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1、非均质低渗凝析气藏压裂后低效原因分析及改进措施摘要：针对多数非均质低渗凝析气藏压裂后增产不明显甚至压后无效的问题，以某典型非均质低渗凝析气藏压后低效为例，对该凝析气藏压裂设计、施工过程以及压后返排情况进行研究，结果表明：压裂设计前没有充分搞清凝析气藏相变特征、非均质储层油气富集规律以及含油气砂体横向、纵向展布规律，压裂规模设计缺乏可靠依据，且压后返排速度过快，返排过程中储层受反凝析污染严重，造成人工裂缝导流增产能力明显下降而导致压后低效。为此，提出非均质凝析气藏压前应加强凝析气藏相变特征及储层非均质特征研究、科学选井选层、优化压裂规模、建立反凝析产能伤害评价模型并进行返排速度优选、合理控制生产
2、压差等系列改进措施，以期为提高非均质低渗凝析气藏压裂增产效果提供参考借鉴。关键词：低渗透凝析气藏；储层非均质；相变特征；压裂；低效原因；改进措施Analysis on the Inefficiency Cause and Improvement Measures for Fracturing of the Heterogeneous Low-permeable Condensate Gas ReservoirAbstract: In allusion to the problem that the stimulation effect of the fracturing for most of
3、 the heterogeneous low-permeable condensate gas reservoir is negligible, the paper conduct a research on the fracturing design, fracturing operation and the flowback process of one typical heterogeneous low-permeable condensate gas reservoir. The results show that the phase behavior, hydrocarbon enr
4、ichment regularity, the radial and vertical distribution of oil-and gas-bearing sand for the gas reservoir have not been made clear, and the fracturing design is lack of pertinence. The backflow velocity of fracturing fluid and the reservoir pollution caused by retrograde condensate during backflow
5、period lead to the decrease of the flow conductivity and the stimulation effect of fracturing. So the improvement measures for enhance the stimulation effect of fracturing has been developed in this research, and the measures include that enhancing the research on the phase behavior and the heteroge
6、neity before fracturing, electing well and layer scientifically, optimizing the fracturing scale, optimizing the flowback velocity based on model of deliverability variation caused by the condensation pollution and controlling the drawdown pressure after fracturing. This study can be referred to imp
7、rove the stimulation effect of the fracturing for condensate gas reservoir. Key words: low permeable condensate gas reservoir; reservoir heterogeneity; phase behavior；fracturing; inefficiency cause; improvement measures 引言非均质低渗凝析油气藏一般具有埋藏较深、物性差、地露压差小、易发生反凝析且储层易受反凝析污染等特点1-2；并且受储层非均质性影响，气藏形态、厚度、油气富集性、
