张 梨 牛会娟 黄志鹏 黄 霞

（中石化西南石油工程有限公司井下作业分公司，四川德阳  610800）

摘 要：川西须二气藏属典型的致密气藏，存在破裂压力高、施工压力高、施工排量提高困难、加砂难度大等难题。为此，在施工中采取前置酸降破及后效射孔降破技术、多功能复合支撑剂以及超高压施工等技术措施。现场应用表明，前置酸和后效射孔技术最高降破压可达10MPa，多功能复合支撑剂的单段最高砂浓度达180kg/m³，保障了须二储量的规模开发、增储上产。

关键词：川西须二气藏；体积压裂；降破压；多功能复合支撑剂

中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2024）15-0014-03

 

0引言

川西须二气藏储层埋藏深，具有低孔致密、高压—异常高压特征，为裂缝—孔隙型、孔隙型有水气藏。总体上看，岩性致密度、破裂压力及延伸压力高，压力窗口窄、施工排量受限，加砂敏感，施工难度大。为此需开展针对性工艺技术研究，促进须二气藏的规模化开发。

1工程地质特征及勘探开发情况

1.1工程地质特征

川西须二气藏处于四川盆地川西坳陷中北段，储层埋深超4000m，岩石组分复杂，石英含量超50%；孔隙度低于5%，渗透率集中在0.04～0.1mD（平均渗透率0.06左右），具有低孔致密特征。

气体组分以甲烷为主，少量二氧化碳，不含硫化氢。储层地压系数大于1.4，构造应力较强、抗拉强度较高（平均7.3MPa）、弹性模量大（砂岩平均41.2GPa），水平地应力差异较大差异系数达0.45（最小水平地应力梯度1.89～2.34MPa/100m，最大水平地应力梯度2.59～3.81MPa/100m），具有高压—异常高压特征。

1.2前期勘探开发情况

1988—2020年，川西须二气藏经历了4个阶段的勘探及评价工作（见表1），测试井50余口，获产井超30口，无阻流量0～150万m³/天，累计产气量>1亿m³井13口。

表1 不同阶段测试井投产方式划分

阶段	2000年之前 靠自然产能	2000—2012年 小规模常规酸化压裂	2014年中大型压裂	2020年体积压裂、桥塞分段
主要投产方式	依赖大型天然裂缝，替喷测试自然产能投产，发现一批高产井。	降破措施降低施工难度，酸化解堵效果好，常规加砂压裂效果有限。	XS1井混合水体积压裂效果好，稳定输气6年，目前日产5.3×104m3。	X10-2井三层分压体积压裂，测试产量6.45×104m3/日。 XS101井桥塞分段体积压裂， 获天然气产量8.91×104m3/日。

1.3存在问题

（1）储层岩石致密、埋深大，破裂压力高，地层压开难度大。

储层最大水平地应力梯度2.59～3.81MPa/100m，弹性模量平均41.2GPa，泊松比平均0.27，抗拉强度较高（平均7.3MPa），储层致密，岩石强度高。前期须二多口井限压95MPa下未压开地层。

（2）储层延伸压力高，施工排量受限，加砂敏感。

X206井须二第2段泵压119.4MPa时，排量仅1.08m³/min，不具备加砂条件。XS205井第1～5段主体施工排量4～5m³/min，井口泵压多在110MPa以上，停泵压力高于100MPa，反应储层延伸压力高，施工排量受限，加砂压力窗口窄。

2主体改造技术

为充分评价须二气藏储层产能，并综合现场施工难题，逐步形成了前置降破、低中砂比连续加砂、超高压体积压裂工艺^[1-2]。

2.1前置酸降破技术

针对须二气藏前期多口井未能压开的情况，考虑酸液具有较好的溶蚀作用效果^[3]。

现开展室内评价实验，优选合适的酸液类型，分析不同酸液对储层解堵、降破的影响规律（见表2）。

表2 不同酸液对砂岩溶蚀作用的影响

盐酸浓度/%	氢氟酸浓度 /%	反应时间/min	反应温度/℃	溶蚀率 /%
10	0	30	90	9.58
12	0			10.15
15	0			10.03
20	0			9.86
12	1.5			18.32
12	2.0			19.47
12	3.0			21.68
12	3.5			22.04

 

从实验结果来看：①盐酸对砂岩储层岩屑的整体溶蚀效果较差。②综合考虑投入产出比和降低对储层的二次伤害，前置降破优化采用土酸（3%HF+12%盐酸）体系。

2.2后效射孔降破技术

后效射孔^[4-5]主要通过装置在射孔弹上的后效体对射孔孔道、储层实施有效做功。炸药爆炸能量被后效装药爆炸作用进一步强化，提高射孔穿深，能有效改善近井地带储层渗透率和解除孔道周围的压实污染，在射孔孔道周边形成微裂缝，从而降低破裂压力（见图1）。

 

