延长油田上古生界气藏压裂改造工艺技术分析

王香增 高瑞民 吴金桥 申 峰 汶锋刚

延长石油(集团)有限责任公司 研究院 （陕西 西安 710075）

延长油田上古生界气藏压裂改造工艺技术分析

王香增 高瑞民 吴金桥 申 峰 汶锋刚

延长石油(集团)有限责任公司 研究院 （陕西 西安 710075）

延长油田上古生界气藏储层连续性较差、含气砂体变化快、非均质性强，具有典型的低孔、低渗、低压、低丰度、低产的特点，储层压裂改造工艺难度较大。在近几年的天然气勘探过程中，通过不断的研究、试验和现场应用，总结出一套基本适应于本区上古生界气藏石盒子组、山西组、本溪组等储层的压裂改造工艺，现场施工后取得了较好的效果。为此，从射孔工艺、加砂压裂工艺特别是压裂液体系、支撑剂、施工主要参数的确定、压裂配套工艺等多个方面进行了阐述，并对现场的施工情况和室内的研究结果加以分析和佐证，最后对延长油田上古生界气藏的下一步压裂改造工作提出了建议。

延长气田 鄂尔多斯盆地 上古生界气藏 特低渗透 压裂工艺

延长油田地理位于陕西省北部，构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，面积约1.07×104km2。自1907年在我国大陆完钻第一口油井并获工业油流以来，延长油田对中生界的石油勘探开发已有上百年的历史，但对古生界的天然气勘探起步很晚，到2006年仅完钻了3口天然气探井。2006年以后，延长油田加大了天然气的勘探步伐，到2008年底，共完钻天然气探井72口，试气49口/67层。试气结果显示，除个别井层外，气井基本无自然产能，必须通过储层改造才具有工业开采价值。

延长油田通过在上古生界气藏开展水力加砂压裂，先后在本溪组、太原组、山西组、石盒子组和石千峰组等多个层位获得工业气流或低产气流，特别是在山西组、石盒子组及本溪组获得了高产天然气流（y1井本溪组无阻流量15.3×104m3/d、y2井石盒子组无阻流量4.0×104m3/d、y3井山西组无阻流量大于120×104m3/d），显示出较好的压裂改造效果和良好的天然气勘探开发前景。

储层地质特征

延长油田含气层系纵向分布在下古生界下奥陶统马家沟组、上古生界上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组、中二叠统石盒子组以及上二叠统石千峰组，其中主力气层为上古生界本溪组、山西组、石盒子组，气藏主要受控于近南北向分布的河道砂体带及三角洲砂体带，系典型的岩性圈闭气藏。气藏岩性主要为碎屑砂岩，分选多以中偏好；储层埋深2 200～3 000m，温度在76～100℃之间，渗透率0.01～3.16mD（平均0.18mD），孔隙度0.71%～21.84%（平均7.77%），含气饱和度4.37%～99.37%（平均65.25%），属于典型的低孔、低渗、致密砂岩气藏。储层敏感性特征表现为较强水敏、中等碱敏、无-弱酸敏、无-弱速敏、无-中等偏弱盐敏。

压裂改造工艺及分析

1 射孔工艺

延长油田上古生界气藏具有典型的低渗、低压特点，在钻井过程基本未见直接明显的油气显示。钻井普遍设计为直井，井身结构采用Φ244.5mm表层套管和Φ139.7mm的油层套管，射孔方式完井。

（1）射孔方式

本区石千峰组、石盒子组、山西组气层的压力系数为0.61～0.96，低于清水静液柱压力，射孔后井口普遍无显示，主要采用电缆传输射孔方式。

本区本溪组气层压力系数在0.98～1.19之间，属正常压力系统，部分井射孔后出现溢流现象。考虑到电缆传输射孔存在一定的危险性，本区本溪组采用油管传输射孔与压裂联作方式。

