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致密砂岩气储层压裂试气一体化技术研究

2024-08-30 22 上传者：管理员

摘要：运用了封隔器分层压裂和压后快速返排试气技术方案，针对宜川洛川页岩气气田的储层特性和层间干扰问题。通过优化压裂液体系和支撑剂，实现了低温交联、携砂能力强、破胶好和迅速排气的目标。现场实验结果显示，压裂后产量明显提升，成功率达到100%。这为储层评价、选井选层和施工工艺选择提供了可靠依据。此举在气田压裂改造中具有重要意义，为进一步提高产量和优化气田开发提供了有力支持。

关键词：
一体化
压裂液体系
工作制度
管柱配套
致密砂岩气
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在我国以致密气藏为代表的非常规天然气勘探开发蓬勃发展，尤其在陕西地区取得显著成就。这一区域已成为全球气产量飙升的引领者。探索开发更深或更浅的区域，旨在挖掘更为庞大的潜力资源，以提升产量。运用先进技术和深度研究手段，不仅使勘探对象多元化，更是对常规观念的颠覆。这一迈向深浅区域的扩展战略，既在技术上实现了重大突破，也为中国油气开发产业的可持续发展奠定了坚实基础[1]。

在气藏开发中，面对某气田超深井的挑战，关键在于勘探突破和地质储量的准确评估。必须综合考虑地应力、水平应力等地质参数，以优质页岩为基础，精细优化井位部署设计。同时，通过弱超压条件下的井口压力监控，实现产量最大化。在工程实施监控方面，应运用先进的地质工程一体化理念，确保过程质效。此外，通过优化钻完井工艺，提高经济效益，实现投入与产出的协同优化[2]。

在宜川洛川页岩气某气田，通过水平井体积压裂技术升级和返排试气一体化技术的实践，成功探索出适用于中国复杂岩性区山地深层页岩气开发的低成本、高效关键技术。运用先进技术，实现了在复杂岩性区的页岩气开发中取得的显著成果。该实践中，精妙运用水平井和体积压裂手段，极大地提高了气田的产能，通过返排试气一体化技术，有效降低了开发成本。技术升级的过程中，注重对复杂岩性区特有的地质条件的深入研究，使得开采过程更为智能和适应性更强。

1、气田储层特征及压裂后气井动态特征

1.1储层连续分布，优质储层厚度薄

在盆地外围，涉及某处显赫的碳硅质气田屹立于交汇之地。勘探成果揭示，该气田的含气面积横扫580平方公里，主要储层分布于上古山一盒8层，其厚度在30至56 m之间变化[3]。通过对近20口直井和60余口水平井进行的压裂试验，气田的探明储量已经经受住了验证的考验。这一地区的页岩气勘探呈现出广泛的前景，为未来能源开发提供了坚实的依据。

1.2储层静态参数整体向好

位于鄂尔多斯盆地中东部的宜川洛川地区，沉积类型多样，岩性体系丰富。经历多个旋回演化阶段，形成独特的地质特征。石油资源主要分布于中生界，尤其是三叠系延长组和侏罗系延安组。而天然气则主要富集于古生界，存在于上古生界海陆过渡相地层和下古生界碳酸盐岩地层中。该地区位于伊陕斜坡岩性单元，断裂岩性系统基本不发育。

在伊陕斜坡中东部的直罗一-下寺湾地区，主要分布在长7段和长9段的页岩、泥页岩及其夹层中。值得一提的是，上古山一盒8层泥页岩厚度在10～70 m之间，有机质丰度高达2.0%～5.0%。有机碳体积分数达到了1.76%～6.28%φ，热演化程度(Ro)值介于0.7%～1.5%(φ)之间。此外，母质类型主要为腐殖一腐泥型，而氯仿沥青“A”含量在0.25%～0.67%(w)之间。据估算，该地区中生界页岩气资源量达到了惊人的626.4×108～1037.2×108m3。

1.3断层、不同尺度天然裂缝发育

研究区位于宜川洛川低陡褶带向的隆起区，研究区因明显的岩性活动而发育多样化的裂缝结构。南北向走滑断层与北东东向逆冲断层共同调控着岩性格局。岩心观察及CT扫描揭示，上古山一盒8层储层内高导缝、高阻缝以及水平层理缝分布广泛且裂缝更为显著[4]。研究区地质特征表明，岩性活动在上述区域对储层裂缝发育有着显著影响。

1.4地应力低、水平应力差小

地层闭合压力的降低为压裂施工提供了有利条件，可选用抗压强度较低的支撑剂，实现成本的有效控制。水平应力差的减小有助于优化压裂施工参数，提高裂缝网络的复杂度，从而在低成本情况下实现排量的增加和转向压裂的灵活应用。通过调整油层套管钢级、井口装置压力等级以及压裂车组承压等级，实现了同等施工条件下的低成本高效开发[5]。

