非常规气藏增产改造与监测技术实践

王素兵 叶登胜 尹丛彬 李国庆 罗炽臻

中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司

非常规气藏增产改造与监测技术实践

王素兵 叶登胜 尹丛彬 李国庆 罗炽臻

中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司

王素兵等.非常规气藏增产改造与监测技术实践.天然气工业，2012，32（7）：38-42.

非常规油气藏必须经过增产改造方能投入有效开发，但目前却存在增产改造范围有限、封隔难度大、改造针对性不强等技术瓶颈。为此，针对这些技术难题，四川油气田通过持续技术攻关和对引进技术的消化吸收，初步形成了适应不同类型非常规油气藏储层的增产技术系列，即：①非常规储层机械分层（分段）改造技术系列；②水平井分段改造技术系列；③页岩气藏体积压裂技术；④非常规储层增产改造裂缝监测技术。这些新技术有效地解决了制约非常规油气藏增产改造的技术难题，取得了良好的应用效果，为国内非常规油气藏增产改造提供了强有力的技术支撑。

非常规天然气藏 储集层 特征 增产改造 监测技术 系列 应用 四川油气田

1 非常规油气藏储层基本特征

与常规油气藏储层相比而言，非常规油气藏油气资源在成藏条件、岩性、物性特征，油气赋存状态既有相似之处，又有较大的差别，具有以下基本特征［1］：①储层品味低，非常规储层普遍具低孔、低渗、超低渗、含油气丰度低、自然产能低的特点；②储层类型复杂，非常规油气藏既包含致密砂岩、碳酸盐岩、火成岩，又包括页岩、煤层以及油砂等；③储层岩性、岩相、矿物成分组成类型复杂多样，变化快；④储层一般具纵向上非均质性，横向上连续性差特点；⑤砂体发育多变，特别是对于致密砂岩气藏而言透镜状砂体占很大比例且纵向上多砂体发育。

2 非常规气藏增产改造的难点及对策

2.1 增产改造面临的难点

面临的难点：①纵向上多产层发育，储层立体改造难度较大；②致密砂岩气藏面临产量低和衰减快的问题，大范围改造难度较大；③致密砂岩、页岩气资源中，裂缝作为储集空间，最大限度沟通裂缝系统难度较大；④水平井、其他特殊井眼井增产改造分隔难度大；⑤非常规气藏特别是页岩气压裂裂缝延伸情况极为复杂，为设计的优化提出了极大地挑战。2.2 初步技术对策

技术对策为：①采用分层（段）改造技术，提高纵向上的小层动用程度；②采用大型增产改造技术，最大限度提高致密低渗储层的改造体积；③针对页岩气增产改造采用“大液量、大排量、低砂比”辅以分簇射孔的“体积改造”技术；④采用裸眼水平井封隔器、可钻桥塞、连续油管带底封等机械封隔方法以及水力喷射分段等分隔方法来提高水平井、其他特殊井眼井改造的针对性；⑤采用包括微地震、地面、井下测斜仪等裂缝监测手段来实时评价裂缝延伸动态，从而优化压裂作业的参数。

3 非常规气藏增产改造技术的应用

3.1 致密气藏增产技术及应用

3.1.1 致密多产层气藏分层改造技术

3.1.1.1 封隔器带滑套分层压裂技术及应用

针对纵向上多层系储层，开展了不动管柱连续分层压裂工艺技术研究和现场规模化应用。该技术通过封隔器带喷砂滑套，在压裂过程中通过投球打开喷砂滑套的方法实现快速转层达到分层压裂，并进行压裂后合层开采的目的。该技术的成功应用实现了非常规储层的立体、高效开发。与常规逐层压裂相比，缩短了作业时间，降低了压裂作业成本。2009—2011年6

月底，该技术大规模推广应用累计680余井次，最多分压5层（段）。图1为不同分压层段所占比例统计结果。

图1 分压不同层（段）统计结果图

3.1.1.2 连续油管带底封喷砂射孔环空多级压裂及应用

连续油管带封隔器环空分级压裂技术是目前国外较新研发的一种既能实现大规模改造，又能达到分层压裂、精细压裂的一种新型分级压裂技术［2］。

工艺技术特点为：①该技术通过连续油管带喷射工具和定位器进行定点喷砂射孔实现了薄层精细压裂；②通过上提下放多次坐封解封的封隔器在理论上可以实现无限级次压裂，现场转层操作灵活可靠，施工周期短；③将连续油管起出井口后即具备生产条件，可实现多层直接测试投产，且井筒清洁，便于后期修井作业；④该技术可适用于直井、大斜度井、水平井分级压裂。

