许晓龙 黄 霞

（ 中国石化西南石油工程有限公司井下作业分公司，四川德阳   618000）

 

摘 要：本文主要介绍了四川盆地低渗透砂岩气藏储层的特征及压裂液体系的特点，阐述了水力加砂压裂的原理和技术参数，探讨了四川盆地低渗透砂岩气藏大型水力加砂压裂配套技术的现场应用，旨在加强对低渗透砂岩气藏开发的研究，充分发挥水力加砂压裂配套技术的作用，不断优化气藏整体压裂方案设计，保证低渗透砂岩气藏开发效果，大力推动四川盆地内砂岩气藏勘探开发。

关键词：四川盆地；低渗透；砂岩气藏；水力加砂压裂；配套技术

中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2024）12-0008-03

 

0引言

在天然气勘探开采过程中，增产改造是重要手段。为获取更多的天然气资源，必须大力推广大型水力加砂压裂方案的应用，运用先进的科学技术，加强监测工作，完善配套技术，充分发挥大型水力加砂压裂技术优势，从而提高低渗透砂岩气藏开采水平。

1四川盆地低渗透砂岩气藏储层的特征

1.1四川盆地低渗透砂岩气藏储层特征

四川盆地低渗透砂岩气藏储层特征表现如下。一是沉积相特征。区域内储层属于三角洲湖泊沉积，受三角洲平原压相水上分支河道影响，三角洲前缘水下分支河道微相也是储层发育的有利相带。二是岩性特征。储层中主要是粗粒长石岩屑砂岩，带一些中粗粒岩屑砂岩。石英含量50%～70%，岩屑含量15%～40%。储层杂基矿含量约2%～9%，大多是黏土，含有黄铁矿、绿泥石、水云母和其他有机质^[1]。三是孔隙度分布特征。岩心样品孔隙度分布2%～14%，平均孔隙度约7%，孔隙度＞6%的占六成，属特低孔隙度储层，部分地方有孔隙发育。四是渗透率分布特征。储层是特低渗透率储层，部分区域有较好渗透性。五是孔隙度和渗透率的关系特征。在对岩心样品进行孔隙度、渗透相关回归性分析时，发现这两个参数之间呈线性关系，若储层孔隙度＞6%，呈现出线性关系更加明显，储层有较好的孔喉组合。

1.2四川盆地低渗透砂岩气藏储层压裂体系

根据四川盆地低渗透砂岩气藏试验区储层特点，制订与之相匹配的压裂液体系。一是可选择应用高质量精细胍胶，有利于减少聚合物本身的伤害性；二是对于常压低孔隙度、低渗透率储层来说，破胶速度快且较彻底，能够迅速返排；三是采用复合破胶，将常规破胶剂和胶囊相结合，使用复合助排剂，结合低表界面张力和微乳液；四是使用复合防膨技术，联合应用长效季铵盐防膨和短效氯化钾防膨；五是使用醇进行助排^[2]。

2水力加砂压裂装置和水力加砂压裂试验

2.1水力加砂压裂装置

因地应力、排量和加砂比不同，所实施的压裂技术方案也不同，水力加砂压裂装置需根据实际情况进行相应的优化。优化方案包括声发射监测系统，直接对压裂过程中的声发射现象进行监测，了解压裂液携砂的运移规律。该水力加砂压裂装置主要包含三部分。

一是岩石三轴试验机。包括微机控制、围压和轴压三个系统。最大轴压2000kN，试验力示值最大相对误差不可超过1%，最大围压在80MPa左右。最大轴向位移达100mm，位移示值最大相对误差在1%以下。最大轴向应变测量范围为10mm，最大径向应变测量范围为20mm，两者示值最大相对误差均低于1%^[3]。

二是压裂液泵压伺服控制系统。最高泵压为70MPa，压力传感器80MPa，位移传感器150mm。压裂液泵压伺服控制系统有两种控制注入压裂液模式，一种是流量模式，排量范围0.01～10mL/s；另一种是压力模式，增压器容积达300mL，含有浓度适宜的支撑剂。泵操作便捷，有较高自动化水平，能实时反馈相应的流量、位移和压力数据。

