中大型压裂技术在川西新场气田的应用

何 灿 许小强 卿明友

(1.中国石化西南石油局井下作业公司 2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院 3.中国石化西南石油局固井公司)

0 引言

新场气田上沙溪庙组(J2s)气藏发现于1990年，拥有天然气探明储量约540×108m3，分为JS21(A层)、JS22(AB层)、JS23(B层)、JS24(C层)四个气藏，其中，JS22和JS24以Ⅰ、Ⅱ类储量为主，占约73%，是新场气田浅—中层天然气的主要产层；JS21和JS23以Ⅲ类难动用储量为主，占约27%。整个J2s气藏Ⅰ、Ⅱ类储量占约49%，Ⅲ类难动用储量占约51%。JS21和JS23难动用储量开发动用程度低，要确保川西浅—中层天然气的稳产，在进一步开发JS22和JS24剩余储量的同时，必须加大对JS21和JS23难动用储量的有效开发。新场气田J2s气藏属低-中孔、低渗、致密、高压、非均质性气藏，储层岩石孔隙度和渗透率低，孔渗关系复杂，孔隙喉道细小，孔隙结构差，连通性差，单井控制的储量范围小，绝大多数井初产量很低，JS21和JS23气藏许多井甚至没有初产量，必须通过加砂压裂改造才能投产。但经10多年来的开发，JS22和JS24天然气储量丰度已明显降低，常规小规模压裂的增产效果明显变差，单井产能大不如前；JS21和JS23储渗物性条件比JS22和JS24更差，微裂缝更不发育，储层连通性更差，储量丰度和含气品位更低，单井控制的天然气储量更小，小规模压裂的增产效果更差，压后单井产量更低。因此，要实现新场JS22和JS24剩余储量及JS21和JS23难动用储量的有效开发，必须采用造长缝的中大型加砂压裂改造技术。

1 大型加砂压裂技术应用现状

国外大型水力压裂技术在致密砂岩油气藏开发中的应用始于上世纪70年代，到上世纪80、90年代已趋成熟。上世纪90年代中期以来，美国应用大型水力压裂技术开发了一批以Wattenberg气田为代表的致密气藏。Wattenberg气田储层岩石致密化程度高，孔隙度8%～12%，渗透率0.05mD。该气田采用大型压裂(砂量255m3)的气井，其水力裂缝半长可达1058m，压后单井产量是常规压裂井产量的3倍～5倍以上；T.M.Hopkins公司对美国棉花谷两口低渗气井采用的大型压裂技术，分别加砂达428.5t和605.4t；美国的Hugoton、Carthage等致密砂岩气田通过大型加砂压裂改造也获得天然气的商业性开发[1]。

国内的大型加砂压裂施工始于上世纪90年代后期，1999年，新疆油田首次对盆参2井进行了大型加砂压裂改造，加入陶粒60m3，入地液量692.5m3，压后获原油产量3.73t/d，获得的天然气产量比压前增加了20倍[2]。同年，中国石油西南油气田公司与美国安然公司CNPC合作，对四川八角场气田角58井、角41井、角59E井成功进行了大型压裂改造，分别加砂142m3、196m3、119m3，压后天然气产量分别由6.8×104m3/d、2.0×104m3/d和微产气量增加到28×104m3/d、39.9×104m3/d和8×104m3/d。使国内应用大型加砂压裂技术开发低渗致密砂岩气藏获得重大突破。此后，大型水力压裂技术又在四川磨溪气田、长庆上古生界气藏及中原油田深层致密砂岩气藏取得成功。2003年，中国石油西南油气田公司又对八角场气田须四段的角61B井等进行了大型加砂压裂施工，加入陶粒245t，入地液量925.27m3[3]。2004年，吐哈油田对红台204井进行了大型加砂压裂改造，加砂量100.6m3，入地液量772.6m3，压后获天然气初产量16×104m3/d，稳定输气产量9.6×104m3/d[4]。同年，胜利油田对梁家楼油田梁 112块特低渗透薄互层的一些油井进行了大型加砂压裂改造，压后获得了平均单井原油产量18.9t/d的良好效果[5]。2006年，华北油田对二连探区致密低孔特低渗油藏赛83X井和赛79井进行了大型加砂压裂改造，压后两口井分别获得原油产量40.2t/d和18.7t/d[6]。