8、地层流体性质等横向变化大，使得此类气藏开采较为复杂，自然产能往往达不到工业开采经济极限3-5。水力压裂是低渗储层增产的有效手段，近年来随着压裂技术的不断完善，压裂改造成功率及压后有效率逐步提高，但目前低渗凝析气藏压裂尚不成熟，普遍照搬常规油气藏压裂设计，没有充分考虑非均质凝析气藏的储层特征6-9，压裂设计与施工缺乏针对性，压后低效甚至无效的情况较为常见，严重制约了非均质低渗凝析气藏的压裂增产效果。本文以某非均质低渗凝析气藏D-2井压后低效为例，分析该井压裂设计与施工过程以及压后增产情况，探讨了该井压后低效原因，据此提出压前应重视非均质凝析气藏相变特征及储层非均质特征研究、科学选井选层、优化压裂
9、规模、优选压后返排速度、合理控制生产压差等系列改进措施，以期为提高此类凝析气藏压裂增产效果提供参考借鉴。1. D-2井储层特征及完井测试情况1.1 储层特征D-2井所在区块储层非均质强，横向连通性差，含油气砂体形态、厚度、油气富集性在横向上变化大。地层异常高压（压力系数1.60）；地温梯度3.4/100m。D-2井目的层埋深2389m2415m，岩性灰色细砂岩，孔隙度为10%，渗透率为0.110-3m2。储层粘土矿物含量较高，成份以绿泥石、伊蒙混层为主。储层敏感性分析表明该区储层强水敏、弱酸敏、弱盐敏和弱碱敏。沉积相研究表明，该井目的层与邻井D-1井同处一个水下分流河道内，砂体连片性好、厚度大
10、；但地层对比来看，该井储层物性明显较邻井D-1井差。 1.2 完井测试D-2井测试层段23892415m，测试时只有少量气体且不连续，折算产液2.59m3/d（不含油），测试结论为干层（含气），考虑该井具有增产潜力，决定进行压裂。2D-2井压裂设计与施工2.1 储层地应力特征该区垂向地应力居中，压裂将形成垂直缝，并沿最大水平主应力方向（NE15）延伸。D-2井储层上隔层厚16.0m，下隔层厚30.0m，隔层厚度较大；隔层与储层最小水平地应力差约10MPa，应力遮挡条件较好，有利于控制人工裂缝高度。 2.2 压裂设计（1）压裂液体系及支撑剂优选通过压裂液体系筛选及添加剂配伍性实验，最终选用中温低
11、伤害羟丙基胍胶压裂液体系，该体系具有延迟交联、耐温耐剪切、流变性好以及快速破胶等特点，可满足低摩阻和造缝与携砂等施工需要。D-2井储层闭合应力梯度约为0.020MPa/m，压裂支撑剂选用中强度中密度30/50目小粒径陶粒，在相同施工砂比条件下，可铺置多层以提高裂缝导流能力。（2）压裂设计及压后产能预测压裂作业井口装置承压级别105MPa，采用射孔压裂联作工艺。压前进行酸预处理以降低储层破裂压力，有利于控制初始裂缝开启高度。主压裂前通过测试压裂求取储层相关参数，并对主压裂方案进行调整。设计压裂施工排量为3.5 m3/min4.0m3/min。压后预计初产11.4104 m3/d，压后一年预计累计
12、产量约1950.0104 m3。2.3 压裂施工情况经测试压裂分析得到地层破裂压力52.67MPa，闭合压力为50.79MPa，地层滤失系数1.18410-4 m/min1/2。通过降排量分析，得到近井筒扭曲摩阻为0.75MPa，射孔摩阻0.24MPa。基于测试压裂求取的储层参数，对主压裂方案调整后进行施工，累计注入压裂液510m3，加入陶粒94.1t，平均施工砂比25%，排量4.0m3/min。采用FracproPT三维压裂优化设计软件进行主压裂净压力拟合分析得到：动态缝长189.1m，支撑缝长174.6m；裂缝高度54.5m，支撑缝高50.3m；最大缝宽7.9mm，支撑缝宽3.8mm；裂缝
13、导流能力24m2 .cm，裂缝规模基本达到设计要求。2.4 压裂效果分析主压裂后用节流阀控制放喷，次日凌晨见油气且点火持续可燃。压后返排速度快，压后13天返排率即达到100%（表1），累计产凝析油约31.48m3，6mm油嘴求产最高日产气量1.3104 m3/d，与完井测试相比，该井的压裂取得一定效果，但是增产效果离预期相差甚远。该井的压后快速返排一定程度上降低了压裂液对储层的污染，但返排液的油含量变化幅度较大，油压及排液量下降较快，除地层物性差等客观原因外，返排速度没有合理控制导致储层出现反凝析污染也是主要原因之一。通过井底测压资料结合地层压力分析，该井返排过程中生产压差（地层压力与井底流动
14、压力差值）超过15 MPa，返排过程中井底压力降到露点压力以下，发生反凝析现象导致近井储层堵塞。受此影响，人工裂缝导流能力低于设计值并且随反凝析程度的加剧而逐步降低，同时反凝析作用造成多孔介质多相流的出现，导致气相有效渗透率明显降低，反凝析污染导致压裂的导流增产作用难以有效发挥。表1 D-2井压后返排情况Table 1 Flow back after fracturing of D-2 Well压后时间 日产液(m3/day)日产油(m3/day)日产气(m3/day)油压(MPa)生产制度返排率(%)第1天27.5826.81待添加的隐藏文字内容3节流阀控制放喷第2天80.01.84焰高1.