三是Disp声发射测试系统。该系统在岩石力学中应用广泛，成熟度较高。最先由美国研制，我国在不断研究和探索中对发射探头进行了自主改造，使用的发射探头具有较强的耐高压性、耐高温性，可将其应用于三轴室内，有利于获取更准确的信号。前期多次的试验中，证实高油压下声发射探头具有稳定工作性能，试验中的所有声发射探头都能收到准确的信号，全面监测了内部裂缝起裂情况^[4]。

2.2水力加砂压裂试验

进行水力加砂压裂试验时，需制备压裂试样。切割和打磨砂岩试件，使之成为一定规格的圆柱体，两端需光滑平整，平行度要符合试验要求，确保其受力均匀。圆柱体中心部位要预制井眼，使用金刚石钻头钻孔，使用高强度不锈钢材质套管，钢管外表面加工螺纹，于套管中注入环氧树脂胶，填补套管和预制井眼之间的空隙。进行水力压裂试验时，先在制备好的砂岩圆柱体中心管中添加红染色剂，然后按照相关要求进行相应试验，连接数据线，合理安装轴向位移，固定好三轴室和底盘。合理利用压裂液，利用岩石三轴试验机进行轴压、围压实验，掌握实时数据^[5]。

3四川盆地低渗透砂岩气藏大型水力加砂压裂配套技术的应用

3.1确定总体技术方案

在进行大型水力加砂压裂方案设计时，需转变传统的单井压裂模式，从整体上进行科学规划，综合考虑各个区块情况，集射孔、压裂和试油一体化，致力于提升单井产量，加快单井投产速度。一是加强对裂缝延伸情况的研究。对于一些较薄泥岩隔层需进行相应的分析和研究，关注缝高控制，组织开展岩心试验，结合测井资料绘制储层地的应力剖面图，结合示踪剂和动态测井确定裂缝高度，保证压裂施工设计方案的可行性^[6]。二是压裂优化设计要发挥前期微型注入技术作用，科学评价压后储层产能。三是有效应用储层研究成果，基于现场实际情况精确划分储层类型，做好分区工作。不同的储层要有相对应的压裂方案，不可全部套用一个方案，否则很难取得良好的实施效果。进行单井施工设计时，需对储层条件进行判断，如果井的储层条件较好，含水饱和度不高，可采用大型水力加砂压裂装置来开展作业；如井的含水饱和度较高、处于水活跃区域，施工规模上要保守一些。四是确定井的类型后，需选择适宜的施工工艺，合理安排施工工序，遵循简化原则和快速试油原则。气井获气后，将残液排除干净，以免影响压裂效果，尽快开展生产活动，完成预期产量任务。如果是直井，则使用过油管射孔，有效开展放喷、测试工作，测量井温基线，再应用加砂压裂装置，监测缝高，做好排液、测试和动态测井等工作；如是斜井，则使用过油管传输射孔，进行放喷、测试处理，测量井温基线，安装加砂压裂装置，监测缝高，开展高效的排液、测试和动态测井工作。五是健全超级胍胶压裂液体系，加强对水锁的控制，做好助排工作，避免压裂液对储层造成二次伤害。

3.2充分应用新技术

应用大型水加砂压裂配套技术时，要应用新技术做好大型压裂前期论证工作，优化设计技术方案。

一是压前评估新技术。将岩心试验和测井资料相结合，获取准确的地应力参数并绘制相应的剖面图。组织开展差变应、声发射、黏滞剩磁等试验，结合测井资料，确定最终的地应力参数，优化设计方案，提供可靠的参考依据。利用微型注入测试工艺确定储层就地物性参数，掌握储层流动数量、储层压力等数据，并将其带入到压前产能关系式中，对比压前和压后的数据，寻找两者之间的关系^[7]。

二是裂缝几何形态实测技术。准确评价压裂裂缝，联合示踪剂和井温测井来确定裂缝具体高度，便于评估压后，给技术方案设计优化提供可靠的参考依据。在压裂施工中可加入示踪剂，再于压后测量井的温度。确定好裂缝高度之后，进一步研究泥岩隔层的遮挡情况，寻找储层裂缝高度的延伸规律，提高压裂设计的合理性。

三是体积压裂技术。水力压裂时天然裂缝不断扩张，脆性岩石会出现剪切滑移，使得人工裂缝和天然裂缝相交错，形成裂缝网络，一定程度上增加了改造体积，有利于提升产量，获取较高采收率。该技术应用需要考虑地层条件是否适宜，地层应当有天然裂缝发育，岩石硅含量要在35%以上，具有较高的脆性系数。