2003年，中国石化西南分公司专门设立了针对新场上沙溪庙组JS23气藏难动用储量开发的大型加砂压裂技术研究专题，成功地进行了多口井的现场试验，并获得了良好的增产效果。近几年来，又不断完善和创新，加砂规模由专题研究期间的45m3～60m3不断增大到现在的100m3(川孝495)～155m3(川孝491)～200m3(川孝495-1)，压后天然气的增产稳产效果显著提高[7]。

2 新场沙溪庙组气藏大型加砂压裂改造难点

中大型加砂压裂加砂规模大(砂量可大于200m3)，施工作业时间长，要求压裂液必须具有较强的耐温抗剪切性，以确保其长时间施工的携砂能力；需要较大的施工排量以确保足够的造缝宽度和造缝长度，进而确保携砂液在缝中的顺利输运而不致发生砂堵。新场沙溪庙组气藏近年来部署的开发井多为斜井，而斜井的大型压裂则尤其如此。

2.1 压裂液滤失和返排困难对储层的伤害大

新场JS21和JS22气藏以酸敏性矿物绿泥石为主，分别达66.83%和90.30%，速敏性矿物伊利石次之，分别为13.44%和9.70%；JS23气藏以伊利石和绿泥石为主，分别达47.69%和39.81%，水敏性矿物蒙脱石则以伊/蒙混层形式出现，并高达10.17%；JS24气藏伊利石、绿泥石和水敏性矿物高岭石含量较高，分别达36.16%、29.02%和26.49%，伊/蒙混层相对较低，为8.33%。

储层粘土矿物中的蒙脱石会发生水化膨胀，膨胀后的体积急剧增大，使原本细小的孔隙喉道进一步减小，甚至完全堵塞，可将滤失进入孔隙的压裂液和孔隙中储集的油气封闭，引起严重的水锁伤害；附着于孔隙和喉道表面的伊利石微小颗粒，在缝内压裂液高速流动的作用下，会脱落而发生微粒运移，堵塞细小的孔隙喉道及微裂缝，使孔隙中储集的油气不能畅通地流向井筒，引起严重的速敏伤害；绿泥石含有大量的铁和钙镁成份，在压裂液破胶后的弱酸性环境，会产生二次沉淀而堵塞孔隙喉道和微裂缝，引起严重的酸敏伤害，影响天然气增产效果差。

另一方面，新场J2s气藏原始地层压力虽然较高，属异常高压气藏，但经10多年来的开发，地层压力已明显降低，给压裂液残液的返排带来很大困难，致使压裂液残液的返排率低(79井次的平均返排率为67.64%)，大量残液滞留在储层中，导致对储层严重的水敏和酸敏伤害，大大影响压后天然气的增产效果。

2.2 储层岩石致密化程度高使得水力裂缝延伸困难而容易发生砂堵

新场J2s气藏岩石的平均孔隙度9.65%，主峰值在8%～11%之间；平均渗透率0.176mD，主峰值在0.1mD～0.2mD之间。储层微裂缝发育部位，渗透率可达几个毫达西，微裂缝欠发育部位，渗透率又可小到0.001mD以下，表明新场J2s气藏储层渗透率的非均质性强，孔隙结构差，多为小孔-微喉，部分中孔-微喉。储层渗透率的非均质性和孔隙结构差对加砂压裂施工极为不利，当裂缝延伸进入微裂缝发育区时，压裂液滤失增大，影响主裂缝缝长和缝宽的有效延伸，致使携砂液泵送困难而导致砂堵。而且，岩石的杨氏模量和抗压强度很大，分别为1.03×104MPa～2.5×104MPa和58.1MPa～99.6MPa，而新场地区最小水平主应力也较大，在40.81MPa～46.40MPa范围，水力裂缝的延伸十分困难，大型加砂压裂改造的难度很大。

