慕立俊等：蘇里格氣田緻密砂岩氣藏儲層體積改造關鍵問題及展望
慕立俊1,2馬 旭1,2張燕明1,2肖元相1,2
1. 低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室
2. 中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院
摘 要2012 年，中國石油天然氣股份有限公司提出了「體積改造」的技術理念，促使壓裂理論從經典走向現代。隨著鄂爾多斯盆地蘇里格氣田緻密砂岩氣藏勘探開發工作的持續推進，儲層條件更加複雜，壓裂改造技術在理念、材料和工藝等多方面都面臨著新的難題和挑戰。為了將體積改造技術原理的普遍性和蘇里格氣田緻密砂岩氣藏儲層的特殊性相結合，建立有效的體積改造技術模式，借鑒近年來美國非常規天然氣成功開發的經驗，從地質特徵入手，探討了蘇里格氣田緻密砂岩氣藏儲層體積改造面臨的關鍵問題，並提出了技術發展的方向。研究結果表明：①控制裂縫縱向延伸，適度提高排量、大幅增加液量的滑溜水壓裂設計是提高單層產量的關鍵；②通過直井多層、水平井多段壓裂，實現緻密砂岩氣多層系立體式開發，是提高單井產量和採收率的基礎；③小井眼、小油管完井實現高排量壓裂設計、長期生產，是實現提產降本的前提。
關鍵詞鄂爾多斯盆地 蘇里格氣田 非常規天然氣 緻密砂岩氣藏 儲集層 體積改造 滑溜水壓裂 立體式開發
0 引言
自2007 年以來，美國通過儲層改造技術的理念創新和技術進步實現了「頁岩氣革命」。2016 年，美國天然氣產量達7 511×108m3，其中非常規天然氣產量為5 632×108m3，佔比75%。在非常規天然氣中，頁岩氣產量增長尤為迅猛，2000 年僅為122×108m3，而2016 年則高達3 987×108m3，占當年天然氣總產量的53%。
鄂爾多斯盆地蘇里格氣田位於內蒙古自治區和陝西省境內，是目前中國陸上最大的氣田，也是緻密砂岩氣藏的典型代表，具有「低滲透率、低壓力、低丰度」等特徵[1]。2012 年，中石油提出了「體積改造」的技術理念[2]，以期提高天然氣產量、解放資源。為了將體積改造技術原理的普遍性和蘇里格氣田緻密氣藏儲層的特殊性相結合，建立有效的體積改造技術模式，筆者從地質特徵入手，比較了蘇里格氣田緻密砂岩氣藏與美國非常規氣藏儲層的差異，從而探討蘇里格氣田緻密氣儲層體積改造面臨的關鍵問題，明確儲層改造技術的未來發展方向。這對進一步提高蘇里格氣田的開發效益、實現長期穩產具有重要意義。
1 美國非常規氣體積改造技術現狀
2002 年以來，隨著水平井分段壓裂技術的試驗成功，以及滑溜水壓裂技術的快速普及，美國頁岩氣體積改造技術快速發展，產量大幅攀升。得益於水平井體積改造技術的持續發展以及大幅度降低的作業成本，近年來的低油價形勢亦未對美國的非常規氣產量造成重大影響。
1.1 長水平段、縮小縫間距
大量的礦場試驗數據表明，隨著水平段長度和裂縫條數的增加，頁岩氣水平井產量也隨之增加。目前，美國頁岩氣井水平段長度普遍介於2 000 ～ 3 000 m，最長達5 640 m，段間距則為30 ～ 60 m，而最新試驗的密切割技術單縫間距甚至縮短到約8 m。
1.2 水平井分段壓裂工藝
美國的非常規氣水平井分段壓裂主體採用固井完井橋塞分段壓裂技術，佔比超過90%。近年來，隨著高分子可溶材料的進步，可溶橋塞壓裂工具研發取得突破，與傳統速鑽橋塞分段壓裂工具相比，壓後不需要磨銑，自行分解，井筒全通徑有利於後續作業。此外，新型的無限級分壓工藝也不斷發展。Schlumberger 公司研發的Infinity 壓裂工具，通過精準泵入可溶性球座，與套管預置的球座插座對接，壓裂時投入可溶球實現逐段改造，壓後球和球座自然降解，實現壓後全通徑；NCS 公司的Unlimitied 和Baker Hughes 公司的Optiport 無限級分壓技術，通過固井時預置滑套，壓裂時連續油管開啟或關閉滑套實現定點壓裂，與固井完井橋塞分段壓裂技術相比，不射孔、不另下工具、不需要壓後處理。
