２０１０年３月 石油地质与工程 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＧＥＯＩ ＯＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第２４卷 第２期 文章编号：１６７３—８２１７（２０１０）０２—０１２１—０３ ＬＤ气田低效气井压裂改造难点与对策 李永明，任 山，刘 林，邱 玲，慈建发 （中同石化西南油气分公司Ｔ程技术研究院，四川德阳６１８０００） 摘要：Ｉ Ｄ气田属于典型的低渗致密气藏，储层非均性强、舍气丰度低、展布规模小，稳产难度大。分析了ＬＤ气田压 裂改造存在的问题，提出了相应的压裂改造关键技术，并分析了应用效果，这些技术包括不动管柱多层压裂技术、 水力喷射压裂技术、低伤害压裂技术。这些技术提高了Ｉ Ｄ气田低效气井开发效果。 关键词：Ｉ．Ｄ气田；低效气井；低渗透油藏；压裂改造；对策 中图分类号：ＴＥ３５７ 文献标识码：Ａ ＬＤ气田侏罗系气藏自上而下发育着蓬莱镇 １．０８，部分井的地层压力系数仅有０．７，多数气井仅 靠地层自身能量返排破胶液已经相当困难，大量破 组、遂宁组、沙溪庙组气藏，属于典型的低渗致密储 层，由于储层非均性强烈、含气丰度低、单层产量低、 单井控制储量少、含气砂体的展布规模较小、砂体连 胶液长期滞留在地层中，导致有效裂缝长度降低ｌ１］， 储层水锁损害严重，大大降低了储层改造效果。 续性普遍较差，使得气藏单井稳产困难。目前ＬＤ 气田的开发已进入开发调整期，面临的储层条件变 差，由于受前期开发工艺的限制，以及储层低压，压 ２ ＬＤ气田储层改造关键技术 ２．１ 不动管柱多层压裂工艺技术 后返排难度大等因素的影响，存在一大批低效气井。 本文针对ＬＤ气田开发过程中储层压力低、压裂液 ＬＤ侏罗系气藏纵向上含多层砂体的特征使其 具备了多层压裂的开发条件，为了有效利用这些含 返排困难等难点，提出一系列工艺改造措施，来提高 气砂体，提高钻遇砂体的改造率，采用不动管柱的多 层压裂技术，是目前实现Ｉ Ｄ气藏高效开发的一个 重要部分。不动管柱多层压裂工艺技术多采用“封 隔器＋投球”的方法来达到分层的目的。多层压裂 工艺技术的推广应用能够大大缩短气井压裂改造施 储层压裂效果，从而达到高效开发ＬＤ气藏的目的。 １ ＬＤ气田储层改造存在的问题 １．１ 多层潜力层闲置，单井利用率低 ＬＤ侏罗系气藏蓬莱镇组和遂宁组属典型的砂 泥岩互层，纵向上含多层砂体，一般单井可钻遇１０ ～工周期，减少气井作业成本，降低储层伤害，提高气田 的整体开发效果。目前，ＬＤ气田采用不不动管柱多 层压裂ｌ丁＝艺技术已经在８口井进行了三层及以上层 位的压裂改造，压后产能较单层压裂提高了２～３倍 （单层压裂后产能一般在（０．４～０．５）×１０ ｒｎ３／ｄ），取 １５层。目前该气藏８５ 左右的井都只压裂改造 了１～２层，不能有效沟通纵向上叠置的含气储层， 对其他潜力层进行改造时，则需要桥塞封堵已压裂 层段，对井进行修井、压井、重新组下射孑Ｌ管柱、压裂 管柱，压后还需扫桥塞等，导致施工工序复杂，施工 得了较好的增产效果，具体情况如表１所示。 ２．２水力喷射压裂工艺技术 费用增加，开发时间延长，且对储层造成多次伤害， 严重影响开发效果。由于工序复杂性和作业成本的 限制，因而有可能放弃对潜力产气层的开发而使其 处于闲置状态，大大降低了单井钻遇砂体的利用率， 使得多层系气藏未能充分挖掘出应有的开发效益， 整体上呈现出不利于高效开发的局面。 １．２地层压力低。返排困难 目前针对ＬＤ气田的开发，老井挖潜势在必行， 但老井挖潜存在两方面的技术难点：①由于气田改 造前期受工艺技术的限制，多层合压井较多，随着测 井技术和改造工艺的进步，发现大多数合压井仅改 造了其中一层，若要重新改造合压井中未改造的储 收稿日期：２００９—０８～０５ ＬＤ侏罗系气藏经过多年的勘探开发，地层能 量不断下降，储层品质越来越差，地层压力系数小于 作者简介：李永明，１９７３年生，２００７年毕业于中国石油大学（北 京）应用化学专业，获硕士学位，主要从事油气藏开采、增产工艺 方面的研究。 ・１２２・ 石油地表ｌ ＬＤ气田三层以上压裂效果统计 层，因其与已改造层相隔较近，应用常规封隔器完成 改造任务难度较大；②ＬＤ气田的开发已进入开发 调整期，储层条件变差，气井改造后稳产时间短，经 常面临转层上试的问题，这种情况对于井下有封隔 器的井来说，上提管柱变得十分困难。采用水力喷 射压裂工艺技术就可解决以上两方面的技术难点， 使压裂改造过程简单易行，从而大大提高Ｉ Ｄ气田 的开发效果。 水力喷射压裂工艺技术是利用水力喷射和水力 喷射封隔机理，不需要下封隔器就可以实现多层压 裂，避免了因封隔器的存在而导致的管柱上提困难。 但由于准确预测层间应力差的难度较大，所以在直 井中应用较少。这主要是因为该技术不下封隔器， 若层间应力差较大，且预测不准确，就会导致压裂改 造失败。但ＬＤ气田多层砂体间距较小（一般在１０ ～３０ ｍ之间），应力差小，可以考虑采用水力喷射技 术。目前在ＣＸ６０１—２和ＣＨ１３８井进行了先导性 试验，工艺上取得了成功。 ２．３捞球、捕球配套工艺技术 多层压裂时多应用“封隔器＋投球”工艺技术达 到分层的目的，但对于地层压力较低的井，由于钢球 密度较大，液体返排和后期输气过程很难将钢球带 出油管，多个钢球留在油管内，严重影响压裂后下层 的排液和生产采气。应用捞球、捕球配套工艺技术， 可以清除油管内的障碍，保证管柱的全通径，提高多 层压裂的施工效果，同时也为后期生产动态监测工 具顺利人井创造了条件。目前捞球＿Ｔ艺主要有强磁 捞球和捞锚捞球。 ＭＱ１７—１井实施多层压裂后，由于地层压力 低，钢球没有返出油管，排液后测试天然气产量约４ ０００ ｍ。／ｄ，通过下入打捞锚打捞，捞球成功后测试天 然气产量上升为１０ ０００ ｍ。／ｄ。Ｄ２９井实施多层压 裂后，天然气产量约５ ６３０ ｒｎ。／ｄ，捞球成功后测试天 然气产量上升为２０ ５００ ｍ。／ｄ，天然气产量增加一倍 多。这充分说明低压、低产气井实施压裂改造后滞 留的钢球对天然气产量的影响很大。捞球、捕球配 质与工程 ２０１０年第２期 套工艺技术是提高多层压裂施工效果的关键技术。 目前川西气田多层压裂中开滑套的球完全实现 了低密度球（密度为２．２ｇ／ｃｍ。左右），压裂施工后 液体返排过程的能量完全可以将低密度球带出井 内，套在井口安装的铺球器中。若不能将球带出，则 可以考虑后期强磁捞球。低密度球技术已在ＬＤ气 田成功应用，现场应用发现低密度球现场捕出率达 ８Ｏ 以上；滞留在管柱内的球对产量的影响较小或 基本不造成影响。 ２．４低伤害压裂工艺技术 Ｉ Ｄ侏罗系气藏具有喉道细、储渗相关性差、孔 喉结构差的特点，压裂施工过程中，由于压力差存 在，压裂液会滤失到地层，产生水锁伤害。压裂液滤 失不可避免，但滤失量过大就会产生诸多不利影响， 导致启动压力增加，气井产能下降。尤其对低渗低 产气井，这一现象更为严重ｌ２］。因此要降低压裂液 对地层的伤害，最大程度地发挥压裂改造效果，必须 同时从两个方面人手：一是降低压裂液本身的伤害 性，另一方面就是加快压裂液的返排速度，提高压裂 液返排率，避免压裂液与地层接触时间过长而造成 储层伤害。 ２．４．１低稠化剂浓度压裂液技术 ＬＤ气田压裂改造主要采取的压裂液体系仍然 是瓜胶有机硼交联的单一压裂液体系，该压裂液的 主要缺陷就是所用稠化剂含有一定量的水不溶物和 压裂液破胶不彻底，导致滞留在地层的残渣较多，严 重影响人工裂缝的导流能力，降低了储层改造效果。 目前中石化西南油气分公司工程技术研究院通过对 低稠化剂浓度压裂液的研究，形成了０．２５ 低稠化 剂浓度压裂液配方，不但有效降低了滞留地层的残 渣量，同时压裂液更容易在地层条件下破胶，使得压 裂液对储层的伤害进一步降低。 ２．４．２高效返排工艺技术 （１）油管优化。油管内气体的流速是影响气井 排液的重要因素。气体流速越大，其排液能力越强。 油管内气体的流速计算公式为： Ｖ一５０．９７ＺＴＱ／（Ｐ ｆｄ ）。 式中：Ｖ——气体流速；Ｑ——气体流量；Ｐ ——井 底流压；Ｚ——气层标高系数；Ｔ——气层温度； 油管直径。 