东胜气田致密气藏混合水体积压裂技术研究与应用

杨文波，常云超，邱小庆

（1.中国石化华北石油工程有限公司井下作业分公司，河南郑州 450042；2.中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院）

东胜气田杭锦旗区块位于鄂尔多斯盆地伊盟北部隆起，是以下石盒子组为主力开发层位的致密气藏，资源量大，分布稳定。储层岩性主要为岩屑石英砂岩与岩屑砂岩，石英平均含量为66.67%，岩屑平均含量为22.26%，杨氏模量为28.0～31.0 GPa，渗透率主要为（0.9～1.7）×10-3μm2，孔隙度主要为9.3～11.3%，属于典型的低孔低渗气藏。受储层条件的制约，单单靠增加缝长来提高储层的导流能力已经达不到理想的效果。针对鄂尔多斯盆地储层岩石特性以及天然裂缝发育特点，按照“体积压裂”理念，对传统的压裂方式进行改进创新，开展了混合水体积压裂技术攻关试验[1-3]。

1 混合水体积压裂机理

混合水体积压裂技术主要是针对天然裂缝发育、岩石脆性指数较高的致密储层的压裂技术，通过低黏压裂液和低砂比形成复杂支缝，高黏压裂液和高砂比形成高导流主缝，开启天然裂缝并形成有效支撑，实现对储层三维方向的“立体改造”[4]。其增产机理是：在混合水体积压裂过程中，当缝内净压力大于地层最大最小水平主应力差时，人工主裂缝开始形成，天然裂缝逐渐张开；当净压力达到一定数值时，脆性岩石开始发生剪切滑移。由于存在剪切滑移，在裂缝延伸过程中也能使已存在的微隙进一步张开。压裂结束后，剪切断裂产生的裂缝粗糙面使张开的裂缝不能再滑移回到初始位置，闭合后仍能保持一定的间隙[5-12]。在裂缝剪切滑移形成一定的缝长和缝宽后，继而将携带一定支撑剂的携砂液按一定比例注入，使剪切产生的裂缝渗透率得到保持，提高裂缝导流能力，增大压裂改造体积，提高单井产量。

2 混合水体积压裂工艺研究

2.1 压裂液体系优选

混合水体积压裂入地液量大，容易对地层造成严重的伤害，因此，对压裂液体系性能的要求较高。线性胶压裂液体系不仅具有界面张力低、体系更易返排、对储层伤害小的特性，同时具有容易进入天然微裂缝、开启并沟通更多的天然裂缝、利于裂缝体积改造的优点，因此，采用线性胶作为前置液。但线性胶携砂性能有限，不能满足高砂比携砂的要求，为保证施工安全，采用较高黏度胍胶压裂液作为携砂液[13]。针对鄂尔多斯盆地东胜气田杭锦旗区块的储层特征，优化混合水体积压裂常用配方为：线性胶（0.15%HPG＋1.0%防膨剂+0.05%杀菌剂+0.5%起泡剂+0.2%助排剂+0.2%Na2CO3）、基液（0.45%HPG＋1.0%防膨剂+0.05%杀菌剂+0.5%起泡剂+0.2%助排剂+0.2%Na2CO3）。

2.2 支撑剂优选

闭合压力大小是优选支撑剂的主要技术参数，组合支撑剂性能参数见表1。根据邻井施工资料反映，地层闭合压力梯度为0.014～0.016 MPa/m，地层闭合压力为43.5～49.7 MPa，故选用耐压性能更好的人造陶粒作为支撑剂。根据东胜气田储层特点以及混合水体积压裂压后裂缝支撑特征，结合现场施工要求，经过室内研究，前置液阶段采用40/70目中密度陶粒扩大天然裂缝开启程度，充填微裂缝；携砂液阶段采用20/40目低密度陶粒支撑人工主裂缝，提高主裂缝导流能力[14]。

表1 支撑剂性能参数

2.3 配套工具的组合

井内尾管悬挂器、裸眼封隔器、滑套等耐温可达150 ℃，耐压可达70 MPa，井口采用KQ103/65-70型压裂井口，均能满足施工限压60 MPa的要求；井口采用双管线泵入压裂液，能够满足6～7 m³/min的施工排量要求。

2.4 缝内净压力优化

鄂尔多斯盆地东胜气田下石盒子组的岩石脆性指数高、天然裂缝较发育，在压裂过程中容易形成缝网系统。研究表明，岩石产生张性断裂所需要的缝内净压力表达式为：

产生剪切断裂所需要的缝内净压力表达式为：

式中：netp为缝内净压力，MPa；Hσ，hσ分别为水平最大、最小主应力，MPa；θ为人工裂缝与天然裂缝夹角，(°)；0τ为天然裂缝面的黏聚力，MPa；fK为天然裂缝面的摩擦系数。