1.3 滑溜水壓裂設計
滑溜水壓裂最早始於20 世紀80 年代美國緻密砂岩氣開發，在Cotton Valley、Bossier 等氣田見到了較好的增產效果。自頁岩氣大規模開發以來，滑溜水壓裂已成為主體工藝[3]。目前，滑溜水壓裂設計主要包括混合壓裂和全程滑溜水壓裂兩種模式。早期主要以混合壓裂設計為主，即前期打入滑溜水，然後注入線性膠，最後用交聯液作為攜砂液，滑溜水佔比30% ～ 50%。而近年來，全程滑溜水壓裂設計比例逐漸增加，滑溜水佔比達80% ～ 100%。
1.4 大平台工廠化作業
平台化布井、工廠化壓裂是降低成本的必由之路。通過減少設備動遷次數，降低設備動遷費用，實現不怠工條件下連續作業，大幅提高壓裂設備的利用率和作業效率，從而降低成本。例如，加拿大Horn River 盆地採用叢式水平井開發，單平台壓裂段數由154 段提升到314 段再到440 段，單井平均壓裂段數由14 段提升至22.4 段再提升至27.5 段，泵注成本則由176 美元/m3降至158 美元/m3再降至119 美元/m3，成本降低了32%。這同時也說明平台規模越大，作業成本越低。美國Barnett 頁岩氣平台最大井組也包含了22 口水平井。
1.5 低成本壓裂材料
近年來，為進一步降低作業成本，美國頁岩氣壓裂用支撐劑中石英砂比例進一步提高。2016 年，美國壓裂用石英砂用量佔比平均超過71%，部分地區支撐劑已全部採用石英砂，降低完井成本近20%。目前，石英砂支撐劑應用儲層埋深超過3 000 m，閉合壓力已超過45 MPa。此外，還通過石英砂就近選擇、自供，進一步降低成本。
2 蘇里格氣田的地質特徵
2.1 砂體規模小，非均質性強
不同的沉積相背景，決定了不同的有效儲層展布特徵。美國緻密砂岩氣儲層分布穩定、厚度大，如皮申斯盆地以海陸過渡相三角洲沉積為主，砂體呈透鏡狀展布，氣層累計厚度超過600 m ；聖胡安盆地以河流相與三角洲分流河道沉積為主，砂體有效厚度為24 m。而頁岩氣儲層主要為海相沉積，分布穩定，Barnett 頁岩厚度約為300 m。蘇里格氣田屬陸相辮狀河或辮狀河三角洲沉積背景，有效儲層心灘微相為非連續相，透鏡狀與層狀砂體共生。井網加密試驗表明，有效砂體呈半橢球狀分布，厚度30 ～ 50 m，平面上長軸近南北向，長度介於600 ～ 1 000 m，短軸近東西向，寬度約為400 m，有效厚度6.3 ～ 8.3 m[4-5]，縱向上多期疊置，橫向上非均質性較強。
2.2 縱向砂泥岩遮擋條件較差
研究發現，裂縫縱向擴展與儲層、隔層的應力差和厚度直接相關。美國頁岩氣儲層呈薄層狀分布，更重要的是發育有天然裂縫和層理，層理面是薄弱面，裂縫縱向上延伸受到一定程度的控制，可誘導人工裂縫轉向（圖1），具備大型壓裂形成複雜縫網的先決條件。與頁岩氣儲層相比，緻密砂岩氣儲層一般為砂泥岩交互分布，層理不發育（圖1），對裂縫縱向延伸控制作用小（圖2）。美國緻密砂岩氣儲層厚度相對較大（San Juan 盆地有效厚度約24 m），而蘇里格氣田緻密砂岩氣儲層有效厚度則只有6.3 ～ 8.3 m，壓裂過程中較小的儲層厚度導致裂縫縱向更易突破隔層。
圖1 頁岩氣（Barnett 氣田頁岩）和緻密砂岩氣（蘇里格氣田二疊系下石盒子組盒8 段）儲層露頭對比圖
圖2 水平層理對裂縫縱向擴展的影響示意圖
2.3 儲層地層壓力係數偏低
美國落基山地區緻密砂岩氣儲層以及頁岩氣儲層普遍具有異常高壓，壓力係數一般介於1.4 ～ 1.7，最高達1.94，具有明顯的起伏深度（2 400 ～ 2 740 m），導致異常高壓的主要原因是具有活躍的烴類生成、高的烴柱和高地形的補給區引起的承壓狀態。蘇里格緻密砂岩氣藏儲層為異常低壓，平均壓力係數介於0.85 ～ 0.95，氣藏負壓主要是抬升剝蝕和氣水密度差引起。