（2）射孔完井液

本区射孔液基本配方为清水+0.5%气井黏土稳定剂+0.5%气井助排剂。射孔液与储层岩石、流体配伍，对地层伤害小，同时满足射孔施工要求，成本低且配制方便。

（3）主要射孔参数

普遍使用102型射孔枪、装127弹，布孔方式为60°相位螺旋布孔，孔密16孔/m。本区的射孔参数不仅能保证穿透泥浆侵入带，而且孔眼摩阻低，满足压裂时输送中高浓度支撑剂的需求。

（4）射开程度

本区单层压裂时，气层射开程度为1/3～2/3（有效厚度≤5m，射开2m）；多层压裂时调整各层的射开程度，以达到均衡改造的目的。国内外研究成果表明[1]，过长的射孔段或多的射孔段有可能导致多裂缝，多裂缝限制了裂缝长度的进一步延伸，从而减少泄气面积，影响最终的增产效果。

2 水力加砂压裂工艺

（1）压裂液体系

延长油田上古生界气藏（石千峰组、石盒子组、山西组、本溪组）采用的压裂液体系为有机硼延迟交联羟丙基胍胶压裂液，基本配方为0.45%～0.50%羟丙基胍胶+0.5%气井助排剂+0.5%起泡剂+0.5%黏土稳定剂+0.1%杀菌剂+0.12%～0.20%Na2CO3，交联剂为有机硼，破胶剂为过硫酸铵与胶囊破胶剂。

压裂液的主要性能为：压裂液基液黏度大于48 mPa·s,pH值9.0～11.0,延迟交联时间60～90s;90℃、170s-1下连续剪切120min,黏度保持在140mPa·s以上（图1）；70℃下，过硫酸铵加量0.01%，60min内完全破胶，破胶液黏度小于5.0mPa·s；破胶液表面张力24.5mN/m，残渣含量小于500mg/L，对本区石盒子组的岩心伤害率小于30.0%。

该压裂液体系耐温抗剪切性能好，能够满足76～100℃储层压裂施工的要求；具有60～90s的延迟交联时间，可以减小施工过程中沿程摩阻，降低地面施工泵压；压裂液破胶彻底，破胶液表面张力低，有利于压后快速返排，降低压裂液对储层的伤害程度。总的来说，该有机硼延迟交联羟丙基胍胶压裂液体系基本能够满足本区上古生界气藏压裂改造的需要。

（2）支撑剂

延长油田使用粒径0.425～0.85mm、体积密度1.72g/cm3、强度52MPa的中低密度高强度陶粒作为上古生界气藏压裂用支撑剂。

根据本区石千峰组、石盒子组、山西组3次小型测试压裂的解释结果，本区上古生界储层的闭合应力在34.55～44.97MPa之间。采用API标准，铺砂浓度10kg/m2，考查了不同闭合压力下中低密度高强度陶粒在清水和胍胶压裂液破胶液介质中的导流能力，如图2所示。

从图 2中可以看出，在模拟地层闭合压力（40MPa）下，中低密度高强度陶粒在清水和胍胶压裂液破胶液两种介质中的导流能力都保持在100μm2.cm以上。另外，从压裂排液情况看，出砂情况不严重，说明人工支撑裂缝对支撑剂的夹持能力较强。因此，在本区上古生界气藏选用强度52MPa的中低密度高强度陶粒能够满足压裂改造及裂缝导流能力的要求。

（3）压裂工艺

①单（合）层压裂。采用Y344封隔器结合平衡压力保护套管、Φ73.0mm油管注入进行单（合）加砂压裂，是延长油田天然气勘探区应用最多的一种压裂工艺，技术成熟，施工成功率高。加砂规模较大时，下Φ88.9mm油管进行压裂；②分层压裂。对于两个相距较远、中间有较好遮挡层的气层，采用不动管柱机械封隔器连续分层压裂工艺，压裂管柱结构一般（自上而下）为油管挂+外加厚油管+水力锚+Y344封隔器+滑套导压阀+Y344封隔器+外加厚油管+节流器+喇叭口。目前，本区已开展了十几次不动管柱机械分层（两层）压裂作业，全部获得成功，为本区进一步开展分层（两层及两层以上）压裂合层开采创造了有利条件。

