱压力，另一方面提高储层压力，达到提高压后的返排压差，最终实现提高返排效果的目的^[11]。

1)储层增能计算

液氮随着压裂液进入储层后，由于高压作用，气态的氮气体积被压缩，形成能力储存。返排时由于压力降低，气态的氮气体积膨胀推动侵入储层的液体向人工裂缝内运动，达到助排的作用。按照5段分段压裂，250sm³／min的排量进行液氮伴注，根据计算，加砂压裂后储层压力均有一定幅度的增加，200sm³／min的排量，储层的平均增能幅度为1.09MPa，约3％；250sm³／min排量，储层的平均增能幅度为1.82MPa，约为5％。

另外根据计算可知，第一段的增能幅度最小，第五段的增能幅度最大，主要原因是长时间的扩散导致的液氮增能的损失。

2)降低液柱压力

按照储层垂深1500m，压裂液排量4.0m³／min，液氮排量分别按照100sm³／min、120sm³／min、150sm³／min、180sm³／min、200sm³／min、250sm³／min进行液柱压力计算，计算结果见表2。

 

从计算结果可知：液氮的加入降低了排液管柱内的液体密度，进而降低了液柱的井底静态压力。采用100sm³／min的排量伴注时，液柱压力降低了2.39％，当液氮排量增大到300sm³／min时，井底液柱静压降低1.0MPa，压力降低幅度达到6.71％，由此可以充分验证液氮伴注对压后降低井底液柱压力、增加返排压差的可行性。

3．3　液氮伴注方式设计

因先施工层段扩散时间长，返排时增能降低较大，依据液氮伴注储层增能计算结果可知，水平段越靠近A靶点增能幅度越大，因此，越是远离A靶点段，设计较高的液氮排量，最靠近A靶点段，扩散时间短，适当的降低液氮排量，液氮的伴注排量按照阶梯降的方式设计。

4　现场应用

4．1　典型井实例分析

1)MP23-15HF井的基本情况

MP23-15HF井以蓬莱镇组JP2³砂组为主要目的层，水平段长997m，储层钻遇率为26.4％，砂泥岩互层，水平段不连续的分布有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层。

2)建立地质模型

根据MP23-25H的测井成果，将测井成果数据处理成21段基础物性模型。

3)布缝方案设计优化

MS区块具有低渗－致密特性，为有效开发水平井段资源，首先利用阻隔层分析整个水平井段具有多少个单独的渗流单元，分析认为MP23-15HF存在3个渗流阻隔带，因此将水平段划分为4个单独渗流区域。

利用不同储层类型连续砂体的压力传播规律确定布缝原则。7缝：考虑压力波传播有效控制，同时射孔段考虑优先射孔Ⅰ类，带动Ⅱ类储层；8缝：考虑压力波传播有效控制，从水平段跟部向趾部严格按照单缝控制面积布缝，局部出现射孔段在Ⅱ类储层；9缝：根据MP23-15HF井实际施工分段布缝。

在以上3种不同的布置方案下，根据建立的MP23-15HF井非均质地质模型，模拟3年的生产情况。模拟结果可知，9缝的累计产量最低，7缝的累计产量最高。说明充分考虑阻隔层划分渗流单元，进而根据压力传播控制范围的布缝方式效果最好；同时在考虑根据压力传播控制范同的布缝方式下，优选射孔位置，优先动用优质储层，带动相应次优质储层的效果更好。

4)压裂及压后测试

现场工按照8级9缝分段加砂压裂，共加入支撑剂216.5m³，施工排量4.4～5.1m³／min，后三段伴注液氮22m³，压后在油压12.6MPa、套压12.8MPa下测试气产量1.1836×10⁴m³／d，从模拟结果知7缝产能优于9缝，说明现场至少存在3条或以上的无效裂缝。

4．2　推广应用

按照基于独立渗流单元缝间距优化设计思路，配套防水锁低伤害压裂液及高效返排措施，推广应用7口井，施工成功率100％，有效率100％，投产率100％，单井平均测试产量3.617×10⁴m³／d，是前期水平井分段压裂平均测试产量的2.2倍；平均返排率为68.3％，较前期提高了17.4％。

5　结论

1)研究形成的MS地区水平井分段压裂关键技术体系，可有效实现MS非均质、透镜体砂岩气藏的针对性改造，提高单井产能，为类似非均质、难动用致密气藏的高效开发提供了借鉴思路。

2)对于窄河道、砂泥岩组合或常压－低压储层，在采用含阻隔层交互模型或均质模型优化缝间距的基础上，应用短半径多缝工艺缩短施工时间。进一步提高改造效果。