体积压裂在大牛地致密砂岩储层水平井的试验应用

李月丽，何 青，秦玉英，徐兵威，李国锋，张永春

(中国石化华北分公司工程技术研究院,河南郑州 450006)

1 大牛地气田概况

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部，上古生界自下而上发育着太1、太2、山1、山2、盒1、盒2和盒3七套气层，埋深2 500～2 900 m，平均孔隙度为8.46%，平均渗透率0.78×10-3μm2，平均含气饱和度57%，平均压力系数0.92，属典型的低孔、低渗、低压储层。

2012年，大牛地气田大8～大10井区盒1、太2储层采用水平井多级管外封隔分段压裂工艺获得显著改造效果，平均单井无阻流量9.5×104m3/d，单井最高无阻流量34.1×104m3/d，成为中国石化首个以水平井开发建成的10亿方产能建设区，实现了大牛地气田水平井开发的规模化和工业化推广应用，同时为大牛地气田难动用储量的有效动用提供了有力的技术支撑。

为进一步提高大牛地气田的储量动用程度，加快华北分公司天然气开发的步伐，评价体积压裂理念在大牛地气田致密砂岩储层应用的可行性，本文开展了裸眼水平井段内多缝体积压裂研究及现场应用试验。

2 体积压裂理论

体积压裂是指在水力压裂过程中，实现储层在长、宽、高三维方向的全面改造，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。

体积压裂理论的内涵可概括为以下三点：①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，将可以渗流的有效储层打碎，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，压裂形成剪切缝，大量剪切缝交叉形成裂缝网络；②采用多种方法在有限的井段内增加水力裂缝条数(天然裂缝也可能开启)，这些裂缝累积控制的泄流体积随着裂缝的条数、缝长、缝宽、缝高等因素变化而变化(段内压裂多条裂缝，压裂形成张性缝)；③利用储层两向水平应力差值与裂缝延伸净压力的关系，实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石抗张强度之和(即两次破裂压力之差)，形成以主缝和分支裂缝相组合的网络裂缝[1-6]。

大牛地气田储层岩石的弹性模量小于3.0×104MPa，泊松比小于0.3，其水平应力差异系数为0.39，岩石以张性破裂为主。因此，第二种体积压裂模式适合于大牛地气田，即采用多种方法在有限的井段内增加水力裂缝条数，其累积控制的泄流体积随着裂缝的条数、缝长、缝宽、缝高等的增加而增加，从而使得裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，达到改造体积最大化的目的。

3 体积压裂实施控制技术

经过近年的探索和攻关，多级管外封隔分段压裂工艺已成为大牛地气田致密砂岩储层水平井应用成熟的水平井分段压裂工艺。为了进一步提高单井产量，降低开发成本，大牛地气田探索试验了致密砂岩气藏体积压裂实施控制技术——水平井段内多簇压裂技术，该技术是将水平井段内裂缝转向技术与裸眼预置管柱完井技术有机结合，并应用专用暂堵剂在压裂施工过程中暂堵已加砂缝，从而造出新的裂缝，以此不断地增加裂缝条数。

该技术的关键在于每次投送暂堵剂的数量及每条裂缝的规模控制和裂缝间距的控制。

3.1 实施方法

水平井段内多簇压裂控制技术的实施方法是在压裂施工过程中，实时地向地层中加入高强度水溶性暂堵剂，该剂为粘弹性的固体小颗粒，遵循流体向阻力最小方向流动的原则，暂堵剂颗粒进入地层中的裂缝或高渗透层，在高渗透带产生滤饼桥堵，可以形成高于裂缝破裂压力的压差值，使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化，最终在两个封隔器之间形成多簇裂缝。压裂施工结束后，产生桥堵的暂堵剂将溶于地层水或压裂液，实现段内先前封堵裂缝的开启，增加水平井各段改造体积。

3.2 暂堵剂主要性能评价

水平井段内多缝压裂过程中使用的暂堵剂在施工过程中起着关键作用，其抗压强度和溶解性能等直接关系着压裂施工的成败和压裂改造效果的好坏。

3.2.1 抗压强度性能评价

(1)分散态突破压力测试。实验使用A、B、C、D四个岩样分别测定压实后滤饼厚度为5、1、0.5、0.7 cm的突破压力；暂堵剂的使用量采用排开体积计量，用80 ℃的压裂液浸泡3～5 min后开始测试。表1说明当模拟压实后滤饼厚度1 cm和5 cm时，分散态暂堵剂通过二次交联形成封堵滤饼，突破压力分别为23 MPa和44 MPa；当模拟压实后滤饼厚度小于1 cm时，分散态暂堵剂不能形成有效的封堵滤饼，并随着驱替不断溶解流出。