2.4 複雜裂縫形成難度較大
國外非常規天然氣儲層體積改造研究表明，能否形成複雜網狀（體積）裂縫取決於天然裂縫性質、地層岩石力學性質以及兩向水平主應力的關係。
2.4.1 天然裂縫發育程度低
天然裂縫與人工裂縫的相互溝通，能夠較大程度地增加裂縫複雜程度。通過岩心標定和FMI 成像對比發現，超過60% 的頁岩氣儲層天然裂縫走向與斷層方向具有一致性，且水平層理髮育；緻密砂岩氣儲層部分發育天然裂縫，如大綠河盆地和聖胡安盆地存在一定程度的天然裂縫，有的開啟，有的被礦物充填。裂縫一般不穿層，往往消失於泥頁岩中或地層交界處，且多數為微裂縫。而蘇里格氣田以溶孔、晶間孔為主，從蘇里格東區召X 井的成像測井資料來看，發育有一定量的天然微裂隙（圖3），與國外頁岩氣等非常規天然氣儲層天然裂縫發育程度存在較大的差距。
圖3 蘇里格東區召X 井成像測井解釋成果圖
2.4.2 脆性條件中等
儲層脆性影響天然微裂縫發育和裂縫形態，脆性程度高，則天然微裂縫發育，壓裂過程中岩石易剪切破壞，從而產生較大的體積複雜裂縫。通過岩石力學參數法對比可以看出，蘇里格氣田盒8 段、二疊系山西組1 段（以下簡稱山1 段）脆性指數介於40.0 ～ 65.0（表1），低於Barnett 氣田，與Haynesville等氣田脆性程度相當。此外，應力—應變實驗顯示盒8 段、山1 段岩石破壞前應變1.0% ～ 1.5%，脆性特徵明顯。
表1 蘇里格氣田緻密砂岩氣儲層與美國不同區域頁岩氣儲層岩石力學特徵對比表
2.4.3 水平兩嚮應力差較大
平面兩嚮應力差決定了裂縫是單縫特徵還是體積壓裂縫特徵，直接影響帶寬大小與改造體積。美國頁岩氣儲層水平兩嚮應力差較小（1 ～ 3 MPa），人工裂縫多縫隨機延伸，裂縫複雜程度較高。蘇里格緻密砂岩儲層測試水平應力差為7.7 MPa，裂縫複雜性受限。
綜上所述，與美國頁岩氣、緻密氣等非常規天然氣儲層相比，蘇里格緻密砂岩氣儲層分布穩定性差、砂體規模小、非均質性強、物性差、裂縫發育程度低、壓力係數低[6]。
3 體積改造關鍵問題及發展方向
3.1 面臨的關鍵問題
要實現蘇里格氣田緻密砂岩氣儲層體積改造，必須結合儲層自身的地質條件。通過與美國非常規天然氣儲層地質條件的對比分析可以看出，蘇里格緻密砂岩氣儲層體積改造主要面臨以下4 個難點。
3.1.1 過高的排量導致裂縫縱向過度延伸
蘇里格緻密砂岩氣儲層盒8 段、山1 段等主力開發層段儲層和隔層應力差較小，隔層厚度小，較高排量注入會大幅增加縫內的凈壓力，當超過儲、隔層應力差時，裂縫會突破隔層，造成縫高失控，導致裂縫的橫向擴展受限，影響改造效果。前期蘇里格氣田蘇東X 井盒8 層進行了體積改造試驗，該井盒8 段儲層埋深2 730 m，砂體厚度59.4 m，加入陶粒101.3 m3，採用油套環空注入，施工排量達6.0 ～ 6.5 m3/min，累計注入液量916 m3，壓後井口日產氣0.218 6×104m3，未達到預期效果。通過井底壓力計測試數據和壓力分析，壓裂過程中凈壓力由6.0MPa 突升至約18.0 MPa（圖4），壓後偶極子聲波測井測試裂縫高度達125 m，已經突破了底部薄隔層的遮擋。
圖4 蘇東X 井盒8 段壓裂施工凈壓力曲線圖
3.1.2 低壓氣藏大規模壓裂液滯留儲層傷害大
蘇里格緻密砂岩儲層壓力係數低（小於1.0），體積改造大量液體進入地層，壓後液體返排難度大。從岩心啟動壓力室內實驗可以看出，緻密儲層存在啟動壓力，且隨著滲透率的不斷降低，啟動壓力越高（圖5）。而緻密儲層液體滯留傷害率分析實驗也表明，儲層低壓特性是造成壓裂液滯留的主要原因，且液體滯留時間越長，對儲層傷害越大（圖6）。
圖5 10 塊岩心啟動壓力實驗圖
圖6 液體滯留時間對儲層傷害率分析圖
3.1.3 直井多層水平井多段壓裂改造工藝不滿足體積改造的技術需求
