深層頁(yè)巖氣水平井多尺度裂縫壓裂技術(shù)

馮國(guó)強(qiáng)， 趙立強(qiáng)， 卞曉冰， 蔣廷學(xué)， 王步娥， 侯 磊

(1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都 610500；2.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島 266580；3.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101；4.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；5.中國(guó)石油化工股份有限公司科技開發(fā)部，北京 100728)

四川盆地是中國(guó)頁(yè)巖氣勘探開發(fā)的有利地區(qū)，埋深3 500.00 m以淺的五峰組—龍馬溪組海相頁(yè)巖氣儲(chǔ)層應(yīng)用配套的開發(fā)技術(shù)與管理體系，已實(shí)現(xiàn)了商業(yè)化開發(fā)[1]。而該盆地埋深3 500.00 m以深的頁(yè)巖氣資源量高達(dá)4 612×108m3(包括焦石壩、江東、平橋、南川和丁山等區(qū)塊)，但尚未實(shí)現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)[2]，且儲(chǔ)層埋深超過3 900.00 m的頁(yè)巖氣井很少獲得10×104m3/d的產(chǎn)氣量。美國(guó)在埋深4 110.00 m的Cana Woodford頁(yè)巖氣田獲得了(6～15)×104m3/d的產(chǎn)氣量，但埋藏更深的頁(yè)巖氣仍難以實(shí)現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)。頁(yè)巖氣儲(chǔ)層隨埋深增加表現(xiàn)出“五高”特性，即地層溫度高、上覆壓力高、應(yīng)力差值高、破裂壓力高和閉合壓力高，給頁(yè)巖氣儲(chǔ)層壓裂帶來了極大的挑戰(zhàn)[2-12]：1)溫度及圍壓增加，巖石塑性特征增強(qiáng)，裂縫起裂延伸困難；2)上覆壓力高，裂縫剪切滑移難度大，橫向波及體積變?。?)應(yīng)力差值高，裂縫難以轉(zhuǎn)向，裂縫復(fù)雜性及改造體積難以提高；4)破裂壓力及施工壓力高，施工排量受限，造縫能力減弱；5)閉合壓力高，各種尺度的原始裂縫窄，砂液比難以提升，裂縫導(dǎo)流能力低。綜上所述，深層頁(yè)巖氣壓裂要形成中淺層那樣的復(fù)雜裂縫和體積裂縫難度比較大，比較現(xiàn)實(shí)的是形成以主裂縫為主、兼有部分延伸范圍相對(duì)較小(以微裂縫為主)且與主裂縫有效溝通的裂縫系統(tǒng)，筆者將之定義為多尺度裂縫系統(tǒng),包含人工裂縫、天然裂縫、層理及基質(zhì)孔喉等多種尺度裂縫。筆者根據(jù)深層頁(yè)巖氣水平井的壓裂實(shí)踐，研究探討了降低施工壓力的方法，優(yōu)化設(shè)計(jì)了多尺度裂縫壓裂工藝參數(shù)，以盡可能增大深層頁(yè)巖氣井的有效改造體積，并優(yōu)選出與各種尺度裂縫相匹配的支撐劑，實(shí)現(xiàn)改造裂縫的長(zhǎng)效充填。

1 深層頁(yè)巖的力學(xué)特性

巖石力學(xué)特性是壓裂技術(shù)研究的核心之一，特別是深層頁(yè)巖。與淺層頁(yè)巖相比，高溫、高壓環(huán)境下巖石的破裂是壓裂改造深層頁(yè)巖首要研究的問題。為此，進(jìn)行了頁(yè)巖高溫高壓三軸應(yīng)力-應(yīng)變?cè)囼?yàn)，結(jié)果如圖1所示。

從圖1可以看出：在高溫高壓條件下，隨著圍壓增大，頁(yè)巖應(yīng)力與應(yīng)變的非線性關(guān)系越來越明顯；在常溫條件下，應(yīng)力加載到峰值應(yīng)力時(shí)，頁(yè)巖瞬間破壞，顯示出劈裂多縫特征，殘余應(yīng)力高；在140 ℃條件下，應(yīng)力加載到峰值應(yīng)力前的塑性變形特征明顯，剪切縫破壞顯著，殘余應(yīng)力低。

因此，埋深3 500.00 m以深(主要指埋深為3 500.00～4 000.00 m)的頁(yè)巖，由于受高溫高壓的影響呈現(xiàn)出較強(qiáng)的非線性變形特征，頁(yè)巖破裂及裂縫張開的難度大，現(xiàn)場(chǎng)施工也難以觀察到明顯的破裂點(diǎn)。

