胜北深层致密砂岩气藏水平井细分切割体积压裂技术

向洪 隋阳 王静 王波 杨雄

1.中国石油吐哈油田公司工程技术研究院；2.中国石油集团西部钻探工程有限公司吐哈井下作业公司

胜北洼陷位于吐鲁番坳陷台北凹陷西部，面积约为3 000 km2，是台北凹陷重要的富油气洼陷，油气成藏条件良好［1］。沉积环境以辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积为主，自南向北发育辫状河-泛滥平原-三角洲沉积体系，具有南北分带特征。纵向上分布J2q 和J2s 2 套致密砂岩气藏，储层埋深分布在3 900～4 600 m 之间，储层岩石以细砂岩为主，具有较高的弹性模量(33～46 GPa)和中低的泊松比(0.27～0.34)特征，石英平均含量29.7%，岩石脆性特征不强，天然裂缝不发育。储层物性总体上表现为特低孔、特低渗特征，平均孔隙度6.6%，平均渗透率0.92×10−3μm2，非均值性较强。参照致密油储层物性分类标准，研究区以Ⅱ类和Ⅲ类致密储层为主［2］。储层纵向上以多薄层为主，其中J2q 储层单砂层厚度5～8 m，有效厚度累计20～30 m；J2s 储层单砂层厚度5～15 m，有效厚度累计50～70 m。区块储层具有高温高压特征，压力系数1.35～1.41 之间，属异常高压系统，地层温度102.8～132.5 ℃之间。储层生产特征为油气水三相同出，属凝析气藏，凝析油含量431.2 g/m3，没有统一的气水界面，构造+砂体+断裂为其主控因素。

1 压裂难点及技术对策

1.1 压裂难点分析

胜北区块压裂技术难点：(1)储层埋藏深、地应力高，施工泵压高，同时弹性模量高，易导致缝宽较窄，大规模加砂压裂砂堵风险高；(2)储层温度(120 ℃左右)和井底施工压力(90～110 MPa)高，对入井流体和压裂工具的耐高温、抗高压性能要求高；(3)储层岩石致密，脆性不强，两向水平应力差大(10～20 MPa)，天然裂缝不发育，导致难以形成复杂缝网，采取直井改造无法实现储量的有效动用，需考虑如何最大限度提高储层改造体积。

1.2 压裂技术对策

以最大限度提高单井产量为目标，以保证施工成功为原则，通过实施长水平井多段大规模体积压裂改造，最大限度地增加水平井筒与地层接触面积，以提高储层动用程度［3-6］。(1)针对储层脆性不强，两向应力差大，天然裂缝不发育的特点，改造思路由“打碎”储层转变为细分切割“剁碎”储层。采取长水平井细分切割体积改造路线，实施单段多簇，尽可能增大储层平面上接触面积，提高改造体积。(2)采取以增加裂缝长度为主导的大规模改造，提高改造强度，增加储层平面上横向的接触面积。(3)优选压裂工具以及压裂液体系，满足耐高温高压的施工需求，同时减少二次作业，最大程度降低储层伤害，保护气层。(4)采取低成本改造技术路线，在保证施工成功的基础上，优化改造规模、液砂比、滑溜水比例、施工砂比等关键参数，降低施工风险和成本。

2 前期直井压裂实施情况

按压裂施工工艺划分，前期区块直井压裂可以分为2 个阶段。

第1 阶段：2007—2015 年，采取Ø89 mm 油管单层压裂，全冻胶压裂液，以30/50 目+20/40 目陶粒为主，由于施工泵压高(平均达到80 MPa)，导致排量低，整体表现为施工难度大，加砂规模小。该阶段压后单井最高日产气仅2 000 m3，以低产液为主，直井常规压裂方式无法实现区块致密气藏的有效动用。

第2 阶段：2016—2019 年，开始探索直井大排量体积压裂(Ø139.7 mm 套管/ Ø101.6 mm 非标油管压裂)，采用混合压裂液体系，施工排量大幅度提高，泵压明显降低，同时支撑剂粒径变小，砂比进一步降低，单层最大加砂量提高至80.1 m3，压裂风险明显降低，施工成功率达到100%。该阶段实施压裂后依然未能取得突破，仅见少量气。