（4）压裂施工主要参数

通过软件模拟，结合现场加砂压裂施工实践，本区上古生界石盒子组、山西组、本溪组主力气层的压裂施工主要参数总结如表1所示。

①前置液比例。前置液比例是压裂设计中的一个重要参数，前置液比例过大，滤失到地层的压裂液量大，对地层伤害加大，对低渗-特低渗储层尤为不利；前置液比例过小，前期造缝不充分，可能造成后期施工压力过高甚至砂堵。本区上古生界主力气层压裂施工的前置液比例控制在25.0%～35.0%，既能保证施工安全，又不会对储层造成较大的伤害；②施工排量。施工排量是压裂设计的关键参数，它会影响施工泵压和支撑裂缝的几何尺寸[2]。本区上古生界储层压裂施工的排量为2.6～3.4m3/min。一方面要确保加砂顺利进行，另一方面要合理控制支撑裂缝缝高。由于本区主要采用Φ73.0mm油管注入压裂方式，施工排量一般不超过3.5m3/min，要进行较大规模的加砂压裂，为提高施工排量，须采用Φ88.9mm油管注入，如 y3井山西组加砂 71m3，排量达到4.5m3/min；③加砂规模。本区对上古生界气藏压裂以适度加砂规模为主，加砂规模在25.0～45.0m3之间，对石盒子组、山西组等主力气层逐步开展大规模加砂试验，从目前的试气结果看，除y3井，均未见到与加砂规模对等的产气量。本区本溪组储层微裂缝较为发育，压裂施工过程中，压裂液滤失量大，极易砂堵，加砂规模控制在20.0～35.0m3之间。对于低渗-特低渗砂岩气藏而言，造长缝是提高压裂改造效果的关键因素[2,3]，而增大加砂规模是造长缝的主要措施。由于本区上古生界储层呈现整体横向的非均质性，砂体变化较快，因此，具体的加砂规模要综合考虑待施工井的产层物性及各种可能的具体影响因素后再最终确定；④平均砂比。本区石盒子组、山西组等储层，平均砂比为20.0%～25.0%；本溪组由于压裂施工过程中砂堵较为严重，一般控制砂比在22.0%以下。适当采用低砂比压裂工艺，以造长缝为主，能够降低施工难度，确保致密砂岩储层压裂改造的顺利进行。

（5）压裂配套工艺

①液氮伴注助排工艺。本区采取全程液氮伴注（顶替过程除外），提高压裂液的返排率，液氮伴注比例6.0%～9.0%，排量150～250L/min。延长油田上古生界气藏压力系数低，属于低压气藏，加砂压裂后仅靠储层自身能量难以实现快速彻底地排出破胶残液，采用液氮伴注助排工艺，可使压裂液的平均返排率达到80%以上，减小压裂液对储层的伤害；②强制裂缝闭合快速返排工艺。压裂车停泵后20～50min内开井，采用3mm油嘴放喷排液，当井口压力低于8MPa后，适当放大油嘴尺寸或用针形阀控制放喷，确保排液连续。在裂缝完全闭合前，返排液量不超过300L/min；裂缝闭合后，排量不超过600L/min。当停止自喷后，及时采用抽汲的方式继续进行诱喷，诱喷成功后用油管控制放喷排液，尽量减少压裂液在储层中的滞留时间。本区上古生界储层孔隙度低、渗透率低、压力低，具有较强的水锁伤害倾向[4]，压裂后采取强制裂缝闭合快速返排工艺，可以降低压裂液对地层的伤害和最大限度维持支撑裂缝导流能力；③支撑剂段塞工艺。支撑剂段塞工艺是指在泵注前置液的过程中[5]，以较低砂比的形式泵入一段或几段支撑剂，其目的是打磨裂缝、降低近井简效应。在本区上古生界部分储层压裂施工中，加入0.5～1.0m3中低密度陶粒，冲刷孔眼，降低孔眼摩阻。应用支撑剂段塞工艺，能够有效降低多裂缝等近井筒效应的影响，平滑裂缝，在一定程度上保证了顺利加砂的实现。

