川中地区秋林区块沙溪庙组致密砂岩气藏储层高强度体积压裂之路

郑有成 韩 旭 曾 冀 周长林 周 朗 陈伟华

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司工程技术研究院 3.成都理工大学

0 引言

目前，国际上一般将储集层覆压渗透率小于0.1 mD、赋存在碎屑岩、碳酸盐岩等非页岩中的油气定义为致密油气[1-3]。中国致密气主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽等盆地。1972 年在四川盆地西北部中坝地区首次发现上三叠统须家河组二段致密气田（中4井），但是由于当时缺少有效的富集区优选及储层改造技术，开发进程缓慢[4]。之后，中国石油西南油气田公司先后发现广安、合川等气田，由于受到储层改造工艺技术的限制，须家河组致密砂岩气的整体开发效益仍不理想。

近年来，以页岩油气为代表的非常规油气勘探开发得到了快速发展，而体积压裂技术成为该类型油气资源产能建设的必备技术，即通过水力压裂“打碎”储层，并且形成复杂的裂缝网络[5-7]。而四川盆地中部地区秋林区块中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气虽然具有埋藏深度浅、建井周期短等特点[8]，但储层中天然裂缝不发育，水力压裂后难以形成复杂裂缝网络，现有的体积压裂技术在该区域致密砂岩气的储层改造中出现了明显的不适应性，需要对体积压裂技术进行改进，以实现致密砂岩气的效益开发。

针对川中秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层体积压裂改造的难题，选取该区块沙溪庙组致密砂岩露头岩样，开展真三轴水力压裂物理模拟实验，并采用分段多簇压裂水平井的产量预测模型对水平井分簇射孔进行优化设计；然后，基于控液提砂模式，在该区域致密砂岩储层开展了三轮先导性试验，探索高强度体积压裂技术在该区域储层改造中的适应性。以期为该区域后续储层改造工程提供指导，并为同类型气藏高产井的培育提供借鉴。

1 区块储层特征及体积压裂改造难点

1.1 储层特征

秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层共发育23 期河道砂，横向上河道大面积分布，纵向上多期叠置。其中，8 号砂组河道规模大，其埋藏深度介于 2 200 ～2 400 m，河道宽度介于600 ～1 400 m，储层厚度介于10 ～25 m，是目前的重点勘探评价区。该区域致密砂岩储层岩石类型以中—细粒长石砂岩为主，岩屑长石砂岩次之；矿物组分中石英、长石、岩屑分别占45.0%、33.3%、21.3%，粒间孔隙填充物以黏土为主，胶结物以钙质为主；储层孔隙度主要介于8%～15%，平均为11.3%，渗透率主要介于0.01 ～1.00 mD，平均为0.45 mD，覆压条件下渗透率介于0.003 ～0.064 mD，平均为0.022 mD，属于致密储层；地层温度介于66 ～73 ℃，地温梯度介于1.9 ～2.5 ℃/100 m，地层压力介于19.1 ～24.5 MPa，压力系数介于0.85 ～1.05，属于常温常压气藏。

1.2 体积压裂面临的难点问题

1.2.1 储层非均质性强，改造效果差异大

秋林区块沙溪庙组砂岩储层水平最大主应力方向介于N100°E ～N117°E，河道在平面上的展布形态复杂，水力压裂裂缝与水平井轨迹不一定垂直。同时，由于不同河道砂体的含气性差异较大，储层非均质性强，再加上河道砂体压力系数也存在较大差异，导致体积压裂效果差异较大[9]。

1.2.2 天然裂缝欠发育，难以形成复杂缝网

岩心及电成像测井资料显示秋林区块沙溪庙组砂岩储层天然裂缝不发育，属于孔隙型储层。基于泊—杨法计算的岩石脆性指数为37.7，水平两向应力差异系数为0.14，也显示该储层压裂后形成复杂缝网的难度大。

1.2.3 孔喉半径小，压裂液对储层易产生二次伤害

秋林区块沙溪庙组砂岩储层的主要储集空间及渗流通道是孔隙和喉道，储层中值孔喉半径介于0.128 ～0.599 μm，岩心渗透率损害测定实验结果显示破胶后的胍胶压裂液滤液对岩心渗透率的损害率达23%，储层敏感性流动实验结果显示蒸馏水对岩心渗透率的损害率达59%。因此，若采用胍胶压裂液易导致孔喉堵塞，同时体积压裂后滞留地层的压裂液对储层容易产生二次伤害。

