四川盆地低渗透砂岩气藏大型水力加砂压裂配套技术

摘 要

摘要：增产改造是低渗透砂岩气藏开发效果的重要保障手段，为了提高气藏单井产量，实现效益开发，中国石油西南油气田公司在该领域开展了广泛深入的研究，形成了以大型水力加砂压裂为主
摘要：增产改造是低渗透砂岩气藏开发效果的重要保障手段，为了提高气藏单井产量，实现效益开发，中国石油西南油气田公司在该领域开展了广泛深入的研究，形成了以大型水力加砂压裂为主的储层改造及其配套技术，包括：气藏整体压裂方案设计技术，以微型注入为主的压前评价技术，以数值模拟、节点分析为主的大型压裂优化设计技术，以差应变、声发射、黏滞剩磁室内实验与测井资料相结合的地应力大小及方向的分析技术，以示踪迹、微地震为主的裂缝形态监测技术等。这些配套技术的形成，使大型水力加砂压裂工艺在试验区内取得了显著的增产效果，为川渝气区大力推进盆地内砂岩气藏的勘探开发奠定了基础。这些关键技术的研究、归纳与总结，为低渗透砂岩气藏的规模化、效益化开发提供了技术支持。
关键词：四川盆地；低渗透储集层；砂岩气藏；压裂；大型；加砂；配套技术；应用
1 储层特征
1.1 沉积相特征
    区内目标储层段属三角洲-湖泊沉积。储层发育的有利相带为三角洲平原亚相水上分支河道和三角洲前缘水下分支河道微相。
1.2 岩性特征
    储层以中-粗粒长石岩屑砂岩为主，次为中-粗粒岩屑砂岩。石英含量为51%～70%，岩屑含量为15%～40%；杂基矿物含量为2%～9%，成分以黏土为主，包括水云母、绿泥石、高岭石、有机质和黄铁矿。
1.3 孔隙度分布特征
    岩心样品孔隙度值主要分布在2%～14%的空间，平均为6.96%，大于6%的占60%，储层属特低-低孔隙度储层。局部地方孔隙较发育。
1.4 渗透率分布特征
    岩心样品渗透率值分布在0.0008×10-3～5.46×10-3μm2之间，平均为0.23×10-3μm2，大于0.01×10-3μm2的占77%。从渗透率的分布状况上看，储层属特低-低渗透率储层，局部地方渗透性较好。
1.5 孔隙度-渗透率关系
    岩心样品孔隙度和渗透率作相关回归分析表明，孔隙度和渗透率总体上呈较好的线性关系。尤其是当孔隙度大于6%以上时，线性关系更为清楚，反映了储层的孔喉组合较好。
2 总体技术方案
    从传统单井压裂优化设计转变为面向区块、总体规划，实现射孔、压裂、试油一体化的气藏整体压裂技术，不仅提高了单井产量，而且加快了单井投产速度。
    1) 重视裂缝延伸情况研究。针对泥岩隔层较薄，开展缝高控制分析研究，利用岩心试验与测井资料相结合求取储层地应力剖面，开展示踪剂与动态测井相结合求取裂缝高度，为优化压裂施工设计作基础。
    2) 利用前期微型注入技术，开展压裂优化设计以及压后储层产能评价。
    3) 消化吸收储层研究成果，根据现场实施结果精细对储层分类、分区，根据储层的不同类别，制订相应的压裂方案。按如下要求优化单井施工设计：对于储层条件较好、含水饱和度较低的井大胆实施大型压裂作业；对于含水饱和度较高、位于水较活跃的区域在施工规模上相对保守。
    4) 按照优化、简化、快速试油的原则，针对不同的井型采用不同的工艺及工序，气井一旦获气，立即组织生产，在生产过程中排尽残液，不但有利于保证压裂效果，而且有利于产量任务的完成。①对于直井采用过油管射孔→(放喷、测试)→测井温基线→加砂压裂→缝高监测、排液、测试、动态测井；②对于斜井采用过油管传输射孔→(放喷、测试)→测井温基线→加砂压裂→缝高监测、排液、测试、动态测井。
    5) 以低残渣、有效控制水锁，有效助排、降低压裂液对储层的二次伤害为目标，采用超级胍胶压裂液体系。
3 利用新技术开展大型压裂前期论证与设计优化
3.1 压前评估新技术
3.1.1利用岩心试验与测井资料相结合的方法求取地应力参数及剖面
    利用差应变、声发射、黏滞剩磁为实验手段的地应力大小与分析技术结合测井资料，获得储层地应力剖面与方向(表1)，为储层整体压裂方案设计及优化设计提供依据[1～2]。
表1 试验区地应力方向表
采样深度/m
最大水平主应力
最小水平主应力
铅直应力
方位/(°)
倾角/(°)
应力/MPa
方位/(°)
倾角/(°)
应力/MPa
方位/(°)
倾角/(°)
应力/MPa
1707
298.20
1.10
34.66
28.42
11.10
28.18
202.61
78.84
37.20
1714
298.00
1.50
34.12
28.23
8.60
30.17
198.18
81.27
36.95
1717
301.60
5.10
36.29
32.30
7.80
28.94
178.72
80.66
37.22
3.1.2利用微型注入测试工艺求取储层就地物性参数，评估压后增产效果
    这种评价技术是压裂前向地层注入少量的液体(10m3以内)，由压降数据分析获取储层物性参数(储层流动系数、储层压力)，然后将这些参数用于压前产能关系式中，同时建立压前与压后数据之间的映射关系，对压裂储层优选、压裂规模的确定以及压前及压后产量预测提供了可靠的依据。表2为试验区利用微注测试获得的主要参数。
3.2 裂缝几何形态实测技术
    压裂裂缝的准确评价对优化设计及增产效果的分析评价至关重要，在试验区进行了示踪剂+井温测井求取裂缝高度，求取的裂缝几何形体信息为我们进一步优化设计及压后评估起到了重要作用。
在压裂施工中加入示踪剂，通过压后井温度测井和示踪剂确定缝口裂缝高度。通过对裂缝高度测量，可以对泥岩隔层的遮挡性和储层裂缝高度延伸规律进行研究，进一步优化压裂设计，与压裂数据共同分析，确定裂缝有效几何形态(图1)。
 