15、53.0m26.4722.26节流阀控制放喷13.5第3天91.12.91焰高1.53.0m22.2617.77节流阀控制放喷28.8第4天86.16.1焰高1.53.0m17.7714.09节流阀控制放喷42.7第5天79.008.33焰高1.53.0m14.098.57节流阀控制放喷54.9第6天47.93.32焰高1.53.0m8.575.50节流阀控制放喷62.6第7天40.984.648364130005.501.026mm油嘴求产68.9第8天41.561.2492246171.023.286mm油嘴求产75.9第9天45.54 0.89 54997337037 3.285.280
16、.786.512.3 6mm油嘴求产83.6 第10天34.561.02321851754426.510.170.88 6mm油嘴求产 89.4第11天25.7 0.22 54428267304 26.4722.26 6mm油嘴求产 93.8 第12天27.48 0.55 30410943527 0.887.780.040.71 6mm油嘴求产 98.4 第13天20.1 0.45 495675 0.711.410.16 6mm油嘴求产 100 3D-1井压裂低效的原因分析及其对策3.1 储层非均质性对压后效果的影响压裂增产效果首先取决于人工裂缝是否可以连通储层，在裂缝连通储层前提下，通过缝长
17、、缝高等裂缝参数优化可进一步提高压裂导流增产效果。根据Elkins理论，储层渗透率越低，施工规模越大，改造效果越好。但对于非均质低渗油气藏，气藏形态、厚度、油气富集性、地层流体性质等在横向上变化大，含油、气砂体横向分布不连续，压裂设计应立足于含油气砂体的纵向、横向展布规律以及储层地应力特征，对裂缝规模合理控制，以保证人工裂缝在含油、气砂体之内延伸，进而充分发挥人工裂缝导流增产作用，同时避免人工裂缝延伸至含油气砂体周边水层而造成压后边水水窜10。然而D-2井的压裂设计沿用均质油气藏压裂的技术思路，强调通过加大压裂规模、提高人工裂缝长度来提高低渗储层的压裂效果，没有考虑到非均质低渗储层特征，压裂设
18、计与施工缺乏针对性，主要问题表现在： （1）压裂选井选层时没有搞清非均质储层油气富集规律、油气砂体展布规律，也没有明确含油气砂体周边有无水层以及水层与含油气砂体的相对位置，压裂规模难以确定，人工裂缝长度设计缺乏可靠依据。尽管此次D-2压裂后未见水窜现象，但是风险很大，其做法并不可取。 （2）由于含油气富集特征及砂体的横向展布规律不明，而压裂裂缝延伸方向由该区地应力方向客观决定，可能存在人工裂缝延伸方向只能部分连通储层甚至不能连通储层的极端情况，导致即使工程施工成功，但压后无明显增产效果的被动局面。3.2 凝析气藏反凝析污染对压后效果的影响凝析气藏与常规油气藏的重要区别在于其相态变化特性，在凝析
19、气藏生产过程中，随着井底压力逐渐降低，当低于露点压力后井筒周围的重组分开始析出。凝析气藏压裂后形成的人工裂缝高渗流带有利于降低渗流压降，保持合理生产压差，从而减缓反凝析作用；但与此同时，近井储层及裂缝周围将形成形状类似于凝析油环的凝析油带，堵塞近井储层及裂缝周围，导致气相有效渗透率降低，阻碍气相流动11-12。故凝析气藏压裂后储层实际渗流能力与人工裂缝导流能力以及凝析液的析出程度双重因素有关。影响凝析液析出的因素较多，包括地层温压条件、凝析气组分特征及露点压力等。就压裂工程而言，合理的压后返排速度对于减少凝析液的析出至关重要；快速返排易造成凝析油析出而加剧反凝析程度，而慢速返排压裂液会形成滞留