2 致密砂岩储层高强度体积压裂技术

致密砂岩储层高强度体积压裂技术的内涵是在试油段内进行分簇射孔，进而形成多条独立的双翼裂缝，同时采用控液提砂的模式，在保证高强度加砂的前提下减少入井液量，从而降低液体对地层的伤害。

2.1 水力压裂裂缝形态特征

为了明确致密砂岩中形成的水力压裂裂缝形态，采集秋林区块沙溪庙组砂岩露头岩样3 块。其中，1号岩样表面有贯穿的天然裂缝，2、3 号岩样表面无明显天然裂缝，开展真三轴水力压裂物理模拟实验。实验前，将露头岩样加工成边长为30 cm 的立方体，在加载水平最小主应力方向钻取小孔，模拟水平井筒在地层中的穿行轨迹，然后通过该小孔泵注滑溜水。通过差应变实验得到秋林区块沙溪庙组砂岩储层垂向应力（σv）为56.3 MPa，水平最大主应力（σH）为59.6 MPa，水平最小主应力（σh）为52.3 MPa，水平两向应力差为7.3 MPa。为了探讨在该水平地应力差条件下致密砂岩中天然裂缝对水力裂缝形态的影响，开展3 组水力压裂物理模拟实验，实验参数如表1 所示，相应实验结果如表2 所示。

可以看出，1 号岩样发育贯穿的天然裂缝，以35 mL/min 排量注入滑溜水，泵注压力曲线出现多个锯齿状压力降落，压后岩样裂缝呈“卍”形；2 号岩样表面未见明显天然裂缝，采用35 mL/min 排量注入滑溜水，压力出现2 次明显的压力降落，压后岩样可见2 条近平行的裂缝，剖开后发现在岩样内部存在一条天然裂缝，在注液过程中该天然裂缝被激活，因而产生两条相距约12 cm 的水力裂缝；3 号岩样表面无明显天然裂缝，采用15 mL/min 的排量泵注滑溜水，泵注曲线见1 次压力降落，压后岩样仅形成1 条裂缝。整体而言，在8 MPa 的水平地应力差条件下，若岩样中存在天然裂缝，则会形成多条人工裂缝；若岩样不发育天然裂缝，则只形成单条人工裂缝。

表1 水力压裂物理模拟实验参数统计表

表2 水力压裂物理模拟实验结果统计表

2.2 分段多簇压裂水平井的产量预测模型

基于前述水力压裂物理模拟实验结果，考虑秋林区块沙溪庙组致密砂岩气藏水平井经过分段多簇压裂以后，能够形成多条独立的双翼裂缝[10]，建立物理模型[11]（图1），假设条件为：①储层无限大、均质、各向同性；②水平井位于气藏中部，顶、底部封闭；③裂缝与水平井井筒垂直，且在纵向上完全穿透产层；④气体在基质和裂缝中等温渗流，其流动仅由基质到裂缝，再由裂缝进入水平井井筒。

结合气体拟压力函数，无限大地层定流量点汇的压降公式[11]为：

式中ψi表示原始地层拟压力，MPa2/(mPa·s)；ψx,y,t表示t 时刻某一点（x, y）拟压力，MPa2/(mPa·s)；N 表示总的裂缝簇数；Q 表示气体流量，m3/s；μ 表示气体黏度，mPa·s；Ki表示储层渗透率，D；h 表示储层厚度，m；Ei表示幂积分函数；x、y 分别表示横、纵坐标变量，m；x0、y0分别表示气藏中某一点的横、纵坐标，m；η 表示导压系数，D·MPa/(mPa·s)；t表示时间，s。

根据位势理论和势叠加原理，压裂形成N 簇裂缝时，t 时刻地层中某点（x, y）产生的压降表达式[11]为：

式中i 表示裂缝簇数；j 表示每簇裂缝离散点个数；n表示离散点个数；xfij表示第i 簇裂缝第j 点的横坐标，m；yfij表示第i 簇裂缝第j 点的纵坐标，m。

考虑真实气体，将拟压力函数转化为压力，得到产量预测模型[11]，即

式中pi表示原始地层压力，MPa；pwfi表示井底流压，MPa；Qfi表示第i 簇裂缝的气体流量，m3/s；Kf表示裂缝渗透率，D；wi表示第i 簇裂缝宽度，m；pSC表示标准状态压力，MPa；Z 表示气体偏差因子；T 表示储层温度，K；TSC表示标准状态温度，K；Lfi表示第i 簇裂缝长度，m；rw表示井筒半径，m；S 表示表皮系数；Qfij表示第i 簇裂缝第j 点的气体流量，m3/s；xfi1、yfi1分别表示第i 簇裂缝第1 个点的横、纵坐标，m；xfin、yfin分别表示第i 簇裂缝第n 个点的横、纵坐标，m。