现场实践表明，采取直井压裂改造的方式无法实现区块储量的有效动用，长期处于有储量无产量的未动用状态。

3 水平井分段压裂优化设计

3.1 优化原则和软件

主要通过实施长水平段+大排量大规模体积改造，最大限度地增加水平井筒及人工压裂裂缝与储集层的接触体积，减小储层流体从基质流到裂缝的距离以及所需压差，以提高储层动用程度，达到提高单井产量的目的。考虑区块储层特征，是以增加裂缝条数和缝长为主导的体积改造，因此在参数优化上选择FracPro 专业压裂软件。

3.2 工艺优选

根据国内外非常规油气藏开发压裂实践，多采用电缆射孔＋桥塞联作的分段压裂技术，该工艺技术成熟可靠，单井压裂段数不受限制，是水平井分段体积改造首选技术，目前大规模应用的桥塞按材质可分为速钻桥塞和可溶桥塞。结合区块储层特征以及后续连续生产的要求，优选高温可溶桥塞分段压裂工艺，结合区块完井情况，配套形成Ø127 mm 和Ø139.7 mm 套管完井2 种尺寸工具，能够满足耐高温120 ℃，耐压差70 MPa 条件下的压裂施工，在Cl−浓度为10 000 mg/L 条件下溶解时间为5～20 d之间。

3.3 细分切割+分段分簇布缝

当前围绕非常规油气藏体积改造的总技术趋势是增加水平段长度和改造段数、缩短簇间距，提高改造强度，增加“缝控”储量［7-10］。胜北区块深层致密气藏储层由于存在天然裂缝不发育、岩石脆性不强、两向水平主应力较大的特点，难以形成复杂裂缝网络。因此，为了最大限度提高区块储层改造体积，压裂设计思路由“大排量打碎储集体”调整为“密切割剁碎储集体”，尽可能增加压裂裂缝条数和缝长规模，采取细分切割+分段分簇布缝的具体措施，通过细分切割缩短段长和簇间距、缩小致密油气由基质向裂缝的流动距离、减小单缝与单缝之间未充分改造区域，从而提高单井产量和储量动用率。分段方面主要考虑4 个原则：(1)选择岩性基本一致的层段，尽可能避开泥岩段；(2)选择测井解释物性条件相近的层段；(3)选择固井条件较好的层段进行分隔；(4)纵向上精细划分小层，单段不跨小层，当前优化区块单段长度50～60 m 之间。分簇射孔方面主要考虑3 个原则：(1)结合储层解释结果，优选气测全烃含量高、测井解释好的“甜点”位置射孔；(2)采取单段多簇射孔，增加人工裂缝条数，降低单簇孔数从而减小射孔簇长，同时考虑保护套管，单根套管内最多射1 簇，优化单段5～8 簇，簇间距10 m 左右；(3)单段控制射孔数，通过增加节流压差，提高缝内净压力，降低各簇破裂压力差异，保障各簇均匀起裂。

3.4 射孔参数优化

目前致密油气体积压裂大多采取单段多簇射孔的方式，为了尽可能保证各个射孔簇都能有效开启，提高压裂裂缝密度，限流射孔则成了必须要考虑的问题。大量文献研究和实践表明，通过减少射孔数以增大孔眼摩阻是限流射孔技术的一种有效手段。压裂施工过程中，孔眼摩阻为

式中，P为孔眼摩阻，MPa；ρ为液体密度，g/cm3；Q为总的流体排量，m3/min；n为射孔总数；d为射孔孔眼直径，cm；c为孔眼流量系数。

根据式(1)，按照射孔孔眼直径为10 mm，孔眼流量系数取0.85，计算出不同排量和射孔数条件下的孔眼摩阻，如图1 所示。

图1 不同排量及射孔孔眼数下的孔眼摩阻Fig.1 Perforation friction at different displacements and perforation numbers

由图1 可知，孔眼摩阻随着排量的增加而增大，随着射孔孔数的增加而减小。以12 m3/min 排量为例，射孔孔数由60 孔减少到20 孔时，孔眼摩阻由1.27 MPa 增加至11.41 MPa，这样将极大提高各射孔簇开启的概率。根据胜北区块储层地应力特点以及目前配套设备能力，施工排量能达到12～14 m3/min，在40 孔的条件下，孔眼摩阻能够保持在3～4 MPa 之间，间距总孔数超过50 孔后，孔眼摩阻降低至2 MPa 以内，因此为了提高各簇的开启概率，必须优化区块单段射孔总数控制在50 孔以内，同时采取等孔径射孔，减少因孔径不一影响各射孔孔眼的液体注入量，确保压裂施工和改造的效果。