20、造成储层污染，两者均会使气相渗透率下降，影响产能13。因此凝析气藏压裂需要兼顾减少反凝析以及降低压裂液对储层污染的双重要求，压裂设计须要对压后返排速率进行优选，而D-2井压裂设计仅考虑到压裂液对储层污染，一味提高返排速度，导致反凝析作用明显、反凝析污染严重，造成压后人工裂缝导流能力降低，虽然取得一定增产效果，但离预期效果相差甚远，压裂改造后油气产量仍然达不到工业开采经济极限。3.3 D-2井压后低效的原因分析及改进对策 D-2井压后低效、增产不明显的原因包括：（1）储层非均质严重且物性差，含油气砂体形态、厚度横向变化大，人工裂缝连通储层程度受限，裂缝连通性无法确定。（2）对工区储层特征认识不足
21、，压裂设计旨在通过提高压裂规模来提高增产效果，没有搞清非均质储层油气富集性及含油气砂体横向展布规律，合理控制裂缝长度、保证其在含油气砂体内部延伸缺乏依据，也没有引起重视。（3）没有根据工区凝析气藏的地露压差及相变特征，进行返排速度优化，实际压后返排过快造成近井储层反凝析污染，气相有效渗透率降低，影响压裂导流增产效果。（4）储层表现出强水敏特征，压后水锁效应较为明显，反凝析污染以及水锁效应导致气相渗透率明显降低，压裂液体系防水锁能力有待提高。基于上述分析，对D-2井压裂设计提出改进措施及建议：（1）深入分析储层特征，搞清非均质储层含油气砂体纵向、横向展布规律以及边水分布特征，重视压前评估工作，优
22、选最佳井层进行施工；（2）开展多孔介质条件下凝析气藏露点压力研究，搞清凝析气藏的地露压差及相变特征；（3）合理控制人工裂缝规模，保证裂缝在含油气砂体内延伸，充分发挥人工裂缝导流增产作用，避免人工裂缝延伸至含油气砂体周边水层、造成压后水窜；（4）借鉴当前凝析气藏保持压力开采的基本原理，进行压后返排速度优化，合理控制生产压差，保持地层能量，控制反凝析液析出，降低甚至抑制储层反凝析污染；（5）凝析气藏压裂后储层实际渗流能力与人工裂缝导流能力以及返凝析程度有关，凝析气井压裂前产能预测应立足反凝析规律、建立反凝析产能伤害评价模型并进行产能预测，依据常规气藏模型进行的产能经济评价不科学、可靠性差；（6）提
23、高压裂液体系防水锁性能，加强解除低渗凝析气井近井污染研究，作业现场需备用反凝析污染、水锁处理方案及配套材料。4结论及建议（1）D-2井压前未搞清凝析气藏相变特征及非均质性储层油气富集规律，压后人工裂缝与含油气砂体连通程度不清；同时，压裂设计没有根据凝析气藏相变特征及地露压差优选返排速度，压后实际返排过快造成近井储层反凝析污染，再加上水锁对低渗强水敏性气藏渗流能力的影响，气相有效渗透率降低，严重影响压后的导流增产效果，造成该井压后低效。D-2压后低效原因在当前凝析气藏压后低效井中普遍存在，具有代表性。（2）基于对凝析气藏压后低效原因分析，建议非均质凝析气藏压前应加强凝析气藏相变规律及储层非均质特
24、征研究，科学选井选层，合理控制压裂规模，建立反凝析产能伤害评价模型并进行返排速度优选，合理控制压后生产压差。（3）对于非均质油气藏，压后产量不单纯随着压裂规模的增大而增加。应搞清储层油气富集规律、油气砂体展布规律及边水分布，进行压裂规模优化，使得人工裂缝恰好连通含油气砂体为宜，提高人工裂缝的连通导流能力，避免人工裂缝延伸至周边水层，造成压后水窜。参考文献1 吴亚红，张士诚，吴亚生低渗凝析油气藏压裂优化设计和产量预测J天然气工业，2005，33（1）：84-872 王和琴，刘长印，张国英桥口地区凝析气藏压裂效果影响因素分析J特种油气藏，2004，11（2）：53-553 李士伦，孙雷，杜建芬低渗
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