苏里格致密砂岩气藏直井缝网压裂适应性研究

苏里格致密砂岩气藏直井缝网压裂适应性研究

张大飞

(长城钻探工程公司 压裂公司，辽宁 盘锦 124010)

摘要：针对苏里格气田产量日益下降的趋势，提出了直井缝网压裂技术以提高单井产量.据此，首先从岩石的矿物组成与脆性指数、天然裂缝、水平应力差异及敏感性等方面对盒8、山1储层缝网压裂可行性进行了分析，苏里格储层岩石脆性矿物含量大于59.2%，脆性指数40～65，微裂缝部分发育，水平应力差系数小，且储层岩石水敏、速敏均为弱-中等偏弱，表明缝网压裂改造在地质上是可行的；接着，从流体黏度的选择、高低施工净压力的实现以及大排量施工作业等方面分析论证，表明缝网压裂在工艺上是行的通的，为苏里格致密砂岩缝网压裂的实施提供理论支撑；最后，在总结的基础上，给出了苏里格致密砂岩缝网压裂可行性建议方案：滑溜水+线性胶+冻胶混液油管注入，该方案对于苏里格气藏直井缝网压裂的现场实施具有重要的指导意义.

关键词：缝网压裂；致密砂岩；净压力；苏里格气田；混合液

中图分类号：TE142文献标志码：A

文章编号：1008-5564(2015)03-0109-05

收稿日期：2015-03-25

基金项目：陕西省教育厅专项科研计划项目(14JK1579)

作者简介：孙建英(1990—)，男，西安石油大学地球科学与工程学院硕士研究生，主要从事应用地球物理研究.

TheAdaptabilityStudyonNetworkFracturingofVerticalWellinDenseSandstoneinSuligeGasField

ZHANGDa-fei

(FracturingBranchofTheGreatWallDrillingCompany,Panjin124010,China)

Abstract：For the declining trend of gas production in Sulige gas field, the technology of network fracturing of vertical well was proposed to improve the single well production. Firstly, on the above basis, the feasibility of network fracturing in Box 8 and mountain 1 reservoir were analyzed from some aspects such as mineral composition of rock, brittleness index, natural fracture, horizontal stress difference and sensitivity and so on. In Sulige gas field, the brittle mineral content is more than 59.2%, the brittleness index is 40-65, micro cracks partly developed, horizontal stress difference coefficient is low, the water sensitivity and the velocity sensitivity of the rock reservoir belongs to weak and medium weak, all of these show that network fracturing is feasible in geology. Secondly, analysis and demonstration had been carried out from some aspects such as choice of fluid viscosity, implementation of high net construction pressure and large displacement construction and so on, all of above analysis show that network fracturing is feasible in technology and provide theoretical support for the implementation of network fracturing in dense sandstone in Sulige gas field. Finally, on the basis of summary, the scheme of the feasibility of network fracturing in dense sandstone in Sulige gas field was proposed by injection of slick water, linear gel and gel mixed liquid in tubing. The scheme has an important guiding significance for the implementation of network fracturing of vertical well in Sulige gas field.

Keywords：networkfracturing;densesandstone;netpressure;Suligegasfield;mixedliquid

致密储层盒8段、山1段是苏里格气田主力开发层系，与常规气藏相比，具有岩性致密、孔喉更细的特点.近年来随着勘探开发的不断深入，该区块储层物性逐年变差，单井产量明显下降，采用常规的开发技术已很难实现致密储层的有效开发.因此，通过借鉴国外致密油气藏改造的成功经验，深入分析苏里格致密砂岩力学和工艺条件，探索出适用于盒8段、山1段致密储层缝网体积改造技术，提高直井单井产量成为该区开发过程中急需解决的首要问题.

1缝网压裂技术

缝网压裂技术是新兴的、从页岩储层发展而来的体积压裂技术，通过大排量注入低黏流体，沟通天然微裂缝形成网状裂缝，具有增大储层体积，提高气藏泄流面积的优势.然而，该技术对改造储层地质力学及施工工艺条件有着严格的要求.胡永全、赵金洲等[1-2]研究认为，储层能否实现缝网压裂主要受到两方面因素的制约，第一，储层岩石力学特征为主的地质因素，主要包括岩石矿物组成及脆性指数、天然微裂缝或层理以及水平应力差异系数与天然逼近角等等；第二，工程技术因素，即压裂液黏度、施工排量、净压力等参数.因此，从这两方面开展苏里格致密砂岩气藏缝网压裂技术适应性分析，提出合理的致密砂岩气藏缝网压裂施工工艺技术.

2储层岩石特征分析

2.1岩石矿物成份含量与脆性指数

岩石的脆性很大程度上由岩石的矿物成份所控制，即由硅质和钙质与粘土之间的相对含量所决定.硅质和钙质含量越高，储层的脆性就越大，也就越容易在水力作用下形成裂缝网络.