1.5压裂后初期产量低、递减相对较慢

海相气储层在压裂返排策略上与传统砂岩有显著区别，需定制调整方案。储层呈弱超压状态，吸附气对产量贡献较低，但规模性解吸延长了稳产时间。在排液试气过程中，应精细控制压降速率与排液量，防止人工裂缝过早闭合，减少沉砂、积液等不利情况的概率，以提升气井产量与稳定性。针对性调整油嘴大小，采用精细化控制手段，对应力敏感性及解吸现象进行深入研究。

2、气储层体积压裂技术升级

气藏经过10年多的不懈努力，体积压裂工艺技术已突破初级依赖外部经验的桎梏，跻身具备自主创新升级本领的新阶段。在这漫长的进化历程中，工艺技术已达到2.0级水平，涵盖了密切割多簇射孔、石英砂替代陶粒、大排量连续加砂等领先工艺[6]。随着洛川气藏深层页岩气规模化开发的推进，工艺技术的升级换代成为重中之重，旨在实现低成本高产高效的开发目标。

2.1长段多簇密切割

通过降低射孔簇间距，地层局部应力场更容易受到诱导应力的驱动，形成应力阴影效应，减小水平应力差，促使复杂裂缝网络的生成。数值模拟显示，减小簇间距可显著增加储层改造裂缝表面积，提高气井5年产气量。通过密切割、增加单段射孔簇数、缩小簇间距，可扩大压裂裂缝与储层的接触面积。增加射孔簇数后，适度提高改造段长，减少压裂分段，实现压裂费用降低，降本增效的目标。这一研究为储层改造提供了有效策略，优化了压裂设计，提高了产能，为油气开发领域带来了实质性的技术突破。

随着压裂工艺日趋精密，采用长段多簇密切割技术，不仅保证了水平段的有效改造效果，同时也显著提升了单井产量。通过优化射孔簇数和簇间距，以及调整压裂段长，施工效率得到了显著提升。这一技术的应用不仅在产量上有所突破，更为引人注目的是，在降低单井压裂施工费用方面取得了长足进展，每口井可节省200～300余万元。

2.2复合暂堵转向

在深入探讨深层气储层体积压裂实践中，采用可溶暂堵球及可溶暂堵剂的段内复合暂堵转向压裂工艺展现了卓越效果。通过对暂堵球粒径、加量、暂堵剂用量与浓度的巧妙优化，成功规避了单段射孔簇数增加引发射孔孔眼效率下降的问题，同时显著提升了改造效果。实地应用的直径达19 mm的暂堵球，球数控制在单段射孔孔眼数的40%～60%范围，而暂堵剂的单次用量在80～160 kg之间。根据施工压力及裂缝微地震实时监测响应特征，精准投放1～2次[7]。这一工艺已在深层储层体积压裂广泛应用，为提升压裂效果提供了可行的技术策略。在实践中，细致的参数调控与实时监测相结合，呈现出高效、精密的压裂工艺，为页岩气储层的优化开发奠定了坚实基础。

2.3石英砂代替陶粒

在对深层含气储层的探讨中，技术人员注意到闭合应力的低值使得支撑剂的选择更具有灵活性。在这项研究中，决定以石英砂替代传统的陶粒，因为石英砂具有更优越的导流性能。选择了40/70目和70/140目的石英砂，分别填充主缝和分支缝。通过进行室内测试，我们考察了不同闭合应力条件下的支撑剂导流能力。结果显示，随着闭合压力的增加，石英砂相对于陶粒表现出更出色的导流性能，特别是70/140目的石英砂表现最佳。

经对40/70目和70/140目石英砂在35 MPa闭合压力下的短期导流能力的对比，发现石英砂可替代高成本的陶粒，满足页岩气井生产需求。长期导流能力约为短期导流的30%，经济考量显示，石英砂取代陶粒可节约支撑剂成本约20.6万元/段，总支撑剂费用可减少1.06亿元，因此，采用石英砂取代陶粒在支撑剂选择上具有明显的经济优势，有助于成本节约。

2.4控液增砂

储层开采中，数值模拟技术在裂缝导流能力评估上存在一定限制，尤其在模拟复杂三维裂缝形态方面。针对此挑战，近期某气田采用高强度加砂现场试验评估裂缝导流能力，取得明显增益，但随着加砂量的增加，套变风险上升、施工成本攀升。因此，需全面权衡裂缝导流、成本和风险等因素，寻求更切实有效的加砂方式和施工方案。延长气田自2019年2月起实施的加砂强度提升方案，使加砂量增幅超过125%，然而，该举措导致原段塞式加砂模式下单段液量激增500～1000 m3，引发套变风险上升，施工成本上升。因此，针对加砂量的增加，必须全局考虑裂缝导流、施工成本和风险管理等多方面因素，以制定更为有效的加砂策略和施工计划。