圖1 圍壓和溫度對(duì)頁(yè)巖應(yīng)力-應(yīng)變曲線的影響Fig.1 The impact of confining pressure and temperature on stress-strain curve of shale

2 降低破裂壓力及施工壓力的技術(shù)方法

深層頁(yè)巖地層發(fā)生破裂時(shí)井口壓力往往接近限壓，施工壓力一般高達(dá)100 MPa。為了降低施工壓力、提高裂縫復(fù)雜程度和形成有效的多尺度裂縫，除了常規(guī)的降壓措施，如提高壓裂液性能、優(yōu)化孔徑孔密等射孔參數(shù)之外，采用酸預(yù)處理及粉砂段塞打磨也是有效的技術(shù)手段，一般可使施工壓力降低10 MPa左右。

2.1 酸預(yù)處理技術(shù)

在圍壓20 MPa條件下，測(cè)試了酸液浸泡頁(yè)巖巖心前后的巖石力學(xué)參數(shù)，結(jié)果見表1。

表1頁(yè)巖經(jīng)酸浸泡前后的巖石力學(xué)參數(shù)

Table1Rockmechanicalparametersofshalecorebeforeandafteracidsoaking

條件彈性模量/GPa泊松比抗壓強(qiáng)度/MPa酸浸泡前19.6750.315199.648酸浸泡后0.6780.08833.432

由表1可知，經(jīng)酸液浸泡后，頁(yè)巖的彈性模量和泊松比大幅降低，頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度降低83.3%。在實(shí)際壓裂施工中，通常采用15%鹽酸對(duì)地層進(jìn)行預(yù)處理，但為了使破裂壓力降低的幅度盡可能大，應(yīng)通過酸液浸泡巖心試驗(yàn)優(yōu)選酸液類型及用量。如川東南某井[4]采用20～40 m3的鹽酸對(duì)地層進(jìn)行了酸預(yù)處理，破裂壓力平均降低了6 MPa。

2.2 中途注酸技術(shù)

中途注酸的目的是降低巖石的抗壓強(qiáng)度，通過酸巖化學(xué)反應(yīng)，形成人為的酸蝕裂縫通道，在主裂縫內(nèi)凈壓力一定的前提下，易于形成分支縫或其他更小尺度的裂縫。因此，對(duì)于鈣質(zhì)含量高(15%以上)的頁(yè)巖氣儲(chǔ)層，可以在壓裂中途泵入鹽酸，注酸后快速提高排量，使酸液溶蝕裂縫壁面的鈣質(zhì)充填層，同時(shí)可降低巖石抗壓強(qiáng)度，達(dá)到降低施工壓力的目的[12]。實(shí)際壓裂施工表明,中途注酸可以降低施工壓力，如涪陵頁(yè)巖氣田的某頁(yè)巖氣井在壓裂施工時(shí)中途注入了40 m3鹽酸，此后施工壓力較注酸之前平均降低2～4 MPa。

2.3 粉砂段塞打磨技術(shù)

為了獲得最優(yōu)的改造體積(stimulated reservoir volume，SRV)，頁(yè)巖氣井的水平井段與地層最小主應(yīng)力方向往往存在一定的角度，這就導(dǎo)致主裂縫并非垂直水平井段延伸，因此攜砂液在進(jìn)入裂縫時(shí)由于流動(dòng)方向發(fā)生改變而引起彎曲摩阻。為降低彎曲摩阻，通常采用粉砂段塞打磨技術(shù)。前置液階段注入粉砂段塞可以起到填充微裂縫和打磨近井筒裂縫的作用。對(duì)于脆性相對(duì)較好、天然裂縫發(fā)育或井筒與裂縫存在一定夾角的頁(yè)巖氣儲(chǔ)層，將注入的粉砂量提高至25～35 m3，可有效降低多裂縫體系的彎曲摩阻，促進(jìn)主裂縫延伸[9]。川東南某頁(yè)巖氣井水平井段與最小主應(yīng)力方向的夾角為15°，每段平均注入粉砂28.4 m3，施工壓力平均降低11.6 MPa，其中10—13段天然裂縫發(fā)育，人工裂縫的縫寬較小，粉砂打磨效果更好，施工壓力降低幅度更高(見圖2)。