3.3 压裂设计图版
    压裂设计图版的建立对论证是否通过大规模加砂压裂动用所有储层，同时取得较为理想的裂缝长度，保持气井具有一定的高产、稳产期具有重要的意义[3～4]。
    采用节点模型开展地层流动物性与裂缝长度之间相关性分析、预测不同裂缝与地层匹配情况下的无阻流量、根据前期试验成果及微型注入测试分析，建立了试验区压裂设计图版(图2)，该图版与现场试验结果具有很好的一致性。
表2 微注测试获得的参数表
井号
流动系数/10-3μm2·m(mPa·s-1)
地层压力/MPa
压力系数/MPa·m-1
渗透率/10-3μm2
闭合应力/MPa·m-1
液体效率/%
XX1
63.60
19.70
0.0111
0.056
0.0132
38
XX2
35.87
20.50
0.0112
0.072
0.0132
36
XX3
271.00
19.55
0.0109
0.157
0.0127
13
XX4
228.00
17.81
0.0101
0.240
0.0126
18
XX5
210.00
20.50
0.0118
0.280
0.0137
11
4 强化压裂液体系研究以适应储层及大型压裂的需要
    根据试验区储层的特点，研究形成了适应的压裂液配方，该压裂液体系具有以下特点。
    1) 针对聚合物的伤害——选用优质精细瓜胶，降低聚合物本身的伤害[5～6]。
    2) 针对常压、低孔低渗储层——破胶快速彻底、返排迅速。
    3) 破胶快速彻底——采用复合破胶(常规破胶剂+胶囊)。
    4) 返排迅速——采用复合助排剂(低表界面张力+微乳液)。
    5) 针对黏土膨胀运移——采用复合防膨(长效季铵盐防膨+短效KCl防膨)。
    6) 针对水锁、水敏——采用醇防止并提高助排。
5 分阶段推广大型压裂现场试验效果显著
5.1 第一阶段
    进行大型压裂初步试验，重点研究大型压裂在该区的可行性、适用性，取全取准资料，深化对储层的认识。该阶段压裂施工规模为70m3、100m3支撑剂，共实施5口井，平均单井无阻流量18.1×104m3/a，大型压裂初步获得较好的效果。
    通过对第一阶段施工资料作认真分析，进一步对储层进行了精细划分，将试验区划分为3个区块，分别对3个区块制订了不同的压裂对策。
    1) 在构造顶部，其产层较好，含水饱和度较低，可推广120m3以上的规模，尽可能提高单井产量。
    2) 在构造翼部，其储层条件相对顶部次之，但含水饱和度较低，可推广100～120m3的规模。
   3) 在构造低部位，由于其含水饱和度较高，压后产量受水的影响很大，压裂规模适当降低，在有条件的井实施分层压裂。
5.2 第二阶段
   主要是验证第一阶段形成的认识及区块划分的合理性，共实施5口井，施工规模为50m3、70m3、100m3，平均单井获无阻流量9.9×104m3/d且证实区块划分是合理的。
5.3 第三阶段
   试验井主要集中在构造顶部，大力推广120m3以上的施工规模，共实施12井次，平均单井无阻流量35.3×104m3/d，获得一批高产井，效果显著。
   该气藏通过大型压裂，获得了显著的增产效果及较高的开采效益，图3是该气藏应用大型压裂前后效果对比图。
 
6 结论
    通过对试验区大型水力加砂压裂技术攻关及实施，形成了较成熟的大型压裂及其配套技术，这些技术包括：区块总体压裂方案设计技术，以微型注入为主的措施井增产潜力评价技术，以数值模拟、节点分析为主的大型压裂优化设计技术，以差应变、声发射、黏滞剩磁室内实验与测井资料相结合的地应力大小及方向的分析技术，以示踪剂、微地震为主的裂缝形态监测技术。这些技术的形成与应用取得了明显的效果，不仅有效地提高了试验区单井产量及开发效果，也为类似气藏的开发提供了宝贵的经验。
参考文献
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(本文作者：何冶1 段国彬1 付永强2 周朗1 1.中国石油西南油气田公司工程技术与监督部；2.中国石油西南油气田公司采气工程研究院)