在延长气田气井的压裂实践中，通过提升砂浓度及实施连续加砂策略，可行性得以彰显。此举有效减小了压裂施工压力，提高了加砂强度，而仅略微增加了平均单段用液量，约为200～300 m3。通过扩大砂量注入，可持续维持深层页岩气储层裂缝的导流能力，同时通过液量控制确保了井筒完整性和施工成本的合理掌控。这一创新方法在井筒完整性和成本效益之间找到了平衡点，为气井压裂施工提供了可行的优化途径。

2.5全程低黏滑溜水

在勘探中，采用低黏滑溜水泵注技术显著拓展了压裂裂缝网络，有效提升了气产量。在某气田的62口水平井实践中，该技术呈现出低伤害、低摩阻系数、可回收利用等优势，总液量达162.2×104m3，成本较传统技术降低了30.0%～46.7%。同时，体积压裂工艺技术2.0级的规模应用进一步增强了裂缝复杂度，单井气产量从3973×104m3提升至4845×104m3。此举不仅在技术创新上取得显著成果，更在经济效益上实现了令人瞩目的提升。

3、深层气井返排试气一体化技术

3.1气井返排特征阶段划分

深层气井压裂后的返排测试经历初期和后期的纯液流阶段，井口压力低、压降速率快，持续时间较中深层更为庞大，约达190 h。在气液两相流阶段，深层页岩气水平井呈现“气增液降”和“气液同升同降”特征，类似于中深层，其产气量及产液量稳定或略有下降。随后进入近似纯气流阶段，日产气量和日产液量趋于平稳。与中深层井相比，深层井在纯液流阶段保持较长时间，为优化生产策略提供了更丰富的数据。

3.2压裂后返排策略

深层气井压裂后，应以控压、控速原则返排，确保井口压力稳定，有效提升液体至地面，降低地层含水饱和度。同时，需谨慎控制返排速度，防止支撑剂回流，延缓气驱液过程，避免水锁现象。这一过程旨在保持压力差，促进页岩气的产出，避免过早水锁，维护产能。

3.3气井精细返排测试技术

在含气领域，创新性的“五四三”返排测试技术展现了引人瞩目的效果。通过巧妙调整油嘴尺寸、精细掌控压降和速度，该技术在裂缝网络优化的同时，充分利用页岩水化作用，有效提升气相渗透率。关键操作包括微妙调整油嘴，巧妙控制压降和速度，以促进气相渗透通道的形成，确保测试过程中气产量的稳定。这项技术不仅为页岩气田的开发提供了切实可行的方法，更为优化气水比、矿化度等方面提供了重要指导。通过“五四三”精细返排测试技术的成功应用，页岩气领域迎来了一场技术飞跃，为未来的开采工作奠定了坚实基础。

3.4伺机关井措施

气井产能关键影响因素繁多，其中返排效果显著。当日产气量低迷，应采取伺机关井策略。通过地层压力恢复和巧妙运用压裂液，毛细管力降低主裂缝含水饱和度，成功解除水锁。借助海相页岩水化裂缝特征，提升储层渗透性。以Y102N平台为例，通过关井措施显著提高气相渗透率，生产效果显著改善，累计产气量达2426×104m3。这一策略在提升产能、优化生产效益上表现卓越，为页岩气井开发提供了可行的低成本增效手段。

4、结束语

综上所述，通过采用长段多簇密切割、复合暂堵转向、石英砂替代陶粒、控液增砂等先进工艺，成功将水平井体积压裂工艺升级至2.0级。针对深层页岩气井的特点，采用“控压、控速”策略进行返排，创新引入“五四三”精细返排测试技术、伺机关井措施以及气液两相流数字化精准计量测试技术，有效降低成本、提高效率。

参考文献:

[1]刘加东.页岩气井连续油管辅助压裂试气技术[J].石化技术,2022,29(3):145-146.

[2]李军龙,杨南鹏,范雨航.苏里格致密气藏压裂试气提质增效技术与实践[C]//中国石油学会天然气专业委员会.第32届全国天然气学术年会(2020)论文集.川庆钻探工程有限公司苏里格项目经理部,2020:7.

[3]汪青鑫.致密气储层直井多层压裂试气合理性评价研究[D].北京:中国石油大学(北京),2020.

[4]樊莉,葛忠伟,朱颐等.页岩气水平井压裂安全环保问题及对策[J].石油化工安全环保技术,2019,35(6):4-8;84.

[5]李涛,吕明,吕园,等.延安气田X-1井本溪组压裂试气效果分析[J].辽宁化工,2019,48(7):708-710.

[6]李宝军.大宁-吉县区块致密砂岩气储层压裂试气一体化技术研究[D].青岛:中国石油大学(华东),2019.

[7]李宝军,高永海,周承富,等.大宁-吉县区块致密砂岩气储层压裂试气一体化技术[J].油气井测试,2018,27(5):56-60.

文章来源:武改红,刘为恺,张龙,等.致密砂岩气储层压裂试气一体化技术研究[J].石化技术,2024,31(08):248-250.