3.5 压裂液体系优选及优化

针对区块深层致密气藏压裂液体系选择，主要考虑4 个方面的问题：(1)保证高温高压条件的下具有良好的流变性能，造缝和携砂能力较强；(2)具备较低的液体摩阻，能够尽可能降低施工泵压及难度；(3)尽可能增大储层改造体积，扩大裂缝波及体积；(4)配液方便，可以满足在线混配，提高施工效率。因此，优选高温滑溜水+交联冻胶混合的压裂液体系。针对储层高温以及工艺技术要求优化调整液体配方，其中滑溜水优选高性能减阻剂，减阻剂质量分数由常规0.1%提高至0.2%，进一步提高高温条件下液体黏度，同时降低液体摩阻。室内实验表明，滑溜水在120 ℃高温条件下黏度保持在8 mPa·s 左右，减阻率可达到75%以上，满足低摩阻和在线混配的要求。压裂液稠化剂则优选速溶胍胶，基液的质量分数配方采用0.35%羟丙基胍胶+0.3%高温稳定剂+0.3%黏土稳定剂+pH 调节剂，交联冻胶在110 ℃、170 s−1条件下剪切60 min，液体黏度保持在100 mPa·s 以上，具有良好的耐高温抗剪切性能，同时通过控制延迟交联时间，可有效降低压裂液摩阻，能够满足研究区块大排量施工的需求。

3.6 压裂规模优化

采用FracPro 压裂软件模拟研究区块储层在不同渗透率及裂缝长度条件下的产量情况，分别模拟渗透率为0.1×10−3μm2、0.5×10−3μm2和1×10−3μm2时，裂缝半长在80～320 m 条件下的单段产气量，如图2 所示。根据模拟结果表明，日产气量随着渗透率和裂缝半长的增大而增加，当半缝长达到200 m后，产量增加趋势明显变缓，继续增加裂缝长度对产气量的提高量开始变小，因此根据模拟结果，优化区块单段主裂缝半长200 m 左右。

图2 胜北区块致密气压裂裂缝规模优化结果(单段)Fig.2 Optimization result of hydraulic fracture scale in the tight gas reservoir of Shengbei Block (single stage)

3.7 支撑剂优选及砂比优化

支撑剂是改善油气渗流通道，形成高导流能力裂缝的重要保障。支撑剂优化主要是对支撑剂类型和粒径的优化［11］。对于支撑剂的选择主要是要考察支撑剂在裂缝闭合后的承压能力和导流能力。胜北区块致密气藏埋深普遍在4 000 m左右，测井解释基质渗透率平均小于1×10−3μm2，实际基质有效渗透率远小于测井解释渗透率，根据软件模拟基质有效渗透率在1×10−3μm2条件下导流能力达到30 μm2·cm即可，而基质有效渗透率在0.1×10−3μm2条件下导流能力达到10 μm2·cm 即可，因此优化区块裂缝导流能力为10～20 μm2·cm 之间。前期区块施工资料表明，裂缝闭合压力在80 MPa 左右，考虑生产流压，计算支撑剂承压在50 MPa 左右，因此支撑剂首选中密高强度陶粒。考虑到区块致密砂岩气藏具有较高的弹性模量，形成的缝宽较窄，大粒径支撑剂施工风险较高，因此选择70/140 目+40/70 目小粒径支撑剂组合，70/140 目支撑剂主要支撑微缝和分支裂缝，40/70 目支撑剂主要支撑主裂缝，小粒径支撑剂用量占50%左右，同时为了进一步降低施工成本，借鉴国内外页岩油气施工经验，采取石英砂逐步替代陶粒。

采用压裂软件对不同砂比条件下形成的裂缝导流能力进行模拟，使用70/140 目+40/70 目组合陶粒分别模拟了平均砂比5%、10%、15%、20%和25%条件下的裂缝导流能力，模拟结果如图3 所示。当平均砂比达到10%时，裂缝导流能力可以达到15.3 μm2·cm，平均砂比达到15%时，裂缝导流能力可以达到22.5 μm2·cm，结合储层对导流能力的要求，优化平均砂比10%～15%即可。

图3 裂缝导流能力与平均砂比优化结果Fig.3 Optimization result of fracture conductivity and average proppant concentration

