致密砂岩气藏压裂工艺技术新进展

黄力，陶祖文，李海昆

（中国石化西南石油工程有限公司井下作业分公司，四川德阳618000）

致密砂岩气藏压裂工艺技术新进展

黄力，陶祖文，李海昆

（中国石化西南石油工程有限公司井下作业分公司，四川德阳618000）

致密砂岩气是一种重要的非常规能源，但致密砂岩储层属于低孔低渗地层，在压裂增产改造过程中存在诸多问题。本文通过文献调研，从致密砂岩气藏地质特征出发，剖析了致密砂岩气藏压裂过程中存在的主要技术难点，并对当前致密砂岩气藏主流压裂技术进行了对比分析。结果表明，水平井裸眼滑套分段压裂和水平井无限级滑套分段压裂工艺技术最具发展前景。同时，建议将现有的致密砂岩气藏压裂工艺技术与CO2泡沫压裂、N2增能压裂等低损害压裂技术相结合，以达到压裂施工过程中储层保护的目的。

致密砂岩；水力压裂；裸眼滑套分段压裂；无限级滑套分段压裂；储层保护

2014年下半年以来，国际油价呈断崖式下跌并持续低位运行，但是世界范围内对以天然气为代表的清洁能源的需求却在逐渐增加，其中非常规天然气资源开发正日益受到世界各国政府和能源公司的重视。按照Holditch[1]著名的“资源三角”划分，致密砂岩气是非常规天然气资源的重要组成部分。1973年，美国联邦能源委员会（FERC）将地层渗透率为0.1×10-3μm2的砂岩气藏定义为致密砂岩气藏[2]。2014年，全国石油天然气标准化技术委员会提出了致密砂岩气藏标准（GB/ T30501-2014）[3]。从世界范围看，致密砂岩气资源主要分布在北美、前苏联、中国等国家和地区，其可采储量为（10.5～24）×1012m3。国内，致密砂岩气资源主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地以及渤海湾等盆地，可采储量高达（8～11）×1012m3，开发潜力巨大[4-6]。

1 致密砂岩气藏地质特征

从成藏条件分析，中国已发现的致密砂岩气藏，其烃源岩绝大多数为煤系。例如，鄂尔多斯盆地上古生界石炭系-二叠系煤系烃源岩、四川盆地须家河组煤系烃源岩以及库车坳陷侏罗系煤系烃源岩等[5，7]。从分布特征分析，致密砂岩气藏储层分布较为广泛，主要类型包括三角洲前缘、前三角洲以及湖湘致密砂岩体等，在横向展布上表现出明显的广覆性，具有含气面积大，局部富集的特点，并且气水边界较为模糊[8]。在纵向展布上，表现出叠合性，生储盖组合具有“三明治”结构，以垂向运移成藏为主[9]。从圈闭类型分析，致密砂岩气藏具有构造圈闭气藏、岩性圈闭气藏以及复合圈闭气藏等多种类型[10-13]。

同时，致密砂岩储层矿物组成以岩屑砂岩为主，矿物组分以石英为主。例如，鄂尔多斯盆地东北部石盒子组储层，岩石组成由石英岩、变质石英岩以及千枚岩等构成，矿物组分中石英含量大于70%；四川盆地须家河组储层，岩石组成由变质石英岩和火山岩等构成，矿物组分中石英含量在24%～70%；塔里木盆地迪北气藏阿合组储层，岩石组成由变质岩、岩浆岩、沉积岩等构成，矿物组分中石英平均含量在33.9%～46%[14-16]。从致密砂岩储层赋存层系分析，其埋深普遍偏大，其中鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地三叠系须家河组埋深一般在2 000 m～5 200 m，准噶尔、塔里木以及吐哈盆地致密砂岩储层埋深在3 800 m～7 000 m，部分区域高达8 000 m，储层受机械压实作用导致孔隙度损失极大[8]。同时，储层在石英II和III期加大作用以及选择性溶蚀作用下，进一步加剧了致密化[17]。例如，鄂尔多斯盆地苏里格气田和川中须家河组气藏孔隙度低至4%～10%，渗透率小于0.1×10-3μm2，导致气体渗流阻力较大，影响了储量动用程度[5，18]。

2 致密砂岩层压裂的技术难点

近年来，随着层状砂岩气藏分层压裂、块状砂岩气藏大型压裂和水平井分段压裂等技术的应用，我国在致密砂岩气藏开发方面取得了显著成效，但致密砂岩气藏压裂过程中仍然存在若干技术难题。

首先，致密砂岩层孔隙度小，渗透率低，导致毛管压力大，存在水相圈闭伤害等难点。研究表明，水相圈闭是造成致密砂岩气层损害的第一要素。D.B.Bennion等[19-22]对水相圈闭形成机理、影响因素以及消除方法进行了系统研究，认为水相圈闭损害与原地含水饱和度和地层束缚水饱和度有关。Holditch[23]和贺承祖[24]根据毛管束模型，指出外来流体在气层中的毛管力是控制水相圈闭的主要因素。目前，常采用表面活性剂、防水锁剂等降低水相圈闭损害[25，26]。但是，要彻底解除水相圈闭损害则需要很高的驱替压力[27，28]。在压裂过程中，常采用大排量泵注，同时拌注液氮增能助排或采用CO2泡沫压裂液体系等工艺措施以减小水相圈闭损害[30，31]。但是，在实际工程应用中水相圈闭损害是极难解除的。例如，鄂尔多斯盆地上古生界70%以上的探井压裂后由于水相圈闭损害而达不到工业产能标准。