2.3 斜度井裂缝弯曲而诱发多裂缝，主裂缝延伸困难，施工难度大

新场J2s气藏绝大多数开发井都是部署在同一井场的大斜度定向井，且许多井的斜井段方位与该区最大水平主应力分布方向的夹角较大。由于水力裂缝在斜井段的最初起裂方向不受地应力控制，只与射孔方位相关而具有很大的随机性，因此，岩石破裂初期形成的裂缝方向与最大水平主应力方向不一致，但裂缝在延伸过程中却严格受地应力控制而最终会平行于最大水平主应力(垂直于最小主应力)，这就决定着裂缝从起裂到平行于最大水平主应力之前的延伸轨迹是成弯曲形态的(即裂缝在近井带弯曲)。裂缝的弯曲不仅会增大压裂流动摩阻(弯曲摩阻)，导致井口压力升高和施工难度加大，而且裂缝在近井带弯曲延伸很容易诱发多裂缝，而多裂缝对压裂液滤失分流作用比天然微裂缝更大，主裂缝缝宽和缝长延伸更加困难，达不到容纳设计加砂量的造缝体积，极易发生砂堵，致使大斜度井大型加砂压裂施工难度很大。

3 新场J2s气藏中大型加砂压裂工艺技术对策

3.1 优选压裂液体系

针对中大型压裂施工时间长和新场J2s气藏压裂改造中的储层伤害大的难题，在模拟J2s气藏温度和压力条件下，对组成压裂液配方的主要添加剂进行了实验优选，重点优选了稠化剂、粘土稳定剂(防膨剂)、助排剂、胶联剂和破胶剂等添加剂种类和使用浓度，优选获得的压裂液配方体系携砂能力强，防膨性能好，表面张力低，施工降摩阻低，伤害性低，岩心渗透率平均伤害率只有23%，比常规压裂液伤害率30%-50%低。在优选破胶剂用量方面，主要采用了快速同步破胶技术，满足了压后快排强排液工艺对破胶速度的要求。

3.2 采用高效强排快排液工艺

针对新场J2s气藏储层敏感性伤害和经10多年开发后的地层压力已明显衰减而排液困难的问题，采用液氮拌注工艺，以通过液氮在地层中形成泡沫而体积膨胀来增大排液的驱动压力，加速压裂液残液快速而彻底返排；并在确保冻胶压裂液快速破胶的前提下，采取施工结束后立即开井用大油嘴排液的快排强排工艺，以加快排液速度，缩短压裂液残液在地层中的滞留时间，提高残液返排率，降低残液在地层中的滞留量，进而降低压裂液残液对储层的伤害。而且，采用尾追纤维支撑剂排液工艺，即在加砂的尾期阶段拌入纤维支撑剂，通过纤维的高度缠绕将支撑剂包裹成团而不致被高速流动的残液带出缝口，进而防止了支撑剂的回流，消除了安全隐患。

3.3 针对斜井压裂中裂缝弯曲和多裂缝问题采用针对性的压裂工艺

针对新场J2s气藏储层天然微裂缝和斜井多裂缝对压裂液滤失分流及斜井水力裂缝在近井带弯曲致使主裂缝延伸困难而容易砂堵的难题，采用在前置液阶段拌入小粒径陶粒粉砂工艺，防止了压裂液的滤失分流，并采用大排量施工工艺(≥5m3/min～6m3/min)，以促使主裂缝缝宽和缝长的有效延伸而防止砂堵。采用在前置液中拌入低浓度支撑剂段塞工艺，以冲蚀近井带窄小而弯曲延伸的主裂缝，降低压裂液流动阻力(摩阻)。通过采用这些工艺，有效解决了原来小规模加砂压裂容易砂堵的难题，大大降低了砂堵的几率和压裂液的滤失，确保了大型加砂压裂施工的成功率和降低了压裂液滤失带来的储层伤害。

