致密砂岩气藏脉冲纤维加砂压裂工艺参数优化

苏国辉， 高 伟， 李 达， 赵倩云

(长庆油田分公司油气工艺研究院)

一、技术原理及增产机理

1.技术原理

采用特殊的混砂设备把纯液体和伴有纤维的携砂液以一定的脉冲间隔交替注入目的层。由于纯液体的隔离，使支撑剂团块间留有一定空间真空带，将传统的连续均匀铺置变为非均匀的不连续铺置，打破常规压裂依靠支撑剂导流能力增产的理念。该技术形成的人工裂缝不是由连续的支撑剂进行支撑，而是由众多支撑剂团块形成的柱状体进行支撑，砂柱间形成畅通的无限导流能力通道，通道之间相互连通形成立体网络体系，从而达到提高油气渗流能力目的[1-7]。

2.增产机理

(1)脉冲纤维携砂压裂技术通过伴注纤维材料，利用纤维辅助运移，在横向上增大支撑剂运移距离，提高裂缝有效支撑长度；纵向上降低支撑剂沉降速率，改善沉砂剖面，提高了支撑剂在目的层段充填率[8]。

(2)支撑剂非连续铺置提高了裂缝导流能力，改善了储层渗流条件。应用导流仪模拟支撑剂非连续铺置，验证非连续铺置对裂缝导流能力的影响。试验数据表明，相同压力条件下，采用相同粒径支撑剂非连续铺置渗透率是传统连续铺置渗透率的1.5～2.5倍数量级，非连续铺置形成的裂缝导流能力明显提高。

二、纤维与压裂液优选及性能评价

1.纤维优选及悬砂性能评价

纤维材料的性能及成本是脉冲纤维加砂压裂工艺成功推广的关键原因。合格的纤维压裂液应具有一定强度的网状结构，增加砂粒下沉的阻力；同时纤维对支撑剂有 “约束”和“包裹”作用，增强砂柱的稳定性，利于缝内通道保持长期高导流能力[9]。

通过支撑剂的坍塌试验，对不同直径与长度颗粒的纤维溶液性能进行比对，优选结果显示直径10 μm、长度8～10 mm的纤维溶液抗坍塌能力最强，性能参数略优于斯伦贝谢的纤维压裂液。室内试验表明其熔断温度小于95℃，24 h降解率为50%，48 h降解率为75%，完全满足苏东气藏施工条件。通过大型可视化平板试验，支撑剂水平运移距离与纤维浓度呈正相关(图1)，支撑剂沉降速率与纤维浓度呈负相关(图2)。

2.压裂液体系优选

为了提高纤维压裂液体的携砂能力，降低施工摩阻，减少对储层伤害，提高返排率，室内优选出了与纤维相配伍的EM50表活性剂，室内试验表明：在EM50压裂液中的纤维降解幅度明显大于在清水中的降解幅度，在90℃条件下，纤维置于其中4 h后变细、变短，逐步降解。经现场多次试验改进形成了EM50压裂液体系，该体系具体指标如表1。

图1 纤维浓度对水平运移距离的影响

图2 纤维浓度与支撑剂沉降速度关系图

项 目EM50EM30(国内)贝克休斯SmartCareTM可回收压裂液体系(国外)减阻率>60%>60%>60%表面张力/(mN·m-1)23．28<25<25回收方式简单过滤简单过滤混凝沉降+过滤杀菌回收利用次数/次12106岩心伤害率11．5%15%<20%携砂性能/(kg·m-3)620350700成本/(元·m-3)≤200≤210≤780

三、施工参数优化

1.射孔方式优化

为了便于支撑剂团块在压裂缝高方向上的有效分割、缝内延伸方向均匀独立分布，确保动用优质砂体，脉冲式纤维加砂工艺采用“等簇等间距” 的多簇射孔方式完井。多簇射孔的目的是在套管上形成多段且较短的进液口，当压裂管柱中的液体高速注入时，在套管上自然的出现分流形成多股独立的液流注入地层，该方式有利于支撑剂团块在经过射孔孔眼后仍保持较好的设计形态，将地面较大的支撑剂段塞分成地层中较小的支撑剂团块，便于支撑剂在缝内形成分布更加均匀独立，确保裂缝到井筒之间的通道具有最佳的导流能力。

根据苏东气层的特点、岩石力学参数，通过用GOHFER压裂软件模拟和现场试验，可按照有效厚度确定确定最优射孔簇距为0.5～2.0 m，簇长为0.5～1.0 m。

2. 纤维加入量优化

数值模拟对比相同条件下不同纤维加量对支撑剂沉降高度及砂团稳定性的影响。从图3可以看出，当纤维加注浓度逐渐降低时支撑剂沉降高度随时间逐渐增大，当纤维加注量高于4‰时支撑剂沉降高度随时间变化趋缓。因此考虑优选纤维浓度为4‰。