通过室内实验测试，苏里格主力层位山1段石英含量60%，岩屑含量21.6%，长石含量3.1%，填隙物含量12.5%.盒8段下石英含量79.5%，岩屑含量9.4%，长石含量2.5%，填隙物含量6.3%.盒8段上石英含量59.2%，岩屑含量21.0%，长石含量5.1%，填隙物含量8.9%.三个层段填隙物主要为泥质与胶结物，具体见表1.与美国各盆地岩石矿物组成含量相比，苏里格砂岩石英含量明显较高，大于59.5%.

表1　苏里格砂岩与美国各盆地岩石矿物组成与含量对比

脆性指数是用来表征岩石脆性特征的无因次量，根据Rickman提出的采用弹性模量与泊松比的方法[3]计算岩石脆性指数为

(1)

式中：B—岩石脆性，E—杨氏模量，104MPa，σ—泊松比.

苏里格气田苏11主力层20块岩心岩石力学实验，单轴抗压强度都在20MPa以上，抗拉强度在2～12MPa之间.盒8段杨氏模量8 286.9～33 102.5MPa，平均20 694.7MPa；泊松比0.22～0.16，平均0.19；山1段杨氏模量10 780.6～43 294MPa，平均27 037.3MPa；泊松比0.20～0.12，平均0.16.根据式(1)计算岩石脆性指数结果如表2所示.

根据测井结果评价苏里格致密砂岩脆性指数，认为砂岩脆性指数范围为40～65.

结合测井及计算结果，可以得出苏里格砂岩为硬脆性地层，在进行储层改造时容易形成裂缝.

表2　苏里格砂岩与北美不同区块页岩岩石力学特征对比表

2.2天然裂缝发育

对于缝网压裂，天然微裂缝是诱导形成复杂网络裂缝的主因[1]，它可以降低分支裂缝开启所需要的净压力.天然裂缝性储层是天然微裂缝张开形成的力学条件，在施工过程中，裂缝内净压力在数值上至少大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和.

大量的岩心观察表明，苏里格气田苏东区块主要发育高角度裂缝、垂直裂缝.同时，广泛分布的低角度斜层理在一定程度上也有利于网状缝的形成.在显微镜下可见到微裂缝及破裂缝.

通过苏53区块储层全区域非均质能量扫描，如图1所示，可知盒8段、山1段均分布有北东和北西向的天然裂缝网，天然裂缝方位与水力裂缝方位处于有利角度.

因此，苏里格气田致密砂岩储层天然微裂缝部分发育.

图1　苏53区块盒8段、山1段天然裂缝网络在地层中的分布

2.3储层水平应力差与天然裂缝逼近角

要改变主裂缝的延伸轨迹，形成网状裂缝，主要受主裂缝与天然裂缝的夹角和水平应力差的大小这两个参数的控制.

Rahman等[3]研究认为，主裂缝与天然裂缝夹角为0～60°，水平应力差异系数为0～0.3时，水力压裂能够形成充分的裂缝网络；水平应力差异系数为0.3～0.5时，水力裂缝在高净压力时能够形成较为充分的裂缝网络；水应力差异系数大于0.5时，水力压裂不能形成裂缝网络.

图2　盒8层典型三轴应力-应变曲线

苏里格致密砂岩测试水平应力差为7.7MPa，计算抗张强度4.1～6.08MPa，平均为4.91MPa.最小水平应力值在50.43MPa左右，泥岩与砂岩的应力差在6.19MPa，最大、最小应力差异系数0.19～0.23.详见图2.

岩心测试表明，苏里格致密砂岩压裂裂缝延长方位NE69.8°～81.3°，与砂体走向垂直.测井测试，人工裂缝走向近东西向.结合图1可知压裂裂缝与天然微裂缝夹角处于有利角度.

因此，苏里格致密砂岩储层水平应力差异系数小于0.3，天然裂缝逼近角均处于有利角度，水力压裂施工时人工裂缝能够沟通天然微裂缝形成缝网.

2.4致密砂岩储层敏感性评价

苏里格气田共完成储层水敏实验8口井16个样品，实验数据表明：苏里格气田储层主体表现为弱-中偏弱水敏，水敏不会对气井产能造成大的影响.酸敏实验共完成4口井19个岩样，实验数据表明：储层岩石主体表现为无-弱酸敏.速敏实验共完成6口井11个岩样，其中弱速敏样品占45.5%，中～弱速敏样品占54.5%，实验数据表明：储层岩石主体表现为弱-中偏弱速敏.盐敏实验共完成6口井19个岩样，实验数据表明：储层岩石主体表现为无-中偏弱盐敏.

通过对目前收集到的资料数据进行分析，与形成缝网的地质条件指标进行比对，由表3可以看出，苏里格区块具备很多有利于形成缝网的地质条件，如果工程措施得当，是能够形成裂缝网络的.

表3　苏里格区块储层物性参数

3压裂施工工艺分析

要想实现缝网压裂，除了必须满足一定的储层岩石力学条件外，还需要有相应的施工工艺的配合施工.根据国外经验，缝网压裂具有低粘度、大排量、低砂比、大液量的施工特点，并充分利用了缝间干扰和暂堵技术以增加缝内净压力，形成复杂的裂缝网的压裂工艺.因此，压裂液体的黏度、施工规模以及净压力等都影响着缝网压裂的成功与否.