工艺流程为：①连续油管定位；②通过连续油管进行喷砂射孔；③反循环洗井；④进行该层的压裂施工；⑤施工后，上提连续油管解封封隔器，再次定位进入下一层后，下放坐封封隔器，开始进行次一层施工。以此步骤完成所有层段施工后，上提连续油管出井口。

该技术在西南油气田HC构造现场先导性实施7井次，46层次，注入地层支撑剂总量822.63 t。从现场实施情况来看，该工艺操作简单、转层迅速。平均转层时间为23 min，最少转层时间仅为5 min。现场应用情况与效果见表1。

3.1.1.3 水力喷射分段改造及应用

水力喷射是目前先进的分层、分段增产改造工艺之一。中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司（以下简称川庆井下作业公司）通过自主研发，开发出水力喷射工具，现场应用效果良好。

表1 连续油管带底封分级压裂现场实施情况与效果表

工艺特点为：①井下工具简单，不需要机械封隔，能够自动隔离，可用于裸眼、套管完井，同时可适用于直井、斜井、水平井；②一次管柱可进行多段改造，施工周期短，有利于降低储层伤害；③定向喷射、造缝准确，对薄互层、含水关系复杂井增产改造优势明显；④该工艺施工程序简单，易于操作；⑤可采用不动管柱、动管柱（油管、连续油管拖动）喷射施工。

自主研发的水力喷射技术共进行了21口井水力喷射先导性增产施工，其中加砂压裂6井次，喷射酸化15井次，单井喷射最多达15段，单井最大加砂量102.55 m3、单段最大加砂51.3 m3、最高砂浓度819 kg／m3，单井最大用液量895.5 m3。水平井中应用10井次、直井与斜井中应用11井次。施工成功率100%，单井平均增产天然气16.7×104m3／d。

3.1.2 水平井裸眼封隔器分段改造技术与应用

川庆井下作业公司自主研发出水平井裸眼分段增产改造工具，填补了国内空白，打破了国外垄断，为提高非常规油气藏单井产量、降低开发成本，提供了技术支撑和有力保障，具有重要而深远的意义。

3.1.2.1 技术指标

3.1.2.2 现场推广应用情况

1）整体应用情况

从2010年开始到目前，该工具现场累计完成46井次290段作业，施工成功率、有效率均达100%。单井最多分段达12段、最大下入井深5 880.0 m、水平段最长1 310.0 m，单井最大加砂量450.8 m3、最大注液量4 498.1 m3。平均单井测试天然气产能达23.51×104m3／d，增产效果明显。图2为该工具现场应用情况统计。

图2 水平井裸眼分段改造技术应用情况统计图

2）典型井应用情况

其应用情况如表2所示。

3.1.3 水平井电缆传输射孔（或连续油管喷砂射孔）

＋可钻桥塞分段压裂酸化及应用

3.1.3.1 工艺原理

该工艺技术是用连续油管或电缆将丢手＋射孔枪（或喷砂射孔工具）＋桥塞工具串送到水平井施工段位置，然后坐封桥塞—射孔—加砂压裂。如此重复，可以实现对水平井无限多段的增产改造，施工完成后，下连续油管钻开所有桥塞，放喷排液。

3.1.3.2 工艺流程

①第一段采用油管（或连续油管、电缆）传输射孔，提出射孔枪；②第一段施工；③凝胶冲洗井筒；④用连续油管或液体泵送电缆将射孔枪（连续油管带喷砂射孔工具＋桥塞工具入井）；⑤座封桥塞，射孔工具与桥塞分离，桥塞试压；⑥拖动连续油管或电缆带射孔工具至射孔段，射孔，提出电缆（连续油管带喷射工具可不提出井筒）；⑦施工第二层，重复步骤④～⑦，实现多层分段改造。压后用连续油管磨铣钻掉桥塞，合层排液求产。

表2 水平井裸眼封隔器现场应用典型井情况表

3.1.3.3 现场应用实践

水平井电缆传输射孔（或连续油管喷砂射孔）＋可钻桥塞分段压裂工艺技术在四川盆地水平井中实施5井次、45层次。其中电缆传输射孔＋可钻桥塞分段压裂4井次，连续油管喷砂射孔＋可钻桥塞分段压裂1井次，施工成功率达100%。表3为现场实施具体情况。

3.2 页岩气藏体积压裂先导性试验

页岩气藏勘探开发潜力巨大，因其储层物性差、孔隙度和渗透率低，需要应用水力压裂技术才能获得经济开采，裂缝网络是获得工业性气流的关键。国外的研究成果表明：页岩气储层具有改造体积越大、增产效果越好的特点，且压裂裂缝不再是单一的对称裂缝，而是形成裂缝网络，由此产生了体积改造的理念［3－4］。

