柴达木盆地生物泥岩气压防结合技术探索与启示

刘永，雷丰宇，冯昕媛，谢贵琪，赵文凯

中国石油青海油田分公司 钻采工艺研究院（甘肃 敦煌 736202）

三湖生物气藏埋深浅、效益好，是青海油田主力产气区的效益支柱，2020年年产气54×108m3，占油田全年产气量的85%，已连续11年保持在50×108m3以上。但随着气田的持续开发，出水、出砂、压力下降等问题愈发突出，稳产压力增大。面对被动勘探的形势和气田稳产的迫切需求，油田积极转变思路，近两年勘探开发中对三大气田及其周缘精细挖潜，在气田内部针对泥岩段压裂试气，多口井获得工业产能，日产气（0.15~0.67）×104m3。同时在外围针对泥岩保压取心测得含气量为2.1 m3/t，证实以往未受重视的第四系弱成岩、弱胶结的湖相泥岩具备储集条件，且源储一体，泥岩内滞留具有开发价值的生物气资源，是值得探索的勘探新领域。

1 气藏改造难点分析

柴达木盆地三湖地区是第四系生物成因气藏,胶结疏松,有利储层为成岩程度较低的砂泥岩储层，泥质岩类作为该区的生气层，在较低的成岩程度和低压实的作用下具备一定的储层性质，泥岩层的岩性为含砂泥岩、砂质泥岩、泥岩。泥质岩类的特点是高孔、低渗,孔隙度18%～30%、渗透率（0.01～10）×10-3μm2、喉道平均半径小于0.05μm、排驱压力大于1.2 MPa。岩心疏松、易碎且泥岩内普遍发育砂岩夹层或砂质条带,薄片证实砂岩、泥岩处于未成岩-早成岩阶段，颗粒之间为点接触，胶结物含量低（<4.0%），胶结作用弱胶结类型主要为孔隙式胶结，胶结物主要为泥质[2]。泥质岩类所含的黏土类型主要为伊利石,平均含量为52.71%；其次为绿泥石,平均含量为17.79%，部分岩样中含蒙脱石,最高含量可达46%。整体具有高黏土、高泥质、高矿化度、强敏感性的“三高一强”特征，且欠压实、成岩性差,气层极易出砂,防砂技术难度大。泥岩储层增产工艺的主要难点体现在以下几个方面：

1）成缝难。泥岩层两向应力差及储隔层应力差小（最小主应力20.5~21.5 MPa，最大主应力24~25.5 MPa，平均应力差3.7 MPa），储层上下部无明显应力遮挡（储隔层应力差1 MPa以内），对裂缝纵向延伸抑制作用不强等特征，抗压强度4.3 MPa，强度较小，杨氏模量0.55 GPa，泊松比0.18。杨氏模量较小，抵抗变形能力弱，易发生塑性变形[3-4]。现有的研究成果表明，低渗地层塑性变形能力强，不容易产生剪切裂缝，有望形成对称双翼拉伸缝，裂缝的扩展是“憋压-延伸”不断重复的过程,如图1所示。

图1 泥岩岩石压裂模拟实验

2）易出砂。疏松砂岩储层段粒径测试，粒径中指为40~70μm，平均63μm，出砂粒径0.04~0.07 mm；泥岩段岩芯粒径测试，粒径中值分布在11.2~34.7μm，平均值24μm，泥岩层粒径更细，防砂难度更大。

3）敏感强。泥岩储层岩心敏感性实验表明，储层强速敏、强水敏，水敏引起黏土膨胀，缩小渗流通道，堵塞孔候，速敏引起黏土剥落、运移，泥质细粉砂堵塞近井带基质孔隙，污染伤害储层。选择改造液体系需考虑防膨和返排，同时压后要控压放喷。泥岩储层敏感性指标详见表1。

表1 泥岩储层敏感性指标汇总

4）易出水。涩页H3-1井位于水侵区，泥岩层下部紧邻的3-2-1a气层已严重水侵，如图2所示，目的层1 230~1 254 m（3-1-X）泥岩段，厚度24 m，措施改造易穿层，为评价泥岩层独立贡献带来难度。

图2 涩4-31井测井解释成果图

2 水平井压裂充填改造针对性工艺术技术

针对该井泥质岩类储层地质及储层岩性、物性特征，在前期该区域压裂充填防砂施工的基础上，结合增产机理的认识，提出“控水、控缝高”（两控）、“防砂、防水锁”（两防）、“快返排”（一快）、“提产量”（一提）的“两控、两防、一快、一提”综合水平井压裂防砂分段改造配套技术。

2.1 定向射孔优化排量复合控缝高技术

该井由于隔层不发育、储隔层应力差小且储层下部发育水层，根据邻井生产情况，下部水层水体能量大，该井改造时一定要避开水层。该井井眼轨迹穿行于优质泥岩中部，是该井评价泥岩层段独立贡献的有利一面。借鉴页岩气、致密油气等非常规储层定向高效射孔的优化解决方案，特殊的布弹方式，在垂直于套管轴向同一横截面的内壁圆周上形成多个射孔孔眼，改变井筒内同一横截面的地应力分布，从而有效控制水力压裂裂缝沿着井筒径向扩展，达到最佳改造效果（相位角180°，平面射孔）。