3.1压裂液黏度

ReugelsdijkLJL等[4]通过物理模拟研究认为以高排量注入或提高压裂液黏度可以提高施工净压力.KingGE[5]，胡永全等[1]研究认为流体黏度越低越有利于缝网的形成.表4[6]所示为裂缝形态与液体类型对照表，随着脆性指数的增大，形成的缝网更复杂，需要的液体体系粘度较小，液体用量需要增多，支撑剂用量减少，支撑剂浓度相应的也降低.

表4　计算所得岩石脆性指数与液体体系对照表

针对苏10区块储层特征以及储层改造的目的，既要实现形成复杂的缝网，又到达到横向上裂缝的延伸.同时，借鉴以往施工经验[7-9]，可考虑采用混合液压裂技术.首先注入高黏度流体造主裂缝，利用高黏流体低滤失高摩阻的特点，提高缝内净压力，增大裂缝扩展；其次，注入低黏流体，利用高滤失、大排量提高施工压力，沟通天然裂缝，通过低砂比加入粉陶，结合多级段塞技术，暂堵微裂缝实现转向造新缝，同时还能桥接裂缝网络；第三，注入较高黏度流体加段塞，降低滤失，提高液体造缝效率，增加井底缝网各处的裂缝宽度，并对裂缝壁面进行打磨，为后续的大粒径支撑陶粒的进入做好准备；最后，再次注入高黏度流体，进行连续加砂，支撑主裂缝，在缝内形成高的导流能力，进一步提高产能.

3.2施工净压力

净压力是压裂施工压力相对大小的表征，是压裂施工净压力与水平主应力差的比值.OlsonJE等[10]研究认为，净压力系数越高，天然裂缝对水力裂缝延伸形态的影响就越大，缝网就越复杂.翁定为等[9]研究认为，只要施工净压力大于应力差与岩石抗张强度之和就可以在岩石中产生新的分支缝.

针对苏里格地区微裂缝部分发育的特征，为确保裂缝内流体净压力能够满足天然裂缝的破坏和开启条件，有3种方法可以提高缝内净压力.第1种方法采用变排量施工的方法，施工期间，通过不断的改变施工排量和砂浓度控制不同尺寸的裂缝的延伸，高排量时大裂缝容易吸收更小的支撑剂而易形成砂堵，从而实现小裂缝的扩展和延伸；第2种方法注入高密度粉陶，结合多级段塞技术暂堵微裂缝实现转向造新缝，或者是采用端部脱砂的方式提高缝内净压力造新缝[11]；第3种方法就是利用暂堵剂缝内转向技术，提高施工净压力，开启新的分支裂缝.具体实施需根据具体井选择恰当的方法.

3.3施工排量

根据国外施工经验，缝网压裂普遍采用大排量施工，排量一般大于12m3/min.而苏里格气田直井普遍采取51/2″套管完井，为降低井筒摩阻，提高施工排量，只有采取51/2″套管注入和31/2″油管注入两种方式.如果采用套管注入，受套管头承压能力的限制以及井筒固井质量的影响，缝网压裂存在风险.因此，为保护套管，优选31/2″油管+封隔器注入施工.

根据本区块前期压裂施工经验，伴氮排量为0.1m3/min时，井口泵压会增加4～6MPa，延伸压力梯度按0.015～0.019MPa/m预测，滑溜水降阻率按70%计算，冻胶降阻率按50%计算，对31/2″油管注入(深度3 100m)进行了施工压力预测，结果见表5、表6.

表5　滑溜水施工压力预测结果

表6　冻胶施工压力预测结果

根据前面储层岩石力学分析，苏里格储层水平应力差小于 7.7MPa，抗张强度4.1～6.08MPa，设计裂缝延伸净压力4.5～13.7MPa.采用31/2″油管注入,KQ105MPa压裂井口，限压80MPa，且苏10区块破裂压力梯度一般小于0.016 5MPa/m.因此，滑溜水阶段设计排量为8m3/min，冻胶阶段设计排量为6m3/min可满足施工要求.

4结语

(1)从储层岩石力学和施工工艺两方面分析，缝网压裂在苏里格地区是可行的，只要采取合适的工艺技术完全有可能实现复杂的网络裂缝.

(2)由于苏里格储层天然微裂缝部分发育，所以要想实现缝网压裂还必须借助相关的配套技术，比如变排量泵注技术、暂堵剂缝内转向技术或端部脱砂技术等等.

(3)针对苏里格气田特殊的储层特征，借鉴过往的施工经验，建议采用滑溜水+线性胶+冻胶的混合液缝网压裂技术.

(4)考虑到套管的安全性，压裂管柱采用31/2″油管+封隔器分层施工.

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[责任编辑仲圆]

Vol.18No.3Jul.2015