3 多尺度裂縫壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

深層頁(yè)巖壓裂面臨施工壓力高的難題，為了達(dá)到增產(chǎn)目標(biāo)，要在降低或控制施工壓力的前提下，盡可能造出復(fù)雜的多尺度裂縫系統(tǒng)。頁(yè)巖壓裂后形成的復(fù)雜空間裂縫包含毫米級(jí)人工裂縫(主裂縫和支裂縫都是毫米級(jí)的，之間有幾倍的差距，但達(dá)不到10倍)、微米級(jí)的天然裂縫/層理縫等，以上多種尺度的裂縫構(gòu)成了頁(yè)巖氣井壓裂后氣體滲流的流動(dòng)通道。影響多尺度裂縫系統(tǒng)的造縫因素主要有酸處理與交替注酸、變排量、變黏度及多級(jí)交替注入模式等。變排量的作用是在主裂縫內(nèi)產(chǎn)生壓力脈沖效應(yīng)，以利于產(chǎn)生和擴(kuò)展不同尺度的裂縫。低黏度壓裂液因運(yùn)移阻力小，易于溝通和延伸小微尺度裂縫；高黏度壓裂液因黏度高，難以進(jìn)入小微尺度裂縫，只能在大尺度的主裂縫中運(yùn)移，起延伸大尺度主裂縫的作用。通過交替注入高黏和低黏的壓裂液，可以充分利用黏滯指進(jìn)效應(yīng)，形成既有溝通遠(yuǎn)井地帶的主裂縫，又有與主裂縫有效連通的近井、中井及遠(yuǎn)井的小微尺度裂縫。為了充分利用不同尺度的裂縫，使之最大限度地轉(zhuǎn)變?yōu)橛行У母脑祗w積，要采用與多尺度裂縫系統(tǒng)相匹配的多粒徑組合支撐劑，尤其是小粒徑支撐劑的占比要與模擬的小微尺度裂縫的體積占比相對(duì)應(yīng)。

圖2 川東南某井注入粉砂段塞后的壓降情況Fig.2 Treatment pressure decrease after silt slug pumping in a well of Southeastern Sichuan Basin

為了表征壓裂后形成的多尺度裂縫系統(tǒng)，采用Meyer軟件的DFN模型模擬多簇裂縫的起裂與擴(kuò)展動(dòng)態(tài)，研究影響多尺度裂縫形成的關(guān)鍵因素，并確定相應(yīng)的施工參數(shù)。建模所需要的基本參數(shù)為：?jiǎn)味紊淇?簇，孔徑10.9 mm，地層最小主應(yīng)力84～90 MPa，楊氏模量32～47 GPa，泊松比0.194～0.258，施工總液量1 800 m3，總砂量50 m3。

3.1 前置液差異化變排量?jī)?yōu)化設(shè)計(jì)

通過對(duì)比中深及深層頁(yè)巖儲(chǔ)層的特點(diǎn)，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況設(shè)置4種前置液升排量注入方式：2—4—6—8—10—12—14—16 m3/min，2—6—10—14—16 m3/min，2—8—14—16 m3/min和2—10—16 m3/min。在前置膠液比例為0,10%,20%,…,60%的情況下，采用Meyer軟件模擬裂縫平均縫寬，結(jié)果見表2。

表2 不同變排量方式和膠液比例對(duì)裂縫寬度的影響Table 2 Impact of various displacement and gel proportions on fracture width

從表2可以看出：隨著前置膠液比例增大，平均縫寬增大，但前置膠液比例超過40%后平均縫寬增幅顯著減小，因此前置膠液的比例選擇30%～40%；對(duì)于埋深3 500.00 m以淺的頁(yè)巖氣儲(chǔ)層，采取小階梯變排量的注入方式可獲得最大縫寬；對(duì)于埋深3 500.00 m以深的頁(yè)巖氣儲(chǔ)層，采取大階梯變排量的注入方式可獲得最大縫寬。

3.2 壓裂液黏度及比例優(yōu)化

在排量等其他參數(shù)一定的條件下，應(yīng)用軟件模擬壓裂液黏度對(duì)改造體積、平均縫寬、半縫長(zhǎng)和縫高的影響，結(jié)果見圖3。

圖3 壓裂液黏度對(duì)改造效果的影響Fig.3 Impact of fracturing fluid viscosity on stimulation

從圖3可以看出，壓裂液的黏度越大，則平均縫寬和縫高越大，但SRV和裂縫半長(zhǎng)越??；當(dāng)壓裂液黏度大于100 mPa·s時(shí)，壓裂液黏度對(duì)裂縫形態(tài)的影響程度變小。因此，優(yōu)選黏度小于100 mPa·s的壓裂液作為主體壓裂液。

為了獲得多尺度裂縫系統(tǒng)，推薦將多種黏度的壓裂液混合泵注，在利用低黏壓裂液充分溝通小尺度裂縫的同時(shí)，利用高黏壓裂液擴(kuò)展主裂縫的縫高和縫寬。以黏度9～12 mPa·s的低黏壓裂液、黏度40～50 mPa·s的中黏壓裂液及黏度70～100 mPa·s的高黏壓裂液為例，設(shè)置這3種黏度壓裂液的占比分別為7∶2∶1,6∶3∶1,6∶2∶2,5∶4∶1,5∶3∶2,4∶4∶2和4∶3∶3，模擬不同黏度壓裂液占比與改造體積和裂縫形態(tài)的關(guān)系，結(jié)果見圖4。