4 中大型压裂技术在新场沙溪庙组气藏开发中的应用效果

针对新场J2s气藏大型加砂压裂改造的难题而采用相应的工艺技术对策之后，显著提高了加砂压裂施工的成功率，降低了储层伤害，并获得了工艺技术上的不断改进和完善，加砂规模也从原来的45m3～60m3增加到了目前的100m3以上，甚至能成功完成155m3(CX 491井)和200m3(CX 495-1井)的特大型加砂压裂施工，压后天然气增产效果得到了显著提高。表1是近年以来新场J2s气藏大型压裂与小规模压裂增产效果的统计对比情况。

表1 新场J2s气藏小规模压裂与中大型压裂增产效果对比表

由表1可见，采用中大型压裂的平均单层增加天然气无阻流量显著高于小规模压裂的平均单层增加无阻流量。新场JS21和JS23采用小规模压裂施工43层次，总增加天然气无阻流量71.4143×104m3/d，平均单层增加无阻流量仅1.6608×104m3/d，平均增产倍数9.1倍。JS22和JS24采用小规模压裂施工66层次，总增加天然气无阻流量226.2806×104m3/d，平均单层增加天然气无阻流量3.4285×104m3/d，平均增产倍数12.6倍。JS21和JS23气藏采用中大型压裂施工25层次，增加天然气总无阻流量190.7655×104m3/d，平均单层增加天然气无阻流量7.6306×104m3/d，平均增产倍数达27.6倍，是小规模压裂平均单层增产倍数的3倍。JS22和JS24气藏采用中大型压裂施工51层次，总增加天然气无阻流量486.6666×104m3/d，平均单层增加天然气无阻流量9.5425×104m3/d，平均增产倍数19倍，是小规模加砂压裂平均单层增产倍数的1.5倍。表明大型压裂的造缝长度大，沟通的天然气储渗区域大，供气半径大，故增产效果显著。

5 认识与结论

(1)新场上沙溪庙组气藏储层岩石低渗致密，储渗物性差，孔喉细小，孔隙结构差，连通性差，单井控制范围小，天然气初产量低，绝大多数开发井都需要加砂压裂改造才能投产。但经10多年来的开发， J2s气藏储量品位或丰度已显著降低，小规模加砂压裂改造效果已明显变差,必须采用中大型加砂压裂改造才能有效提高单井天然气的增产效果和延长稳产期。

(2)新场J2s气藏储层粘土矿物含量高，敏感性强，储层孔渗性的非均质性强，在微裂缝发育带和斜井多裂缝发育的近井带，压裂液滤失量大；随着天然气开发程度的增加，地层压力已明显降低，压后压裂液残液返排困难，返排速度和返排率低，压裂液滞留地层量大，给储层带来的水锁、酸敏等敏感性伤害严重。优选性能优良的添加剂和采用液氮拌注助排、快速同步破胶、快排强排液和尾追纤维防出砂等工艺技术能有效提高压裂液的返排速度和返排率，降低压裂液对储层带来的严重伤害，显著提高支撑裂缝的导流能力，进而提高天然气的增产稳产效果。

(3)斜井水力裂缝的起裂方向不受地应力控制而具有很大的随机性，但在裂缝延伸过程中却严格受地应力的控制而平行于最大水平主应力。因此，斜井水力裂缝在近井带弯曲，并容易诱发多裂缝而导致压裂液的大量滤失，使得在裂缝延伸端口处没有足够的压裂液聚集而蹩起足够的裂缝延伸压力，裂缝宽度和缝长延伸困难，致使近井带裂缝窄小而极易发生砂堵。采用在前置液中拌入小粒径粉陶降滤和低浓度支撑剂段塞冲蚀及大排量施工工艺，能有效降低压裂液的滤失，确保主裂缝的有效延伸和降低裂缝在近井带的弯曲，有利于大携砂液量的长时间输运，进而确保大型加砂压裂施工的顺利进行。

(4)中大型加砂压裂造缝长度大，沟通的天然气储渗富集区域大，泄气面积或供气半径大，因此，增产效果远比小规模压裂显著，经济效益可观，是解决新场J2s低孔渗致密气藏天然气剩余储量和难动用储量有效开发的关键技术手段，具有良好的推广应用前景。

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