根据储层岩石力学、地应力参数，采用水力压裂模拟软件对该井单段压裂施工不同排量缝高扩展进行模拟，并根据已施工直井情况对模拟结果进行修正，掌握“缝高—排量”的裂缝扩展规律（图3）。根据计算结果，6 m3/min的排量下缝高扩展高度为21.61 m，可以满足压裂在水平井靶层（24 m）内扩展；同时施工时受液体滤失、泵车效率等影响，实际缝高不会超过此理论值，裂缝纵向失控风险较小。

图3 “缝高—排量”模拟结果

2.2 精细分段分簇技术

该井水平段长506 m，为实现水平段的均衡充分改造，参考国内外水平井开发经验及压裂软件模拟结果，根据该井地质资料，建立130×60×4=31 200网格地质模型，使用Frsmart地质工程一体化软件，模拟井涩页H3-1井，水平段长度506 m，垂深1 200 m，储层压力7.63 MPa，优化段间距75~100m（图4）。在水平井段长度一定的条件下，由于缝间干扰的影响，当压裂裂缝条数达到一定程度时，产量的增加幅度不再增加，而压裂成本则随着段数的增加而增加，不能实现经济有效开发。

图4 涩页H3-1井人工裂缝分布

从图5、图6中可以看出，横向裂缝数越多，累计产量越大，但随着裂缝条数增加，累计增产幅度逐渐变缓。当裂缝条数达到36条以上时，累产增加值增幅变缓，同时结合该井水平段长度、全烃、伽马、声波、储层孔渗条件及两口邻井与井眼轨迹垂直距离，优化簇数为34簇（簇间距9~19 m）。

图5 水平井压后日产量与裂缝条数关系

图6 水平井压后累计产量与裂缝条数关系

为确保每簇都能开启且水平段不沉砂，应控制每簇射孔数及每段总孔数，同时根据优化的施工排量，使每段总孔眼摩阻大于簇间应力差。根据极限限流理论数值模拟计算（图7），排量6 m3/min时，每段总孔眼摩阻为2.4 MPa，大于射孔簇间应力差（平均1.03 MPa），优化每段射孔数为30~36个。

图7 不同排量下孔眼数与孔眼摩阻关系

2.3 提产匹配改造规模优化技术

在6 m3/min排量的基础上，对不同裂缝长度方案进行措施效果的数值模拟，对裂缝半长进行优选。通过对不同方案实施后180 d的累计产量、产能比（越大增产效果越好）变化规律分析（表2），发现裂缝半长达到56 m时，增产效果最好。

表2 6 m3/min排量下不同人工裂缝长度对产能的提升效果

在突出增产效果、统筹避免沟通水体的原则下优选裂缝半长56 m；在此基础之上，应用StimPlan专业软件优化出与之匹配的规模方案，追求“措施有效果、效果稳得住”目标。“方案4”计算无因次裂缝导流能力大于10，体积压裂理论一般认为该值大于10时；流体在改造体积内容易达到“双线性流”的渗流状态，即渗流阻力最小、能量损耗最小，长远看可实现提高采收率的目的。“方案5、6、7”较“方案4”增产效果提升较小，但规模提升大，不利于控水，且裂缝导流能力较弱，因此可选择“方案4”为最佳选项，具体见表3。

表3 不同人工裂缝长度对应优化后规模方案

2.4 低温低伤害高性能易返排压裂液体系

低效率压裂液在泥岩中仅形成极短而窄的裂缝，裂缝两侧伴随着一定范围的剪胀高渗带，难以容纳支撑剂，无法实现充填防砂；高效率压裂液可在泥岩中形成压裂充填防砂工艺所需的短宽裂缝，裂缝壁面两侧存在轻微压实现象，对渗透率的影响较小。

针对泥质岩类储层泥质含量高、水敏性强、储层温度低等特点，避免泥质遇水膨胀、剥落、运移，污染伤害储层，按照“少进液、饱充填、多加砂”的原则，从防膨、助排、解水锁3个方面，开展配伍性、破胶性能、伤害性能等9项实验。优选低伤害低黏的高效交联压裂液体系，压裂液基液稠化剂浓度由0.5%降至0.2%，降低压裂液破胶液及固相残渣对裂缝壁面、储层基质的伤害，采用“无机KCl高效+有机黏稳长效”双元防膨技术，减少泥岩水敏膨胀对储层的污染伤害；优选超低表面张力及润湿反转性能的高效助排剂及水锁抑制剂，首末段全程伴注液氮，加快压后破胶液返排，减少破胶液对气藏水锁、液锁伤害，提高压裂增产效果，具体结果见表4。

