中江气田致密砂岩体积压裂应用

林永茂，缪尉杰 ，刘 林，王兴文，邱 玲

1.中国石化西南油气分公司，四川 成都 610400；2.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳618000

引言

中国致密气资源量大，是常规天然气资源量的1.76 倍，主要分布在鄂尔多斯、四川、准噶尔、渤海湾和松辽等盆地，开发潜力巨大。四川盆地致密气资源量约15×1012m3，主要集中在新场、中江、秋林、安岳及合川等区块[1-3]。中江气田[4-6]位于川西拗陷东斜坡带上，西邻成都凹陷，北接梓潼凹陷，包括中江、高庙、知新场等局部构造，其主力生产层位侏罗系沙溪庙组，气藏流体以天然气为主，伴有地层水和凝析油的产出，目的层压力系数1.10～1.57，局部存在常压气藏，其地温梯度2.12°C/hm。随着开发的进行储层品质逐渐下降，水平井分段压裂逐步成为气田主力开发手段[7]。前期针对河道砂体提出了以“水平井套管射孔完井+73 mm 油管+投球滑套工具分段压裂”为基础的“短半径多缝”压裂工艺技术，最大排量6.2 m3/min，单段最大缝数4 缝，单井最高8 级21 缝[8-9]；随后提出切割铺置剖面改善支撑剂铺置形态的混合水体积压裂工艺，实现降低流动阻力提高有效缝长[10-11]。多轮次储层改造表明，中江气田具有河道砂体展布不均、水平应力差大（10～12 MPa）及天然裂缝不发育的工程地质特征，同时，储层延伸压力梯度高（2.28～3.66 MPa/hm）又增大了加砂难度，使改造整体加砂强度偏低（0.3～0.6 t/m），压后产量不理想。

目前，非常规储层改造技术方向趋于多段多簇[12-14]、大规模[15-17]、多向量[18-19]高强度的体积压裂以增加密度切割储层，提高储层改造波及体积和支撑效果。塔西南区块阿克莫木气田采用常规水平井分段体积压裂改造建产[21-22]；苏里格地区率先建成中国最大的致密砂岩气田，主力采用水力喷砂、裸眼封隔器、水平井多分段的主体技术[23-25]，配合速钻复合桥塞、重复开关滑套的核心工具实现多段体积改造[26-27]；在川中秋林地区前期也尝试直井层内分簇压裂[28]，采用高黏滑溜水配合大排量强加砂工艺成功突破产能瓶颈[29-30]，工艺应用见表1。

表1 国内外致密砂岩气藏体积压裂工艺现状Tab.1 Current status of volume fracturing technology in tight sandstone reservoirs at home and abroad

在深入认识川西致密砂岩工程地质特征的基础上，结合前期施工情况，分析区块体积压裂改造存在的难点，针对性地提出“流动距离最短，流动阻力最小，控制范围最大”的理念，以均衡扩展精细布缝机理为指导，多向量强加砂配合双重暂堵为关键的体积压裂工艺技术，在JS318HF 等井实施后提高增产倍比达到10，有效提高了储层改造体积和复杂裂缝导流能力，为川西地区致密砂岩II、III 类储层改造提供技术指导，同时也为四川盆地深层须家河组致密砂岩改造做技术储备。

1 川西致密砂岩体积压裂面临挑战

1.1 地质特征研究

沙溪庙组目的层属于辫状河三角洲平原--前缘沉积，储层沉积微相以前缘水下分流河道为主，分为Js1、Js2、Js3段，由11 套砂组、18 层砂体（由到）构成，砂岩平均孔隙度9.14%，平均渗透率0.339 mD，属于低孔低渗致密砂岩储层。砂体叠置频繁，单层厚度变化大，纵向上垂直河道呈透镜状展布，河道砂平面上沿河道呈条带状展布。纵向上储层物性特征差异大，Js3储层物性最好，Js1、Js2次之。平面上同层不同河道差异大，主河道具有“河道控储”特征，优质储层主要沿主河道中心呈条带状分布但分布局限，主河道边部和分支河道砂体多为差储层。与国内外典型致密砂岩相比，中江致密砂岩优质储层厚度相对较小，物性更差，以低孔特低渗较差储层为主（表2）。受地质构造及沉积影响，川西致密砂岩与同层位邻区秋林气田地质力学特征相比有所差异，主要表现在脆性指数相对较低、储层垂向应力大、水平地应力差异系数较大使得整体施工压力上抬，对设备要求增加。在裂缝形态上以单一缝为主，裂缝形态复杂程度较低，改造范围受限。同时，岩石弹性模量更低，泊松比高，岩石塑性较强，初期裂缝延展受限，后期缝宽不足、加砂难度大（表3）。

表2 国内外致密砂岩气藏储层基本特征Tab.2 Basic characteristics of tight sandstone reservoirs at home and abroad

表3 川西地区沙溪庙组储层地质力学特征Tab.3 Geomechanical characteristics of Shaximiao Formation reservoirs in western Sichuan