图1 后效射孔原理示意图

表3 不同射孔方式压力对比

井号	层段	射孔方式	地层开始吸液时的压力MPa
CZ108井	第1段	后效射孔	98
	第2段	后效射孔	103
	第3段	常规射孔	115

为试验后效射孔工艺的降破效果，在川西新场须二深层气井试验了3口井，其中，在CZ108井第1、2段实施了后效射孔，根据地层开始吸液时的压力情况分析最大降破压超10MPa（见表3）。

2.3多功能复合支撑剂应用技术

多功能复合支撑剂^[6-7]是以优质石英砂为核心，通过二次覆膜技术造粒成型，经烘干、成型、筛分等工艺而生产形成的新型支撑剂。

针对须二储层常规陶粒加砂敏感、砂堵风险高等难题，结合室内实验研究，优选具有“自悬浮”“自增粘”等优点的多功能复合支撑剂进行现场试验。

由评价结果可知，①陶粒易沉降，易形成一定规模的“砂堤”，当“砂堤”增大到某一临界值时，可能发生砂堵，加砂难度大。②多功能复合支撑剂在粘性压裂液中的悬浮性更好，沉降速度更小，运移距离更远（见表4）。

表4 不同介质不同支撑剂悬浮性能对比表

	介质	悬浮率%
第1组	自来水+多功能复合支撑剂	48.5
第2组	滑溜水+多功能复合支撑剂	80.8
第3组	滑溜水+陶粒	0.00

随着砂比的提高，支撑剂水溶液体系的黏度逐渐增加，当40/70目支撑剂砂比达到20%时，其水溶液黏度达到5.25mPa·s。因此，多功能复合支撑剂具有“自增粘”的特点，能降低支撑剂对携砂液粘度的要求。

3应用效果分析

区块共有13口井投产，其中，10口井通过超高压体积压裂后投产，主体施工排量12～14m³/min，泵压60.5～118MPa，未发生砂堵及其他复杂情况；平均产气量16.5×10⁴m³/d，产量有大幅提升，工业气井率80%以上。

（1）采用土酸进行酸化预处理，结合使用后效射孔技术，降低破压主要在1.2～8.2MPa之间，其中XS205井第2段采用复合降破压最高达19.0MPa。

（2）应用多功能复合支撑剂施工时泵压较常规支撑剂压裂泵压会降低，中低粘压裂液携砂，单段最高砂浓度可达180kg/m³，同时降低了压裂液成本。

4结语

综合前期川西须二气藏多口井的储层条件、改造技术特点及施工情况，可以得到以下结论。

（1）第二代多功能复合支撑剂具有独特性能，能降低施工压力、施工成本和施工风险。

（2）采用前置酸降破预处理可除近井污染；采用酸化+后效射孔降破压技术可降低破裂压力。

（3）采用140MPa井口保证施工排量，并在现场应用形成了“前置酸降破、低中砂比连续加砂”超高压体积压裂工艺，强有力推动了须二储量开发。

 

参考文献

[1] 穆海林,刘兴浩,刘江浩,等.非常规储层体积压裂技术在致密砂岩储层改造中的应用[J].天然气勘探与开发,2014, 37(2):56-60.

[2] Jinbu L,Jianwen B,Zhu Li'an,et al.苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践[J].Natural Gas Industry, 2013,33(9):65-69.

[3] 杨刚.前置酸化压裂酸液体系实验及转向重复压裂改造技术的应用[D].西安:西北大学,2013.

[4] 徐新华,戴宗,朱义东,等.基于复合油藏模拟的后效射孔产能评价方法[J].油气井测试,2023,32(2):63-67.

[5] 杜永安,张永涛,阎兴涛,等.新型后效射孔在海上致密储层的试验研究[J].工程爆破,2023,29(6):142-146.

[6] 陈清,曹伟佳,田中原,等.自悬浮支撑剂覆膜材料对储层渗透率影响研究[J].石油化工高等学校学报,2020,33 (1):6.

[7] 黄博,熊炜,马秀敏,等.新型自悬浮压裂支撑剂的应用[J].油气藏评价与开发,2015,5(1):4.

 

作者简介：张梨（1995—），女，四川遂宁人，助理工程师，研究方向：储层改造。

 

Practice and Application of Volume Fracturing Technology in Chuanxi Xu’er Gas Reservoir

ZHANG Li,NIU Huijuan,HUANG Zhipeng,HUANG Xia

(Downhole Operations Branch, Sinopec Southwest Petroleum Engineering Co., Ltd., Deyang  Sichuan  618000)

Abstract:The Xu'er gas reservoir in western Sichuan is a typical tight gas reservoir, which faces challenges such as high rupture pressure, high construction pressure, difficulty in increasing construction displacement, and difficulty in adding sand. For this purpose, technical measures such as pre acid fracturing and post effect perforation fracturing technology, multifunctional composite proppants, and ultra-high pressure construction have been adopted. On site applications have shown that the pre acid and post effect perforation technologies can reduce the maximum burst pressure by up to 10MPa, and the single stage maximum sand concentration of the multifunctional composite proppant can reach 180kg/m³, ensuring the large-scale development and production increase of Xu'er reserves.

Key words:Xu'er gas reservoir in western Sichuan;volume fracturing;reduce burst pressure;multi functional composite proppant