表4 压裂液全套评价实验

2.5 组合粒径防砂支撑剂体系

压裂防砂对支撑剂的要求主要有3个方面：①支撑剂充填带应满足高导流能力裂缝所产生的双线性流动作用；②支撑剂充填带能够对地层砂起到良好的桥堵作用；③支撑剂强度应满足疏松砂岩油藏裂缝闭合的需要[5]。

为提高近井地带及裂缝口高压充填裂缝导流能力，减少支撑剂嵌入地层，防止压后出砂，达到长期稳产的目的，对主支撑剂、固结砂粒径及纤维加量进行了优选，结果如下。

1）主支撑剂粒径优选：利用目的层段岩屑确定主支撑剂粒径，将该井目的层段泥质岩类岩屑研磨好后，使用马尔文3000激光粒度仪进行粒径测试，粒径中值分布在11.2~34.7μm。每5组取平均值，得到3组平均值，中值分别为14、24、27.8μm。根据实测粒径中值数据，用Saucier等6种方法计算支撑剂粒径，考虑到泥岩层粒径细，且支撑剂粒径太小渗透率下降幅度过大，按照“防粗疏细”的原则，采用组合挡砂介质，选择40~70目、30~50目支撑剂进行压裂充填，具体结果见表5。

表5 不同支撑剂允许通过地层砂粒径值

2）覆膜砂优选：涩北气田出砂临界生产压差介于0.232~2.242 MPa，平均临界生产压差0.725 MPa；固结砂固结强度是平均临界生产压差2倍，即1.45 MPa。据此优选出了圆球度更好的以陶粒为骨架的防砂材料，能够胶结固化成防砂挡砂墙，防止地层出砂、支撑剂返吐和支撑剂嵌入地层，20~40目（50℃）固结砂，每段20 m3。

3）纤维加量优化：纤维与支撑剂接触时，摩擦系数增大，纤维特有的三维网络结构能有效抑制水平井缝口出砂。加砂后期裂缝口追加一定浓度纤维（1~6 mm、0.15%），在排液及生产阶段具有良好的防支撑剂返吐作用。通过纤维加量计算（图8），每段添加纤维40 kg。

图8 纤维加量优化结果

对单段施工参数、规模进行水力压裂三维模拟，结果表明优化后裂缝形态展布科学合理，单段缝网改造体积约为23.6×104m3，可以满足开发需求，具体结果见表6。

表6 涩页H3-1井压裂单段优化方案

针对涩页H3-1井制定的段簇优化方案（6段，每段5~7簇，每簇1 m射5~6孔），应用储层参数进一步对全井段压裂投产进行演算，具体结果见表7。

表7 涩页H3-1井1-6段压裂施工模拟概况

3 现场应用情况

3.1 压裂施工情况

2020年11月5日，对该井进行水力泵送复合桥塞分6段压裂，施工总液量3 830.7 m3,加砂994.4 m3,最高砂比62%，最大排量6.6 m3/min，最高施工压力17.8 MPa。尾追1~6 mm纤维300 kg。

3.2 压后效果

涩页H3-1井压裂前无产量，压后初期日产气1.1×104m3，目前日产气0.8×104m3，油套压3.5/4.23 MPa，不产水砂，累计产气282×104m3。压后初期连续油管冲出微量压裂砂，后期使用连续油管探冲砂，井筒内无砂面，组合支撑剂防砂效果较好。

表8 各段压裂施工参数表

3.3 压后分析

从微地震监测及分析结果看，涩页H3-1井实时监控裂缝的长宽高及方位（图9），裂缝高度17~21 m，裂缝长度127~228 m，具体结果见表9，缝高得到了较好的控制，证实压裂未压穿泥岩层，压裂措施改造总体形成了短而宽的复杂裂缝网络，裂缝形态达到了压裂设计要求，压裂改造效果较好。

表9 裂缝网络解释成果表

图9 微地震监测俯视图

分析泥岩段上下常规砂岩气层生产动态，进一步证实压裂并未沟通气层，泥岩段自身具备产能。相邻的（距离60 m）水平井涩H3-5，井目前针对紧邻泥岩段上部的3-1-4b气层生产，在涩页H3-1井压裂后生产压力、产量稳定。证明泥岩段压裂未影响上部气层。另外，开发动态研究表明，泥岩层下部紧邻的3-2-1a气层已严重水侵。涩页H3-1井位于水侵区，泥岩段压裂后未见水，证实未沟通下部水层。

4 结论

1）采用“两控、两防、一快、一提”的改造方式，形成压裂-防砂-控水一体化技术，为涩北压裂防砂工艺升级转型提供借鉴，也为后续风险勘探部署提供技术支撑。

2）采用定向射孔优化排量复合控缝高技术，有效解决了该区域两向应力差小、上下隔层无明显应力遮挡，措施改造时裂缝纵向延伸易失控的难题。

3）“0.2%超级速溶胍胶低伤害低黏低温液体”及双元防膨体系，对泥质岩类、高水敏储层措施改造起到了保护作用，一定程度上减小了措施液对储层的污染和伤害。