图3 不同纤维浓度下支撑剂沉降高度

3.脉冲时间间隔优化

脉冲时间间隔直接影响支撑剂在裂缝中的铺置状态。GOHFER压裂软件模拟了不同脉冲时间间隔下支撑剂的分布特征。当脉冲间隔为5 s时，支撑剂在裂缝中出现非连续支撑，但铺置浓度低，仅形成部分高导流网络通道；当脉冲间隔时间为10 s时，支撑剂在裂缝中呈现大范围的非连续铺置，铺置浓度高，出现大范围的高导流网络通道；当脉冲间隔时间为15 s时，支撑剂在裂缝中非连续铺置过大，部分砂柱之间开始出现无效支撑；当脉冲间隔为30 s时，裂缝出现大范围无效支撑。试验数据表明，若脉冲时间过长，砂柱之间的距离将超过其临界距离(数模测定临界距离为3 mm)，在水平地应力的作用下裂缝将会闭合。结合纤维混砂车实际性能，优选脉冲间隔时间范围在10～12 s为佳。

四、现场试验效果

截至目前苏里格气田东区推广应用脉冲纤维携砂压裂工艺18口井计44层，压裂改造后单井平均无阻流量14×104m3/d。

为避免地层的非均质性影响试验井和邻井产量对比，将各井的无阻流量做归一化处理，采用脉冲纤维携砂压裂工艺改造后平均无阻流量为16×104m3/d，而对比井平均无阻流量为12.4×104m3/d，试验井较对比井增幅22.5%，见图4。

图4 脉冲纤维加砂试验井与对比井改造效果对比图

苏东XX井组为例描述改造后投产情况，该井组改造后于2013年12月投产，初期平均日产气2.6×104m3，对比井初期平均日产气1.6×104m3；12个月累产653×104m3，同期对比井累产400×104m3；截止目前试验井累产1 391×104m3，同期对比井累产1 106×104m3，试验井累产气量较对比井增产20%(见图5)。

图5 苏东XX井组与对比井投产效果对比图

五、结论与认识

(1)优选了一种颗粒直径10 μm、长度8～10 mm的纤维材料，其性能略优于进口的同类产品，并基于此优选出了适合苏东地区的EM50压裂液体系。

(2)室内工程和数值模拟，苏里格气田东区脉冲纤维加砂压裂工艺优化参数采用“等簇等间距”射孔方式，簇距为0.5～2.0 m，簇长为0.5～1.0 m，纤维加注浓度4‰，脉冲时间间隔10～12 s。

(3)苏里格气田东区矿场试验表明脉冲纤维加砂压裂较常规加砂压裂后初期产量和累积产量优势明显，18口井无阻流量平均增幅22.5%，苏东X井组36个月累积产量增幅20%。

[1]斯伦贝谢公司.高速通道压裂新技术[J].油田新技术，2011，23(3)：4-17.

[2]JOHNSON J， TURNER M,et al.Channel fracturing-a Paradigm Shift in sight gas stimulation[C].SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference. 24- 26 January 2011,The Woodlands,Texas,USA.

[3]Medvedev A， et al. On the Mechanisms of Channel Fracturing[C]. The 2013 SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference. 4-6 February.2013,Woodlands, Texas, USA.

[4]Altman R, et al. Understanding the Impact of Channel Fracturing in the Eagle Ford Shale through Reservoir Simulation[C].The SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference.16-18 April 2012,Mexico City, Mexico.

[5]Gomaa A M, Hudson H, Nelson S, Brannon H. Baker Hughes Hydraulic Fracturing Treatment Design Considerations for Effective Proppant Pillar Construction[C]. The SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 26-28 September 2016, Dubai, UAE.

[6]Sadykov A, Yudin A, et al. Channel Fracturing in the Remote Taylakovskoe Oil Field: Reliable Stimulation Treatments for Significant Production Increase[C]. The 2012 SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition.16-18 October 2012,Moscow, Russia.

[7]钟森,任山,黄禹忠,等. 高速通道压裂技术在国外的研究与应用[J].中外能源,2012,17(6):39-42.

[8]刘向军. 高速通道压裂工艺在低渗透油藏的应用[J].油气地质与采收率,2015,22(2):122-126.

[9]Bulova M, Nosova K, Willberg D, et al. Benefits of the novel fiber-laden low-viscosity fluid system in fracturing low permeability tight gas formations[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24-27 September 2006, San Antonio, Texas, USA.