1.2 前期认识及难点

（1）前期水平井分段改造效果不佳，秋林、美国Granite Wash 地区的强加砂体积压裂工艺在川西地区受制于改造理念、入井体系、施工工艺等多因素难以实现（表4），储层高动用目标下的精细布缝难度较大，流动距离较大，急需体积改造改善压裂效果。

表4 中江沙溪庙组储层前期施工特征Tab.4 Pre-construction characteristics of reservoirs in the Shaximiao Formation in Zhongjiang

（2）高施工压力下施工排量低，压力窗口窄，支撑剂加砂难度大，铺置效果差，无法保证裂缝高导流能力，难以实现少液多砂。

（3）水平地应力差异大（大于10 MPa），人工裂缝较单一，同时延伸压力梯度不一，储层进液不充分，裂缝均衡延伸难度高，导致裂缝控制范围差异较大，改造不充分。

（4）河道砂体特征下单井地质控制储量有限，大规模体积改造后单井产量盈亏平衡点被大幅拉升，经济性体积压裂也是目前面临的一大难题。

2 川西致密砂岩体积压裂关键技术

根据“流动距离最短，流动阻力最小，控制范围最大”的理念，川西致密砂岩体积压裂主体思路是，以密切割提高储层接触面积和裂缝密度为目标，以提高支撑剂远端铺置能力、长期裂缝导流能力及裂缝复杂性的多向量支撑为核心，以“多段多簇+大排量+暂堵转向+变黏液+强加砂”为关键，实现经济最大化体积改造。

2.1 精细布缝缩短流动距离

前期布缝以单段单簇、少段少簇为主，横向流动距离偏大，基于水平应力差异系数大特点，通过多簇起裂实现高密度切割储层缩短流动距离。以裂缝均衡扩展角度模拟裂缝延伸实现地质工程双甜点优选，模拟结果如图1、图2 所示。随着簇间距的增加，缝间压制作用减弱，簇间距大于10 m 条件下，裂缝扩展更均衡，改造面积更大；簇数增加，可以一定程度提高裂缝多向量性和控制范围，降低渗流距离，簇数过多会导致部分簇无法有效扩展，5～6 簇条件下，裂缝扩展更均衡。川西致密砂岩单段簇数优化3～6 簇，簇间距10～26 m，单段长度68～95 m。

图1 不同裂缝簇间距情况下的裂缝扩展影响（4 簇）Fig.1 The effect of fracture propagation under different fracture cluster spacing（4 clusters）

图2 不同簇数下的裂缝改造面积Fig.2 Fracture reconstruction area under different number of clusters

具体而言，储层较差段段间距25～35 m，优质储层段的段间距控制在25 m 以内确保高密度切割；各段射孔簇数以5～6 簇为主，首段3～4 簇、靠近A 靶点层段选择4～5 簇；为保证各簇均匀进液，同段中进行变密度射孔，渗透率低、河道宽度较窄的地方，采用高密度射孔，反之选择低密度射孔，单簇射孔长度0.3～0.6 m；鉴于首段施工难度较大，应选择较大孔密（20 孔/m）和射孔长度（0.5～0.6 m），确保单孔进液排量≥0.33 m3/min；从均衡扩展、射孔簇产量优选了射孔簇数、簇间距，具体确定射孔时，综合考虑可压裂性好、全烃含量高、应力差异系数小、岩矿脆性等基本原则确定具体射孔位置，实现地质工程一体化双甜点选择。

2.2 强加砂降低流动阻力

支撑剂在复杂裂缝中的高强度铺置是降低流动阻力的关键，对复杂裂缝的支撑剂输送进行实验及模拟，研究复杂裂缝条件下的输送规律，研究表明：主裂缝宽度主要为1～3 mm，常规加砂时支撑剂主要集中于此，若改变液体黏度、输送排量及支撑剂粒径则利于次裂缝、微裂缝的支撑。中江气田地应力较高，裂缝扩展体积有限，前期加砂强度偏低，采用二级组合支撑、高排量连续加砂及变黏液体实时调控的强加砂技术，包含多裂缝耦合支撑剂组合的多向量加砂强度得到大大提高。

（1）粒径越小缝内支撑裂缝长度越长，前期30/50 目支撑剂加砂难度大，缝口堆积明显，有效支撑缝长较短。采用小粒径二级支撑的40/70 和70/140 目组合支撑剂，通过提高小粒径70/140 目支撑剂占比到65%～75%，可输送至裂缝深部支撑微细裂缝，大幅度提高加砂强度。但粒度越小会使得导流能力偏低，气藏数值模拟表明，裂缝导流能力达到8 D·cm 即可满足日产5×104m3的需求，因此，选择40/70 目石英砂维持长期高导流能力，实现复杂裂缝耦合支撑剂组合的多向量强加砂。

（2）储层泥质含量在3.4%～10.2%，平均5.1%，且部分井压力系数在1.1～1.3，选择降阻性好、具有强化返排和防膨能力的在线配液一体化可变黏压裂液体系，初期线性胶开启并延伸微裂缝，主体采用低黏滑溜水实现大排量连续加砂。