表1 分散态突破压力测试结果

(2)胶结态突破压力测试。鉴于分散态暂堵剂的突破压力实验结果，此次实验采用将暂堵剂溶解后风干的方法，制成厚度为0.9 cm和0.5 cm的滤饼，分别使用D、E两个岩样进行突破压力的测试。表2说明暂堵剂一旦形成滤饼后，突破压力就很高，滤饼厚度达到或超过0.9 cm就很难突破。这说明暂堵剂在胶结态情况下，其厚度大于或等于0.9 cm时23 MPa不能突破，厚度在0.5 cm时其突破压力为12.3 MPa，突破压力梯度为大于2.175 MPa/mm。

表2 胶结态突破压力测试结果

3.2.2 溶解性能评价

压裂施工结束后，封堵裂缝的暂堵剂的溶解性能以及溶解时间对压裂改造效果起关键作用。实验测试暂堵剂在不同溶液介质中的溶胀时间，结果表明暂堵剂在3.3小时后完全溶于压裂液(图1)。说明该暂堵剂在压裂液中溶解性能较好，不会对储层造成新的伤害。

图1 80℃下暂堵剂在不同溶液中的溶解曲线

4 体积压裂实施效果评价

大牛地气田应用体积压裂共实施了两口井，均获得了较好的改造效果，本文以A井为例进行详细评价。

A井是部署在鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1气层的一口水平井，录井显示该井的水平段总长度为1 215 m，钻遇砂岩总长度为1 215 m，占水平段总长度的100%；钻遇具有全烃显示的砂岩总长度为884 m，占水平段总长度的72.76%；钻遇泥岩段总长度为0 m；最大全烃净增值63.4%，平均全烃净增值13.5%；岩性主要为岩屑砂岩，物性相对较好，平均孔隙度为11.11%，平均渗透率为0.80×10-3μm2。

A井为裸眼预置管柱完井，采用多级管外封隔分段压裂工艺投产。根据断裂力学理论，即水力裂缝总是从物性好、断裂韧性低、闭合应力低、破裂压力低、抗张强度低的井段优先起裂，并综合测、录井显示结果、随钻伽马成果、物探AVO数据和反演剖面综合分析、岩石力学参数解释成果、破裂压力剖面分析，对A井设计了7段17簇裂缝。

A井于2012年11月3日进行压裂，成功实施了7段17簇的压裂施工，累计入地压裂液5834.1 m3，累计加入陶粒665.0 m3。2012年12月4日进行求产作业，累计排液3 165.9 m3，返排率53.7%，油压9.8 MPa，平均日产气量6.9×104m3，平均日产液24.8 m3，氯根7 600 mg/L，无阻流量11.1×104m3/d。

将单段内三簇裂缝的施工数据进行净压力拟合分析，结果表明后续两簇压裂时，前置液阶段的净压力分别较前簇压裂的压力上升了2.1 MPa和4.6 MPa，破裂压力梯度分别为0.0125 MPa/m、0.0134 MPa/m、0.0152 MPa/m，这表明A井段内多簇分段压裂成功实现了裂缝转向。此外，将A井与同层位的两口邻近水平井的压后效果进行比较，邻井B井的无阻流量为6.2×104m3/d，邻井C井的无阻流量为2.9×104m3/d，A井的压后无阻流量是邻井的1.8～3.8倍，由此可见，A井采用多簇分段压裂技术施工后，取得了明显的改造效果，实现了体积压裂改造，提高了单井产量。

5 结论与建议

(1)大牛地气田体积压裂主要是通过增加水力裂缝条数来增加裂缝壁面与储层基质的接触面积，达到增加改造体积的目的。

(2)大牛地气田体积压裂主要实现手段是裸眼水平井段内多簇压裂技术，即将水平井段内裂缝转向技术与裸眼预置管柱完井技术有机结合，并应用专用暂堵剂在压裂施工过程中封堵已加砂缝，开启新的裂缝，增加裂缝条数。

(3)裸眼水平井段内多簇压裂技术应用的暂堵剂室内性能评价实验结果表明，该暂堵剂封堵性能好、承压能力高，且可完全溶于压裂液，能够达到段内开启多簇裂缝的目的。

(4)大牛地气田体积压裂现场应用效果表明：A井压后无阻流量达11.1×104m3/d，是邻井的1.8～3.8倍，取得了明显的增产改造效果。

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