3.3分阶段推广效果显著

在四川盆地低渗透砂岩气藏大型水力加砂压裂配套技术的应用过程中，采用分阶段推广模式。第一阶段，开展大型压裂初步试验工作，目的在于判断该区域是否能够应用大型压裂。压裂施工规模可控制在70m³左右，采用100m³支撑剂，施工5口井中，初步压裂成果较好。全面分析第一阶段的施工资料后，试验区可划分为三个区块，不同的区块采用不同的压裂措施。例如，构造顶部区域的产层比较好，不具备较高的含水饱和度，推广的压裂规模应当保持在120m³左右，需重点提升单井生产量；构造翼部区域相较于顶部区域来说，储层条件较差，仍然具有较低的含水饱和度，推广压裂规模可控制在100～120m³；构造低部位有较高的含水饱和度，压裂之后产量会受到水的影响，需降低压裂规模，有条件的话可采用分层压裂技术来处理。第二阶段需要针对第一阶段的区块划分进行科学验证，判断第一阶段的认知是否准确、合理，可同时对五口井进行压裂处理，施工规模控制在50m³、70m³、100m³左右，计算平均单井获无阻流量，以验证区域划分的可行性。第三阶段将试验井集中于构造顶部，加大120m³以上压裂规模的推广力度。在进行大型压裂之前，压裂井次为13次，有效率在46%，而大型压裂之后压裂井次为32次，有效率达到80%。同时，累增测试产能和平均单井测试产能也均高于大型压裂前。

4结语

在四川盆地低渗透砂岩气藏中应用大型水力加砂压裂配套技术，需进一步了解各项新技术的应用要求，开展有效试验，以便全面监测裂缝形态，获取较好的试验效果。

 

参考文献

[1] 杨琛.大牛地气田下古碳酸盐岩水力加砂压裂试验与认识[J].现代工业经济和信息化,2022,12(8):301-302,306.

[2]张树辉.页岩水力加砂压裂特征及裂缝形态研究[D].北京:中国矿业大学,2021.

[3] 徐峰,杨春和,郭印同,等.水力加砂压裂试验装置的研制及应用[J].岩土工程学报,2016,38(1):187-192.

[4] 杜晓雷,常国军,孙冬,等.水力加砂压裂技术在低渗透油气藏开发中的应用[J].中国石油和化工标准与质量,2013, 34(2):186.

[5] 张泽兰,林涛,张烨,等.塔河油田超深裸眼碳酸盐岩储层水力加砂压裂技术研究及应用[J].中国西部科技,2011,10 (14):1-3.

[6] 杨亚东,廖阔,李彬. 水力加砂压裂技术在苏里格气田的应用[J].天然气技术与经济,2011,5(1):34-36,78.

[7] 黄小军,杨永华,董海亮.新场沙溪庙组气藏大型压裂工艺技术研究与应用[J].天然气勘探与开发,2011,34(1):47-50,76.

 

作者简介：许晓龙（1988—），男，工程师，研究方向：酸化压裂及储层改造技术。

 

Research on Supporting Technologies for Large-scale Hydraulic Sand Fracturing of Low-Permeability Sandstone Gas Reservoirs in the Sichuan Basin

XU Xiaolong,HUANG Xia

(Sinopec Xinan Oilfield Service Co., LTD., Downhole Operation Company, DeYang  Sichuan  618000)

Abstract:This article mainly introduces the characteristics of low-permeability sandstone gas reservoir in the Sichuan Basin and the features of fracturing fluid system. It elaborates on the principles and technical parameters of hydraulic sand fracturing, explores the field application of large-scale hydraulic sand fracturing technology for low-permeability sandstone gas reservoirs in the Sichuan Basin. The aim is to strengthen the research on the development of low-permeability sandstone gas reservoirs, fully utilize the role of hydraulic sand. fracturing technology, continuously optimize the overall fracturing design of gas reservoirs, ensure the development effect of low-permeability sandstone gas reservoirs, and vigorously promote the exploration and development of sandstone gas reservoirs in the Sichuan Basin.

Key words:Sichuan Basin;low permeability;sandstone gas reservoir;hydraulic sand fracturing;supporting technology