4 现场试验

4.1 施工情况

截至2021 年2 月，在胜北深层致密砂岩气藏共实施水平井细分切割体积压裂3 井26 段，施工成功率100%，单段用液量1 070.3～1 447.8 m3，砂量53～96.2 m3，施 工 排 量10～14.2 m3/min，最 高 砂 比25%，平均砂比12%～15%，停泵压力44.3～67 MPa。胜北502H 井作为区块第1 口水平井，由于对储层认识不足和钻井难度较大，钻遇水平段长度只有276.1 m，有效储层只有217 m，因此改造段数只有3段。在胜北502H 井的基础上，通过强化储层认识和优化钻井方案，胜北503H 井和胜北505H 井水平段长度大幅度提高，分段数和分簇数明显增加，单段簇数由2～3 簇提高至最高8 簇，平均簇间距下降至10 m 左右，液砂比由23.8 降低至18 以内，加砂强度由1.3 t/m 提高至2 t/m 以上。为了进一步降低成本，在胜北503H 井开展了石英砂替代陶粒探索试验，采用70/140 目石英砂替代陶粒，具体参数见表1。

表1 胜北致密砂岩气藏水平井体积压裂施工参数Table 1 Construction parameters of horizontal-well volume fracturing in the tight sandstone gas reservoir of Shengbei Block

4.2 生产情况

压裂改造后3 口井均取得明显的增产效果。其中，胜北502H 井Ø3 mm 油嘴自喷生产，稳定日产气2.43×104m3，日产油4.58 t，相比直井时期的单井最高日产气不足2 000 m3，首次实现了区块单井产量的突破。胜北503H 井通过实施长水平段+细分切割高强度改造技术，储层改造程度进一步提高，单井产量也获得大幅度提升，初期采取Ø6 mm 油嘴生产，最高日产气6.3×104m3，日产油40.3 t，油气当量近100 t/d，目前Ø5.5 mm 油嘴生产，稳定日产气4.2×104m3，日产油25 t，截至2021 年2 月已稳产307 d。胜北505H 井在J2s 储层也获得了单井产量突破（直井时期压裂仅见少量气），目前该井采用了Ø9 mm 油嘴生产，稳定日产液140 m3，日产气2.81×104m3，日产油15 t，具体施工效果见表2。

表2 胜北致密砂岩气藏水平井体积压裂效果Table 2 Statistical effect of horizontal-well volume fracturing in the tight sandstone gas reservoir of Shengbei Block

4.3 实施效果评价

3 口水平井的现场取得了较好的增产效果，证明长水平段+细分切割体积改造技术在胜北深层致密砂岩气藏具有良好适应性，水平井单井日产气量达到直井的10 倍以上。胜北503H 井探索石英砂替代陶粒的低成本改造路线，采用70/140 目石英砂替代陶粒，石英砂质量分数占支撑剂用量的40.9%，从生产情况看，目前已经高产稳产超过300 d，证实了石英砂支撑剂在区块闭合应力80 MPa 条件下的短期导流能力，长期生产情况还需继续跟踪。胜北505H 井示踪剂监测结果表明，该井分12 段改造，每段都有产出，各段产气量占比分别为4.7%～18.53%，说明各段均得到了有效改造，但是在各段改造规模相差不大的情况下产气量差异较大，各段产气量占比与该段平均全烃值存在一定的正相关性，下步还需要持续细化储层认识，优化储层分类和压裂方案优化设计，对全烃显示较高的层段进行重点改造。

5 结论及认识

(1)胜北区块致密气藏潜力较大，形成了以“细分切割分段分簇+大规模体积改造+高温混合压裂液体系+高温可溶桥塞+小粒径组合粒径支撑剂+控制施工砂比”为核心的压裂技术，实现了单井产量突破，提高了体积改造的有效性。

(2)胜北503H 井的成功，证实了石英砂在区块的短期适应性，但长期适应性还需进一步跟踪评价；胜北505H 井单井产量较直井明显提高，但相比J2q 储层，J2s 储层的潜力还需进一步认识和评价。

(3)目前胜北区块深层致密砂岩气藏水平井体积压裂关键技术仍处于探索试验阶段，部分压裂关键参数(如改造段长、簇间距、用液强度、加砂强度等)还需要继续优化完善，低成本压裂材料还需要进一步优选研究，以获得技术与经济的最优组合。