通过求解每簇裂缝的气体流量，求和后就得到水平井气产量，则有：

式中Q 表示水平井气产量，m3/s。

图1 致密气水平井分段多簇压裂物理模型示意图

2.3 分簇射孔优化

在分段多簇压裂水平井产量预测模型的基础上，根据秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层参数（表3），进行不同簇间距下水平井的产量预测。如图2 所示，随着簇间距减小，累计产气量也逐渐提高；但当簇间距小于15 m 以后，累计产气量的增幅变小。这是由于当簇间距减小至一定程度后，缝间诱导应力场将增大，导致中间裂缝的延伸受到抑制[12-15]。因此，推荐簇间距在10 m 左右为宜，并采用等孔径射孔弹来提高各射孔孔眼尺寸的均匀程度。

表3 秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层参数统计表

图2 不同簇间距下水平井累计产气量预测曲线图

2.4 控液提砂模式

秋林区块沙溪庙组砂岩储层具有中等—偏强水敏性，大规模水力压裂改造后对储层易造成伤害。国内外非常规油气藏储层改造实践表明，提高加砂强度有利于提高单井油气产量[16]，另外，在满足加砂强度的前提下，需要控制入井液量，以降低压裂液对储层的二次伤害[17-18]。通过实验，较之胍胶压裂液，滑溜水对储层的伤害程度更低，并且小粒径石英砂的沉降速率更低[19]（图3）。在施工参数相同的条件下，压裂液选取滑溜水，支撑剂选取小粒径石英砂，更利于支撑裂缝长度增大[20]。

图3 不同类型支撑剂沉降速率柱状对比图[19]

根据支撑剂运移平板模拟实验，当液体、支撑剂用量和支撑剂浓度相同时，施工排量对砂堤形态有显著影响。随着施工排量升高，颗粒水平运移速度增大，砂堤平衡高度降低，砂堤形态更平缓，并有向裂缝深处运移的趋势（图4）。若施工排量过低，支撑剂将无法输送到裂缝深处。因此，为了形成更长、更有效的支撑裂缝，在条件允许的范围内应尽量提高施工排量。为了实现高强度加砂，需要开展大规模压裂施工；而为了降低对储层的伤害，需要减少滑溜水的用量。为解决这一矛盾，采用大排量泵注滑溜水，携带70/140 目与40/70 目组合粒径石英砂，形成大排量滑溜水+组合粒径支撑剂连续加砂模式，在保证高强度加砂的前提下减少入井液量，即实施控液提砂。

图4 不同排量下支撑剂铺置形态图

3 现场先导性试验

3.1 试验目的

为了探索高强度体积压裂技术在秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层的适应性，开展了三轮试验。第一轮试验的目的是论证改造工艺的适应性，在借鉴现有体积压裂思路的基础上进行压裂施工参数设计，以验证加砂模式的可行性；第二轮试验的目的是通过开展工艺攻关来提高单井产量，探索加砂强度的上限，并且考虑井眼轨迹、簇间距等影响气井产量的因素开展对比试验；第三轮试验的目的是降低储层改造的成本，探索保障改造效果的施工参数下限，并且开展不同单段段长、加砂强度的对比试验。

3.2 试验概况

2019 年至今，按照先导性试验方案设计，累计实施10 口水平井，测试气产量合计达263.86×104m3/d，无阻流量合计达582.03×104m3/d。第一轮试验实施1 口井，加砂强度为3.03 t/m，测试气产量为5.01×104m3/d，无阻流量为7.70×104m3/d；第二轮试验实施6 口井，最高加砂强度为6.86 t/m；井均测试气产量为19.77×104m3/d，较第一轮提高295%，井均无阻流量为41.28×104m3/d，较第一轮提高436%；第三轮实施3 口井，最高加砂强度为5.23 t/m；井均测试气产量为46.75×104m3/d，较第二轮提高136%，井均无阻流量为108.89×104m3/d，较第二轮提高164%（图5）。

