苏里格区块压裂施工高压力原因分析及预防措施

苏里格区块压裂施工高压力原因分析及预防措施

费节高 牛俊峰 黄智勇 徐迎新

（长庆石油勘探局井下技术作业处 陕西西安 710021）

摘要：本文从影响压裂施工压力因素着手，结合苏里格合作区块压裂改造实际情况，分别从高破裂压力、液氮伴注工艺以及施工摩阻对施工压力的影响来分析产生压裂施工高压力的原因。从降低施工排量和液氮排量以及采用更为先进的压裂工具等方面来降低压裂施工压力。从应用情况来看，这些措施均起到了较好的效果。

关键词：苏里格气田 压裂 施工压力 摩阻

前 言

苏里格气田苏6、苏36-11井区是长庆石油勘探局在苏里格气田的招标区块，在苏里格气田“低成本、高效开发”的总体方针指导下，以降低储层伤害，提高单井产量和整体开发水平为目标，开发取得了良好的效果。但是，综合分析该区块的压裂施工情况，可以发现该区块具有明显高施工压力的特点，高压裂施工压力不仅影响着压裂改造措施的实施，同时也影响着压裂施工的安全性。本文详细探讨了苏里格合作区块高压裂施工压力产生的原因，并对采取的一些相应的措施所取得的效果进行分析。

1 高压裂施工压力原因分析

1.1 高破裂压力对施工压力的影响

压裂施工时产生如此高的破裂压力，不仅与苏里格气田具有较高的地应力有关，还与苏里格气田储层非均质性较强，具有多个夹层有关。苏里格合作区块山2破裂压力为52.9~57.3 MPa，山1破裂压力为51.3～62.7MPa，盒8破裂压力为51.9～63.2 MPa。

（1）地应力的影响

苏里格气田储层深度为3200～3500m，储层压力系数为0.71～0.94MPa/100m，砂岩的平均地应力值为50.43Mpa，可以看出，苏里格气田储层虽然具有较低的储层压力，但是地应力还是比较高。

常用的几种破裂压力方程(如Matthews—Ke]ly法、Eaton法、Amderson法、Stephen法及黄荣樽兰)在不考虑岩石抗张强度的基础上均可归结为:

)(p ob p t P P K P P −+= (1-1)

式中：P t —地层破裂压力，MPa；P p —地层孔隙压力，MPa；P ob —上覆岩层压力，MPa；

K—与区块有关的待定值，无因次

K值实际是最小有效水平应力和有效上覆岩层压力(即垂直基岩应力)的比值。它是井深的一个函数，明显的规律是随井深的增加，K值亦增加。

由上式可以看出，破裂压力与储层压力以及储层地应力密切相关。储层地应力越高，有效上覆岩层压力亦相应增大，最终产生高的破裂压力。

（2）夹层的影响

苏里格合作区块气层统计结果表明，气层段一般是由多段组成，各气层段厚度不等，分布形态各异。在压裂过程中，随着裂缝的不断延伸，裂缝突破不同的岩性，在裂缝延伸的过程中遇到泥岩时，由于破裂压力、渗透率、泊松比、断裂韧性等参数的变化以及复合层效应的影响，使裂缝延伸受阻，同时在裂缝形态上也发生了变化，在施工过程中表现为施工压力的增高。

在压裂工艺上，对隔层较薄，机械工具无法分层或无法进行投球改造时，采用合压的方式进行改造。在施工过程中，夹层对施工压力影响较为明显，施工压力明显高于邻井相同的储层。

苏36-5-17与其邻井苏36-4-21是2007年开发的两口开发井。两口井均采用投球分压，施工压力见表1。

表1 苏36-4-21与苏36-5-17施工压力

项 目

井 号 施工压力(MPa) 投尼龙球前

苏36-5-17 36.8-44.5 苏36-4-21 45.5-53.8 投尼龙球后 苏36-5-17

30.7-40.2 苏36-4-21 49.4-53.9

从表1可以看出投尼龙球前苏36-4-21井的施工压力较苏36-5-17井高出8.7-9.3 MPa，投尼龙球后苏36-4-21井的施工压力较苏36-5-17井高出13.7-18.7 MPa。两口井采用相同的压裂工艺，施工参数也基本相同，但施工压力却有较大的区别，主要原因在于苏36-4-21盒8下气层发育两段砂体，中间间隔为9.7m 的泥岩，而苏36-5-17盒8两气层段位于一段发育较好的大砂体上，没有夹层。由此，可以看出夹层对施工压力的影响是比较明显的。

1.2 液氮伴注工艺对施工压力的影响

苏里格气田地层压力系数较低，平均0.87MPa/100m，为了提高压裂液的返排率，降低压裂液对地层的伤害，提高压后排液效果，水力压裂井均采用液氮伴注。

停液氮前后的压降可以认为是液氮产生的摩阻，2007年施工的5口井停液氮前后压力及压降统计结果显示液氮的摩阻为 2.8-4.09Mpa，液氮的摩阻与液氮的排量有关，液氮排量升高，摩阻随着变大。

1.3 施工摩阻对施工压力的影响

施工摩阻主要包括管路摩阻、射孔孔眼摩阻以及近井地带弯曲摩阻等。若假定停泵之后裂缝不再延伸，则施工摩阻可以认为是施工压力与瞬时停泵压力的差值。 根据苏里格气田合作区块部分井

的施工摩阻统计归纳结果，在3.0 m 3/min 的施工排量下，以27/8”油管注入3294.0-3468.5m 深的气

井时，所产生的施工摩阻为23.90-27.51MPa。由于近井地带弯曲摩阻不易分析评价，本文仅就管路摩阻和射孔孔眼摩阻分析施工摩阻对施工压力的影响。

（1）管路摩阻

为计算压裂施工时的管路摩阻，Lord 等人提出了一个降阻比（δ）的概念：

()()f

p

f o p

p δΔ=Δ (1-2)

式中：δ—降阻比； ()f p p Δ—压裂液摩阻，MPa； ()f o p Δ—清水摩阻，MPa。

清水的摩阻损失可以用经典的水力学雷诺数与摩阻系数关系进行计算，或者同样采用Lord 等人提出的回归公式：

6 4.8 1.8() 1.38510f o p D Q H −Δ=×××× (1-3)

式中：D—压裂油管柱内径，mm； Q—施工排量，m3/min； H—油管长度，m。 由此可见，压裂液摩阻随着施工排量和油管长度的增加而增大，而压裂油管柱内径的增加将导致压裂液摩阻迅速减小。

Lord 等人在实验数据处理中认为，降阻比δ是压裂液平均流速v 、稠化剂浓度HPG c 、支撑剂浓度P c 的函数，通常表示为(H H )HPG p f v δ=、、。通过对1049个实验数据的线性回归，提出了实

用的HPG 压裂液降阻比计算经验关系式：

)

11983.0/ln(1639.0)/(1028194.0)/(101525.12049951)1ln(2424HPG HPG C Q D C Q D ×−×⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅×−××−=−−δ

(1-4) 式中：CHPG—稠化剂HPG 的浓度，单位kg/m 3。

根据苏里格施工情况，对于27/8油管注入D=62mm，Q=3.0m 3/min，H=3300m，C HPG =16.53/kg m 代入