（3）大排量连续加砂。鉴于前期存在加砂浓度和加砂强度双低难点，采用套管、14～18 m3/min 大排量连续低、中砂比加砂，配合中黏滑溜水实现高浓度携砂和中顶疏通，较前期排量增加6～10 m3/min，大幅度提高裂缝内净压力和缝内液体流速，减少胶液用量。数值模拟表明，排量越大，缝内支撑裂缝越长，在排量14～16 m3/min时，支撑剂已经可输送至裂缝深部，选用低黏滑溜水（3 mPa·s）可满足主缝内2/3 的铺置长度，且分支裂缝内铺置的支撑剂最多（图3），从而提高了单段加砂规模，降低了流动阻力。

图3 复杂裂缝中支撑剂输送数值模拟结果Fig.3 Numerical simulation results of proppant transport in complex fractures

2.3 双重暂堵提高控制范围

从川西致密砂岩前期改造实践来看，多簇射孔由于裂缝起裂不完全，延伸竞争不均导致川西河道砂体横向改造不充分，储层动用程度偏低，影响产能释放。为了进一步实现段内分段多簇裂缝的均衡扩展，在满足安全条件且有压力窗口时，采用簇间多粒径暂堵球、缝内多组合暂堵剂的双重复合暂堵强制分流，使得压裂液及支撑剂进入新开启裂缝，增加起裂效率和增加分段的效果。由于支撑剂冲蚀效应，孔眼孔径范围得到扩大，为12.83～17.52 mm，优选暂堵球尺寸为19 mm+15 mm+13.5 mm、暂堵剂粒径1～3 mm（20～80 目），暂堵球数量为射孔数的1/3～1/2，暂堵剂用量300～400 kg，同时，考虑总液量50%～55%进行不降排量暂堵。现场实践表明，通过双重复合暂堵强制分流转向工艺，加砂前后压力增长了2～4 MPa（表5），单段平均暂堵后微地震事件新增25 个，通过暂堵提高缝内净压力，地层破裂增多，横向改造面积得到增加（图4）。

表5 JS318HF 井暂堵前后压力变化情况Tab.5 Pressure changes before and after temporary plugging of Well JS318HF

图4 暂堵前后地震事件发生情况Fig.4 The occurrence of earthquake events before and after temporary plugging

3 现场实施情况

通过致密砂岩体积压裂工艺的攻关，形成以“精细布缝、强加砂、双重暂堵”的体积改造技术在JS318HF 等井持续应用，有效释放储层产能，提产效果明显。

该井裂缝布缝由单段1～3 簇增加到4～6 簇，单井簇数由14 簇增加到58 簇，横向覆盖率提高了近3 倍，储层动用率得到显著加强；加砂强度由前期0.50 t/m 提高到4.18 t/m，加砂强度提高了8 倍，多向量性裂缝铺置强化了裂缝长期导流能力；变黏滑溜水性能稳定，配合大排量泵送携砂性能优异，单方砂液比降到6.56，整体施工泵压稳定在41～65 MPa，较前期施工压力降低近50%，施工难度大大降低，少液多砂降本增效效果显著，压裂参数及效果对比见表6。

表6 压裂参数及效果对比Tab.6 Comparison of fracturing parameters and effects

压后G 函数评估表明，裂缝复杂程度较高，体积改造测试产量为邻井常规压裂的8 倍，增产效果明显；常规压裂后压力下降幅度大，体积改造井排液期间产量及压力稳步上涨，已实施井平均无阻流量55.7×104m3/d，平均单井经济技术可采储量（Estimated Ultimate Recovery，EUR）1.33×108m3，其中，JS318HF 井的EUR 为2.20×108m3，较邻井JS220HF（0.45×108m3）提升了4 倍。

从表6 分析来看，以单方砂液比为核心增加用液强度与加砂强度，单井产能得到有效提升，考虑经济性体积压裂，首先，提高加砂强度实现复杂裂缝多向量的高导流能力，获取较高EUR；其次，降低单方砂液比，减少压裂液伤害的同时少液多砂，实现降本增效。

4 结论

（1）川西致密砂岩河道砂体展布不均、水平应力差大、天然裂缝不发育、延伸压力梯度高，体积改造面临施工压力高、加砂强度低、加砂难度大等难题。研究表明，人工缝以单一缝为主，储层横向动用有限，需采用高动用的体积改造工艺改善压裂效果。

（2）研究与实践表明，均衡扩展的地质工程双甜点布缝，精细布缝细分切割地层，提高横向动用率；采用多向量强加砂支撑手段，优化二级粒径支撑剂铺置方式和高排量一体化变黏压裂液运用，降低施工泵压，实现强加砂；以双重多组合复合暂堵强制分流转向，进一步提高裂缝复杂程度。

（3）体积压裂效果与用液强度和加砂强度相关，经济性体积压裂要求提高加砂强度获取较高EUR，降低单方砂液比减少成本支出，实现降本增效。

（4）研究形成的技术在川西致密砂岩得到了成功应用，平均无阻流量55.7×104m3/d，平均EUR 达1.33×108m3，体积改造效果较前期大幅度提高。