表3 水平井可钻桥塞分段压裂现场实施情况表

3.2.1 页岩气体积压裂技术

体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。由于页岩气低孔、低渗、岩石脆性系数高、储层发育有天然裂缝。这些特性，决定了页岩气井特别适应于大规模体积压裂［5－9］。

3.2.1.1 压裂工艺

在分簇射孔的基础上，应用滑溜水压裂液，采用大液量、大排量的施工参数，形成网状裂缝，沟通地层天然微裂缝，用低砂比、段塞式加砂转向、桥接网状裂缝。

3.2.1.2 工作液体系

页岩气压裂一般采用滑溜水体系，配方组成通常为：清水＋降阻剂＋黏土稳定剂。

3.2.1.3 分簇射孔

为了提高页岩气改造效果，形成更大体积的网络裂缝系统，射孔方式一般采用分簇射孔。一般分4～6簇射孔，每簇5～6孔。

3.2.1.4 页岩气水平井分段压裂

采用可钻桥塞＋喷砂射孔（或电缆传输射孔）分段压裂技术：连续油管带喷砂射孔工具及桥塞（或电缆传输射孔＋可钻桥塞），对预定层段进行分簇喷砂（或电缆射孔传输射孔）并坐封桥塞，然后进行套管压裂。压裂完所有层段后，下入钻磨工具钻除所有桥塞，气井投产。

3.2.2 页岩气体积改造现场应用实践

中国石油在四川威远—长宁地区、云南昭通地区共进行了12口井、42层（段）次页岩气体积改造。其中直井9口井（17层次），水平井3口井（25段）施工，平均单层（段）用液量达1 845.2 m3。部分井现场应用情况如表4所示。

表4 页岩气增产改造现场实施情况及效果表（部分井）

3.3 压裂裂缝监测技术应用

非常规储层特别是页岩气井实施压裂改造措施后，需要有效的方法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，以实时改进与优化页岩气藏后续压裂增产作业程序与评价其效果。

目前利用井温测井、地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术，可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络，确定裂缝的高度、长度、倾角及方位，评价压裂作业效果，实现非常规储层增产改造的最优化。

3.3.1 井温测井应用

在D4井页岩气压裂过程中应用了该项技术，通过井温测井分析（图3），得到了裂缝在高度上的延伸情况。主压裂时压裂缝顶端至1 990.3 m，压裂缝向上延伸45.7 m（射孔井段顶2 036 m）。

3.3.2 微地震监测技术应用

在D1井压裂过程中进行了微地震监测，通过对监测资料分析，得到了压裂裂缝波及的体积（图4）。为后续增产优化与效果评价提供了依据。

4 结论与建议

4.1 结论

1）非常规气藏具有储层复杂、岩性致密、单井产量低、稳产能力差，采收率低，前期开发成本相对较高等特点。

2）通过近年来的持续技术攻关与技术引进，非常规储层增产改造技术无论在设计水平、配套工具还是工作液体系都有了长足的发展。初步形成了适应于不同储层类型、不同井眼条件的工艺技术。

图3 D4井压后井温测井曲线图

图4 D1井微地震监测结果图

3）自主研发出的水平井裸眼封隔器，填补了国内空白，打破了国外垄断。该工具可靠性高，现场应用成功率100%，与国外同类工具相比成本更低，为非常规油气藏大规模水平井开发提供了技术保障。

4）针对非常规储层增产改造目前有些技术尚处在先导性试验阶段，须进一步加强研究与完善。

4.2 建议

1）从目前技术发展来看，还需要进一步加强储层综合评价和储层改造机理等基础研究，加速针对非常规储层改造低伤害新材料研发及推广应用，加快增产改造配套工具（特别是针对水平井等特殊井眼井配套工具）的研制。

2）目前裂缝监测评价手段单一，应强化包括测斜仪及微地震波等裂缝诊断技术的应用，以此来提高非常规储层改造的优化水平与针对性。

3）建议开展非常规油气藏大型、超大型改造地面施工技术与配套研究。

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［2］钱斌，朱炬辉.连续油管喷砂射孔套管分段压裂新技术现场应用［J］.天然气工业，2011，31（5）：67-69.

［3］吴奇.增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论［J］.天然气工业，2011，31（4）：7-12.

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（修改回稿日期 2012-05-02 编辑 韩晓渝）

10.3787／j.issn.1000-0976.2012.07.009

王素兵，1972年生，高级工程师，工程硕士；主要从事油气藏增产改造技术研究工作。地址：（610051）四川省成都市二环路北四段瑞丰巷6号。电话：（028）86019010。E-mail：wangsubing007＠163.com