目前在Ｉ Ｄ气田气井施工中，多采用￣７３ｍｍ油 管，尽管油管尺寸越大，对施工越有利，但对于压后 返排来说，由上式可以看出，对于某一确定储层，油 管直径越大，气体流速越小，压后返排能力越差。由 李永明等．Ｉ Ｄ气田低效气井压裂改造难点与对策 ・ １２３・ 于ＬＤ气田地层压力低，油管尺寸过大会对破胶液 的压后返排十分不利，因此在施工条件允许的情况 下，可选择管径较小的管柱。针对ＬＤ气田施工规 模较小，排量较低的实际情况，经过延程摩阻计算， 在施工条件允许的条件下，采用￣ｐ６０．３ ｍｍ Ｘ ４．８３ ｍｍ油管完全可以满足施工要求。 （２）液氮拌注优化。目前在ＬＤ气田压裂施工 过程中，液氮伴注技术已成为解决压裂液返排困难 的重要手段。液氮拌注技术主要是通过液氮气化， 最终在压裂液中形成泡沫，从而达到降滤、助排的功 能。在液氮拌注增能助排工艺应用前期液氮的加量 主要考虑破胶液返排的启动压力，通常采用单一比 例混注方式（７ ～１Ｏ ），忽视了前置液及先期泵注 的携砂液在裂缝中暴露时间长，氮气扩散损失量大 的问题。因为在压裂施工过程中，由于氮气的扩散 损失，距离井筒越远，液氮在裂缝中的膨胀势能所形 成的压力越小，从而导致开井返排时，距离井筒较远 处最需要降低滤失，提高返排的前置液及先期泵注 的携砂液的返排作用下降。另外，在施工中只有部 分氮气在压裂液中形成了有效泡沫，这就导致实际 有效的液氮量低于混注的液氮量。因此，在设计混 注液氮量时，应综合考虑。 针对前期液氮拌注存在的问题，对液氮拌注工 艺进行了相应的改进：一是优化拌注程序，将液氮 增能和液氮拌注技术相结合，按照泵注压裂液的次 序，液氮加量线性递减或台阶性递减，使液氮从前置 液到最后携砂液阶段形成由高到低的膨胀势能，提 高氮气的降滤失、助排作用，有效推动前置液及携砂 液返排。二是在压裂液中加人性能优良的起泡剂， 使得注入压裂液中的液氮能最大限度地形成泡沫， 提高液氮的有效率。通过在Ｉ Ｄ气田６曰井的压裂 中应用该液氮拌注Ｔ艺，取得了较好的返排效果，５ ｈ后，返排率可达到５０ 以上，见气时间一般２～８ ｈ，比以往显著提前。 拌注液氮使得施Ｔ压力升高，增加了施工难度。 目前在蓬莱镇组施Ｔ，拌注液氮后，施工压力一般在 ２５￣４０ ＭＰａ之间，可通过更换较高压力级别的采 油树，采用￣ｐ６０．３ ｍｍ油管进行施Ｔ；而对于埋藏较 深的遂宁组，则采用９７３ｍｍ油管施工。 （３）优化返排制度，加强现场控制。Ｉ Ｄ侏罗系 属于低渗气藏，压后裂缝自然闭合时间较长，如压后 靠裂缝自然闭合，会使大量支撑剂沉降在缝底而影 响支撑剂的支撑效率，降低压后产量，因此往往采取 裂缝强制闭合技术，建立人Ｔ裂缝内的压降模型；根 据井筒出砂准则计算出支撑剂沉降的临界流速，并 结合工区的储层特性和施＿Ｔ参数，合理的选用油嘴 进行返排是提高支撑剂的支撑效率、降低储层伤害 的关键技术。目前针对Ｉ Ｄ气田蓬ｊ段储层具体情 况，建立了一套相应的压后返排制度，蓬三段改造气 井，其闭合压力一般在２０ ＭＰａ左右，不出砂的临界 流速为２０ ｍｍ／ｓ情况下的压后返排制度进行了优 化，结果如表２。 表２优化返排程序 ３ 结论 （１）Ｉ Ｄ气田低效气井压裂改造的难点：一是 Ｉ Ｄ气田地质特征和前期储层改造工艺技术的限制 导致多层潜力层闲置，单井利用率低；二是Ｉ Ｄ气田 经过多年的勘探开发导致地层能量不断下降，地层 压力系数低，压后破胶液返排困难，储层损害严重。 （２）针对Ｉ Ｄ气田多层潜力层闲置，单井利用率 低这一压裂改造难点，形成了三大高效立体开发关 键技术，即：不动管柱多层压裂＿Ｔ艺技术、水力喷射 压裂工艺技术和捞球、捕球配套丁艺技术，通过现场 应用取得了很好的效果。 （３）针对压后破胶液滞留地层，储层损害严重这 一压裂改造难点，主要采用低伤害压裂液技术与油 管优化、液氮拌注和优化返排程序等高效返排工艺 技术相结合，以提高返排效率，降低储层损害，提高 Ｉ Ｄ低效气井的开发效果。 参考文献 Ｅｌｉ丁云宏．难动用储量开发压裂酸化技术［Ｍ］．北京：石 油工业出版社，２００５：３９～５２ Ｅ２３周小平，孙雷，陈朝刚，等．低渗透凝析气藏反凝析水锁 伤害解除方法现状［Ｊ］．钻采Ｔ艺，２００５，２８（５）：６６—６８ 编辑：李金华