其次，对于层厚较薄以及含边水、底水的储层，存在控制缝高，避免压裂穿层等难点。针对该问题，Boit探讨了地层岩石弹性模量和泊松比对缝高延伸的影响并提出了裂缝穿层机理，Bennaceur等研究了影响缝高的主要因素，提出了多层介质中控制缝高的力学机理，Warpinisk等则从地应力角度研究了缝高的延伸规律[32]。李年银和赵立强等[33，34]通过对地应力、岩石物性以及施工参数的研究，建立了缝高延伸方程，提出通过降低地层破裂压力、降滤失、监控施工压力等措施实现控制缝高的方法。牟凯等[35]针对控制缝高压裂工艺的计算方法进行了改进。目前，控制缝高的主要技术包括：人工隔层、变排量压裂、注入非支撑剂、调整压裂液密度以及冷却地层等技术[32]。

另外，对于深部高破裂压力地层，还存在如何快速压开储层的难点。郭建春等[36]提出酸化预处理使岩石破裂压力大幅下降。同时，也可以通过高能气体压裂、喷砂射孔、优化射孔参数等措施有效降低地层岩石破裂压力。除此之外，还可以通过优化泵注程序降低沿程摩阻、射孔孔眼摩阻以及采用低黏度、高密度压裂液等措施间接降低地层破裂压力[37]。

3 致密砂岩层压裂新技术

致密砂岩储层增产改造技术主要包括大型压裂、分段压裂、水平井压裂、重复压裂以及压裂裂缝监测等，分为以下几个阶段[38，39]：20世纪90年代初，主要采用液体胶塞隔离的分段压裂技术；90年代中后期，出现了分段桥塞和水力喷砂分段压裂技术；2000年以来，逐渐采用不动管柱的分段压裂、合层排液技术；2005年以来，投球滑套分级分段压裂技术日益成熟并大规模推广应用。

目前，针对致密砂气藏较为主流的压裂技术主要包括以下几类：（1）体积压裂技术[21]，采用分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体以及转向材料和技术的应用，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，以此类推，尽最大可能增加改造体积。该技术的优点是极大地扩大了裂缝面积，但压裂级数受到工具限制。长庆油田在鄂尔多斯盆地苏里格气田开展了体积压裂技术矿场试验。截至2013年底，已完成试验井42口，投产初期日均产气量是邻近常规压裂水平井的1.2倍，改造效果良好[40-42]。（2）全通径水平井压裂技术[43]，采用裸眼封隔器+连续油管带底封拖动水平井分段压裂技术，可实现一趟管柱喷砂射孔和水平井连续分段压裂，具有压裂后井筒通径大、施工成功率高等优点，但是喷砂效果受喷嘴限制。2016年4月，该技术在大牛地气田在DPS-105井试验并获得成功。（3）连续油管套管固井滑套分段压裂技术[44-46]，采用无限级滑套和套管一起固井，然后连续油管带井下工具组合下入，并逐个打开无限级滑套进行压裂。该技术存在的主要问题是部分固井滑套难以打开。目前，该技术在中石油塔里木油田、中石化华北油气分公司杭锦旗区块均开展了先导性试验并获得了成功。（4）水平井裸眼滑套分段压裂工艺[47]，采用钻杆将完井管柱送至预定位置，投球座封悬挂式封隔器和裸眼封隔器，加压丢开悬挂式封隔器，起出送入管柱，下回接插头及生产油管，加压逐级打开喷砂滑套，进行压裂施工。该技术具有工具结构简单、操作方便、性能可靠等优点，先后在Q7P1井等试验并获得成功。（5）水平井无限级滑套分段压裂工艺，采用预置计数滑套装置，提前设置各级滑套通过球数，当固定尺寸可溶球通过某一级滑套后触发该滑套内部机械结构旋转减级，当通过设定球数后球再次到达该滑套时憋压座封。计数滑套特点，无级数限制，压裂后形成全通径大尺寸井筒，便于后期调整增产措施。目前该工艺技术在中石化华北油气分公司杭锦旗区块开展了先导性试验并获得了成功。

4 结论与展望

（1）相比其他致密砂岩气藏压裂工艺技术，水平井裸眼滑套分段压裂和水平井无限级滑套分段压裂工艺技术在改造级数、工艺可靠性、后期增产调整等方面具有明显的技术优势。

（2）建议将现有的致密砂岩气藏压裂工艺技术与CO2泡沫压裂液体系、N2增能压裂液体系等低损害压裂技术相结合，以此减小压裂工艺技术对致密砂岩储层造成的伤害，提高单井产能。

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The new fracturing technology for tight sandstone gas reservoir a review

HUANG Li，TAO Zuwen，LI Haikun
（Downhole Operation Branch of Sinopec Southwest Petroleum Engineering Company，Deyang Sichuan 618000，China）

Tight sandstone gas is an important unconventional energy.Tight sandstone reservoirs are typical low porosity and low permeability formations.So there are many problems in the process of fracture engineering.In this paper,the main technical difficulties during the tight sandstone gas reservoirs fracturing were analyzed based on geological characteristics of tight sandstone gas reservoirs,and the latest fracturing technology are summarized.The results show that,sliding sleeve fracturing and infinite stage sliding sleeve fracturing for horizontal well is the most promising.At the same time,it is suggested to combine the existing fracturing technology of tight sandstone gas reservoir with low-damage fracturing technology such as CO2foam fracturing and N2boosting fracturing in order to achieve reservoir protection during fracturing construction.

tight sandstone；hydraulic fracturing；sliding sleeve fracturing；infinite stage sliding sleeve fracturing；reservoir protection

TE357.11

A

1673-5285（2017）01-0011-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.01.004

2016－10-20

黄力，男（1978-），四川威远人，在职研究生，研究方向为压裂工程技术及现场应用，邮箱：51889324@qq.com。