认识与建议

（1）加砂压裂工艺是延长油田上古生界气藏储层改造、增产上储的关键技术。从2006年以来，延长油田对上古生界气藏开展了近百井次的压裂改造，通过室内研究和现场实践，已形成一套储层压裂改造工艺，该工艺基本能满足延长油田上古生界气藏低成本勘探开发的战略目标。

（2）通过对压裂液体系的评价和分析，该有机硼延迟交联羟丙基胍胶压裂液体系能够满足延长油田上古生界气藏压裂改造的需要，但仍有改进的余地，建议优化压裂液添加剂种类，进一步降低压裂液的残渣含量；建议采用高效气井助排剂（如氟碳表面活性剂），进一步降低破胶液的表面张力，提高压裂液的助排性能；大部分地层水水型为CaCl2，对Ca2++ Mg2+含量较高的井层压裂时，建议换用其他类型的pH值调节剂（如NaOH），解决压裂液与地层水的配伍性问题。另外，建议根据不同储层岩石、流体的性质，优化出与之配伍的压裂液配方系列，进一步提高压裂液的效能。

（3）延长油田上古生界气藏本溪组压裂施工砂堵几率较高，建议根据储层地质特征，分析可能的砂堵原因，并采取有针对性的措施，如优化射孔段、前置液粉陶降滤、支撑剂段塞打磨裂缝、适当控制砂比、优化施工参数等，降低压裂砂堵风险，进一步提高本溪组压裂改造效果。

（4）延长油田上古生界气藏纵向上气层段多，且薄厚不均，建议完善、推广应用一体化的分层压裂工艺技术，实现一次施工压开多层，缩短作业时间、降低储层伤害、提高单井产量。

（5）延长油田上古生界气藏具有低孔、低渗、致密的特点，储层连续性差，非均质性强，建议开展小区域压裂效果与施工参数的类比分析、大规模加砂试验、支撑裂缝高度监测等措施，进一步优化压裂施工参数组合，实现施工参数与储层匹配，达到高效改造储层的目的。

[1]埃克诺米德斯 米卡尔J，诺尔特肯尼斯G.油藏增产措施[M].3版.北京：石油工业出版社，2002.

[2]刘兆江.低渗致密气藏压裂增产技术[J].断块油气田，2008，15（5）：103-105.

[3]孙勇，任山，王世泽.川西低渗致密气藏难动用储量压裂关键技术研究[J].钻采工艺，2008，31（4）：68-70.

[4]张智勇，丁云宏，胥云.低渗砂岩气藏压裂改造中水锁伤害的防治措施[J].油气井测试，2009，18（1）：58-59.

[5]沈建国，陆灯云，刘同斌.支撑剂段塞冲刷的水力压裂新工艺[J].天然气工业，2003，23（Z1）：96-98.

The upper paleozoic gas reservoirs in Yanchang Oilfields are characterized by the poor continuity,the rapid change of gasbearing sand-bodies,and the strong uneven property,and possess the typical features of low holes,low permeability,low pressure,low degree of richness and low production,so it is very difficult to apply the fracturing reform technology to the gas reservoirs.In recent years of natural gas exploration,after the continuous researches,tests and field uses,a series of fracturing reform technologies are summarized,which are adaptable to the upper paleozoic gas reservoirs of Shihezi group,Shanxi group,Benxi group and so on in Yanchang region,and thus getting the better effect after the field construction.Therefore,an explanation of fracturing reform technology is conducted from the following aspects like perforation technology,fracturing technology with sand,especially the confirmation of fracturing liquid system,supporting agent and construction main parameters,and fracturing collocation technology.Then,this reform technology has been analyzed and proved by the field construction state and the result of research in the room.Finally,some suggestions are presented aiming at the next step of fracturing reform work about the upper paleozoic gas reservoirs of Yanchang oilfields.

Yanchang gas fields;Ordos Basin;upper paleozoic gas reservoirs;lowest permeability;fracturing technology

王香增（1968-），男，高级工程师，博士后，目前主要负责延长石油(集团)公司所属资源（煤、石油、天然气、盐）的勘探、开发及能源的高效利用等方面的科研、设计、生产应用及管理工作。

2010-05-21