图5 三轮先导性试验水平井试气效果对比图

3.3 试验结果分析

3.3.1 段/簇数的优化

秋林207-5-H2 井是部署在秋林构造的一口滚动开发井，井型为水平井。该井试油井段深度为 2 697.0 ～3 576.0 m，施工井段长879.0 m。采用密度介于1.44 ～1.45 g/cm3钻井液在沙溪庙组钻进时见气测异常3 次，水平段钻遇储层729.4 m，平均孔隙度为8.3%，平均含水饱和度为38%。基于该井储层物性及钻井显示，进行压裂方案设计，然后开展不同段/簇数下的气井生产预测模拟，最终推荐该井压裂段数为10 段，每段7 ～12 簇。施工时采用139.7 mm 套管注入压裂液，排量介于16 ～18 m3/min，按照控液提砂模式累计泵注滑溜水12 146 m3、支撑剂4 170 t，整个施工过程压力平稳（图6）。该井压裂后测试气产量达83.88×104m3/d，无阻流量达214.05×104m3/d。

图6 秋林207-5-H2 井第二段压裂施工曲线图

3.3.2 加砂强度、井眼轨迹与水平最大主应力方向的夹角对测试气产量的影响

试验井工程参数整体相当，仅加砂强度、井眼轨迹与水平最大主应力方向的夹角存在一定差异。当加砂强度低于6 t/m 时，随着加砂强度增大，水平井千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势；而加砂强度超过6 t/m 后，随加砂强度增大，千米改造段长测试气产量上升不明显（图7）。另外，随着夹角增大，千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势，当水力裂缝与井眼呈近垂直的情况时，获得的有效泄流面积最大[21]，千米改造段长测试气产量也最高（图8）。秋林202-H1 井夹角为17°，秋林205-H1 井夹角为68°，微地震监测结果显示，前者的微地震事件点分布较为分散（图9），而后者的微地震事件点分布条带与井眼近乎垂直（图10）。

图7 试验井加砂强度与千米改造段长测试气产量关系图

3.3.3 与邻区储层改造效果的对比

图8 试验井井眼轨迹与水平最大主应力方向的夹角—千米改造段长测试气产量关系图

图9 秋林202-H1 井微地震监测效果俯视图

图10 秋林205-H1 井微地震监测效果俯视图

总体来看，高强度体积压裂技术在秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层的三轮先导性试验，改造效果越来越好，压裂技术也趋于成熟。邻区八角场区块沙溪庙组8 号砂组未采用该压裂技术，气井最高测试产量为29.4×104m3/d，水平井平均测试气产量为28.6×104m3/d，明显低于秋林区块第三轮试验效果。2020 年6 月，秋林207-5-H2 井采用高强度体积压裂技术，首次在四川盆地创造致密砂岩气井无阻流量超过200×104m3/d 的纪录，说明该压裂技术应用于致密砂岩储层具有良好的前景。

4 结论

1）秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层天然裂缝欠发育，水力压裂裂缝形态以对称双翼裂缝为主，难以形成复杂裂缝网络，并且储层具有中等—偏强水敏性，常规的体积压裂在该区域储层改造中不适用。

2）高强度体积压裂技术的内涵是通过段内多簇射孔形成多条独立的双翼裂缝，实施控液提砂的加砂模式，在保证高强度加砂的前提下减少入井液量，从而降低入井流体对地层的伤害。

3） 秋林207-5-H2 井压裂段数为10 段，每段7 ～12簇，施工排量介于16 ～18 m3/min，按照控液提砂模式累计泵注滑溜水12 146 m3、支撑剂4 170 t，该井压裂后测试气产量达83.88×104m3/d，无阻流量达214.05×104m3/d。

4）随着簇间距减小，累计产气量逐渐提高，但当簇间距小于15 m 以后，累计产气量增幅变小。

5）当加砂强度低于6 t/m 时，随着加砂强度增大，水平井千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势；而加砂强度超过6 t/m 后，随加砂强度增大，千米改造段长测试气产量上升不明显。

6）随着井眼轨迹与水平最大主应力方向的夹角增大，千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势，当水力裂缝与井眼呈近垂直的情况时，获得的有效泄流面积最大，千米改造段长测试气产量也最高。

7）该区高产井压裂模式为大夹角井眼轨迹、10 m 左右射孔簇间距、5 t/m 加砂强度、大排量滑溜水+组合粒径支撑剂连续加砂。