目前，蘇里格緻密砂岩氣儲層主體採用直井機械封隔器分層和水平井多級滑套水力噴射分段壓裂工藝[7-8]（圖7），實現多層多段連續分壓、壓後投產一體化，具有作業工序簡單，成本低等優勢，但注入排量受限（小於4.0 m3/min），壓後完井管柱複雜，後期測試評價等作業難度大。尤其是水平井分段壓裂技術方面，採用裸眼完井方式，一方面由於自身工藝特點和井眼不規則的影響，段間封隔有效性較差，Ⅱ、Ⅲ類緻密砂岩氣儲層改造效果不佳；另一方面，裸眼完井鑽井液長期浸泡，易造成污染，影響改造效果。
圖7 直井機械封隔器和水平井多級滑套水力噴射分壓管柱示意圖
3.1.4 成本的增加制約了體積改造技術的規模應用
與常規壓裂相比，體積改造意味著更長的水平段、更多的分壓段數、更高的注入排量、更大的改造規模，增加了現場施工設備和壓裂材料數量，導致了整個壓裂作業成本的大幅增加。按目前的結算價格體系，不考慮水平段長度、分壓段數等影響因素，在同等改造規模的前提下，水平井體積改造總費用較常規分段壓裂增加30% 以上，一定程度上制約了體積改造技術的擴大應用。
3.2 技術發展方向
3.2.1 採用適度提高排量、大幅增加液量的滑溜水壓裂設計，控制裂縫縱向延伸
水力壓裂裂縫擴展幾何形態受控於縫內凈壓力，而較低的液體黏度可以在同等注入排量條件下降低凈壓力，有利於控制裂縫高度。前期，蘇里格氣田60 余口混合壓裂試驗井也見到了較好的應用效果[9]。因此，在進行蘇里格氣田緻密砂岩氣體積壓裂時，需要結合儲層縱向條件、混合水壓裂設計的技術優勢，優化適度排量和規模，在裂縫高度不過分擴展的前提下，實現橫向波及體積的最大化。
3.2.2 降低緻密砂岩氣水鎖傷害、提高返排效率，縮短液體滯留儲層時間
針對蘇里格氣田低壓緻密砂岩氣藏，以「改善壓後返排、降低液體傷害」為目標，形成了「液氮伴注助排、壓後及時返排」的技術策略，取得了較好的助排和實施效果。下一步需要針對緻密砂岩氣儲層孔喉半徑小的特徵，探索通過改善岩石潤濕性，進一步降低緻密砂岩氣儲層水鎖傷害的方法，保障壓裂改造效果。
3.2.3 開展小井眼鑽井、小油管完井，滿足高排量壓裂設計及後期長期生產需求
國外緻密砂岩氣開發實踐表明，小井眼技術能夠大幅提高機械鑽速、降低管材用量、減少岩屑產生量，在節約投資成本方面有著極大的優勢[10]。目前，蘇里格氣田緻密砂岩氣藏直井主體採用?139.7 mm套管固井完井，?73.02 mm 油管+ 封隔器實現壓裂、投產一體化，限制了施工排量的提高，縮短了後期自然攜液生產時間。因此，採用套管注入、後期下入小直徑生產油管是多層多段分壓技術的發展方向，已開展試驗的套管滑套和連續油管分壓技術表現了較好的應用效果和前景[11-12]。
3.2.4 加強地質與工程一體化，定型工廠化作業模式，實現大井組開發提效降本
前期，結合蘇里格氣田大井組部署，開展了工廠化作業的探索試驗，取得了一定的效果[13-15]。但由於上下古生界儲層疊合、多層系發育特點，多採用多井型、混合井組開發模式，壓裂工藝類型多、工作液種類多，工廠化作業難度較大（表2），需要進一步加強地質工程結合，優化地質部署，定型改造工藝，實現「標準化、模塊化、流水線」的工廠化作業。
表2 G-1 井組井型、工藝及液量統計表
4 結論
1）通過與美國非常規天然氣儲層天然裂縫性質、地層岩石力學性質以及兩向水平主應力的對比分析，可以看出蘇里格緻密砂岩氣儲層複雜裂縫形成的難度較大。
2）結合蘇里格緻密砂岩氣藏地質特徵，明確了體積改造的主體技術方向，即：控制裂縫縱向延伸，適度提高排量、大幅增加液量的滑溜水壓裂設計提高單層產量，直井多層、水平井多段壓裂實現緻密砂岩氣多層系立體式開發。
3）開展小井眼鑽井、小油管完井試驗，定型大井組工廠化作業模式，是蘇里格緻密砂岩氣進一步降低作業成本的現實選擇。
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