由式（1）可知，当π/2θ=时，张性裂缝净压力取得的最大值为。同理，由（2）式可知：当人工裂缝与天然裂缝相交后，影响天然裂缝是否发生剪切滑移的因素包括水平主应力差、人工裂缝面的摩擦系数；当π/2θ=时，剪切裂缝净压力取得最大值；对于天然裂缝缝面的黏聚力为0，因此，天然裂缝产生张性断裂和剪切断裂的最大值均为

东胜气田杭锦旗区块下石盒子组储层水平主应力差一般为3～5 MPa，因此，产生剪切裂缝需要的最大缝内净压力要大于5.0 MPa。

2.5 施工排量优化

体积压裂通过大排量迫使天然裂缝张开，通过提高缝内净压力形成网状裂缝，由常规的造长缝变为增加缝网体积；通过增大泄流体积，达到提高单井产量的目的。研究表明，排量大于6.0 m3/min净压力大于5.0 MPa，能够保证天然裂缝开启并延伸，同时能够使裂缝突破夹层，纵向上充分动用砂泥岩混层，因此现场施工排量应为6.0 m3/min以上。

3 实例分析

3.1 基本井况

JH1井是东胜气田杭锦旗区块的一口气藏评价水平井，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部隆起，井深4 557 m，层位为盒2层，采用预置管柱完井。储层平均孔隙度为12%，平均渗透率为0.56×10-3μ m2，平均含气饱和度为45.1%，属于致密砂岩储层。目的层盒2-1层砂体厚度11.1 m，上覆盒2-2层砂体厚度11 m，下覆盒1层砂体厚度25.6 m，砂体厚度较大。目的层盒2-1层与下覆盒1层之间有2个约1 m厚的较纯泥岩薄夹层，其遮挡效果较差，上覆盒2-2层砂体与目的层盒2-1层砂体之间无遮挡层。压裂设计原则是以较高的规模和排量沟通纵向气层，提高改造体积，采用混合水体积压裂技术进行储层改造。

3.2 设计施工参数

该井通过投球打滑套进行分段压裂，主要采用大液量、大排量的施工参数。X1井分段压裂施工参数：每段使用线性胶约135 m³，压裂基液约400 m3,施工排量6～7 m³/min，支撑剂20～40目中粒径陶粒40～55 m3，40～70目小粒径陶粒3～4 m3，平均砂比约20%。

3.3 压裂施工过程

根据线性胶和基液的液体类型及作用，每段施工泵注过程大致可分为3个阶段如表2所示。

（1）前置交联液线性胶的注入。每级压裂前置液中以40/70目小粒径陶粒打5%、7%两个砂比段塞降低或消除近井筒裂缝的迂曲摩阻，扩大天然裂缝开启程度，并充填地层中发育的微裂缝，降低施工泵压，降低压裂液滤失，进而提高压裂液效率。

表2 JH1井第X段压裂施工泵注程序

（2）大粒径携砂交联液的注入。支撑人工主裂缝，提高主裂缝导流能力，形成缝网结构，增加主缝近井地带的导流能力。

压裂施工所用的压裂液由50.2%的前置液组成。根据JH1井第X段压裂施工曲线，注入砂比为5%的交联液，顶替到位后，注入砂比为7%的线性胶，随后注入交联液携砂液，砂比由9%逐渐升高到33%。地层破裂压力为29.8 MPa，施工排量为7～6 m3/min，裂缝延伸正常；前期注入40～70目陶粒3.1 m3，后期注入20～40目陶粒42.1 m3，整个过程采用段塞式加砂。

3.4 压后产能情况

通过JH1 井与相邻同层位井压后求产数据对比，在相同储层条件下，采用不同的压裂方式进行储层改造，压后产量明显不同。混合水压裂能够有效地增加裂缝与储层的接触面积， 提高了近井地带的裂缝导流能力，单井产能较常规胍胶压裂提高明显，达到大幅度提高产量的目的。该井采用混合水压裂改造，压后无阻流量25.0×104m3/d，实现了杭锦旗该层位产能新突破。混合水与常规压裂产能情况对比如表3所示。

表3 混合水与常规压裂产能情况对比

4 结论和认识

（1）鄂尔多斯盆地东胜气田致密砂岩气藏具有储层致密、岩石脆性度较高、天然裂缝较发育的地质特征，水平主应力差3～5 MPa，具备混合水体积压裂有利的地质条件。

（2）在鄂尔多斯盆地东胜气田致密砂岩气藏创新地开展混合水体积压裂技术试验，通过注入低黏低砂比压裂液形成复杂支缝，高黏高砂比压裂液形成高导流主缝，开启天然裂缝并形成有效支撑，实现对储层三维方向的“立体改造”，试验后生产效果显著，达到了有效提高单井产量的目的。

（3）为了能够全面了解混合水体积压裂技术现场应用的适应性，需进一步开展混合水体积压裂试验，加强对致密气藏储层天然裂缝以及岩石力学参数的研究，为施工参数的优选以及设计的优化提供更有力的依据。

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