圖4 3種黏度壓裂液占比對(duì)改造效果的影響Fig.4 Impact of varied gel proportions on stimulation

從圖4可以看出，隨著中高黏壓裂液的占比增大，縫寬增寬，縫高增高，改造體積和半縫長(zhǎng)減小。綜合考慮不同黏度壓裂液占比對(duì)裂縫復(fù)雜性和改造體積的影響，埋深3 500.00 m以淺頁(yè)巖氣儲(chǔ)層選擇3種黏度壓裂液的比例5∶3∶2，埋深3 500.00 m以深頁(yè)巖氣儲(chǔ)層選擇3種黏度壓裂液的比例4∶4∶2。

3.3 支撐劑粒徑及占比優(yōu)化

利用不同黏度的壓裂液造出不同尺度的裂縫空間后，需將支撐劑輸送到其中進(jìn)行充填和支撐，才能形成長(zhǎng)期有效的氣體流動(dòng)通道。利用Meyer軟件模擬了主縫/支縫中不同尺度裂縫的占比，結(jié)果見表3和表4。

表3埋深3500.00m以深頁(yè)巖氣井不同縫寬主縫占比

Table3Ratioofaveragewidthofmainfractureinshalegaswellsdeeperthan3500.00m

膠液比例,%不同縫寬主縫的占比,%0.636～1.272mm1.272～1.800mm1.800～3.600mm06.693.4105.794.3205.292.42.4304.691.34.1403.591.05.5502.890.27.0602.086.511.5701.284.614.2

表4埋深3500.00m以深頁(yè)巖氣井不同縫寬支縫占比

Table4Ratioofaveragewidthofsecondaryfracturesinshalegaswellsdeeperthan3500.00m

膠液比例,%不同縫寬支縫的占比,%0.038～0.636mm0.636～1.272mm1.272～1.800mm015.560.324.21013.658.128.32013.057.229.83011.956.132.04010.752.636.7507.353.139.6604.454.541.1703.053.243.8

由表3、表4可知，主縫和支縫的平均縫寬主要集中1.272～1.800和0.636～1.272 mm。按照支撐劑平均粒徑為平均縫寬1/6的原則[2，12]，計(jì)算得到與之匹配的支撐劑粒徑及用量：主縫以填充中砂為主，40/70目支撐劑占比達(dá)84%～93%；支縫以填充粉砂為主，70/140目支撐劑占比達(dá)52%～60%。

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

川東南某井目的層龍馬溪組埋深3 587.00 m，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖厚27.50 m。該井共壓裂16段，以滑溜水和膠液為主體壓裂液(膠液比例約為40 %)，采用變排量(2—4—6—8—10—12—15 m3/min)變黏度(黏度9～15和60～80 mPa·s)多級(jí)交替注入模式，典型壓裂施工曲線如圖5所示。前置液注入階段采取變排量變黏度施工模式，從圖5中的施工曲線可看到明顯的多點(diǎn)破裂特征。為降低施工壓力，前置液階段注入粉陶段塞進(jìn)行打磨，經(jīng)粉陶段塞打磨后，施工壓力從83 MPa降至74 MPa。該井主體壓裂施工壓力68～82 MPa，總液量27 763 m3,總砂量753.06 m3，綜合砂液比2.7%。

圖5 典型壓裂施工曲線Fig.5 Typical hydraulic fracturing treatment curve

為了驗(yàn)證小粒徑支撐劑對(duì)壓裂效果的影響，該井第12段壓裂時(shí)進(jìn)行了減少粉陶加量的試驗(yàn)，選取穿行層位相同的第15段進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果見表5。

由表5可知，2段初始排量均達(dá)15.0 m3/min，但第12段后期排量降至11.0 m3/min的情況下，施工壓力依然比第15段高10 MPa左右，加砂較困難。裂縫形態(tài)反演也驗(yàn)證了第12段主裂縫動(dòng)態(tài)縫寬為0.07～0.09 cm，裂縫開度較小，粉陶加量?jī)H有1.85 m3，微裂縫未得到有效充填和支撐，且壓裂液濾失量增大，影響了主裂縫的擴(kuò)展；第15段加砂后期動(dòng)態(tài)縫寬達(dá)到0.12～0.13 cm，較第12段提高近50 %以上。

表5 實(shí)例井第12段和第15段的施工參數(shù)Table 5 Hydraulic fracturing parameters in stage 12 and stage 15 of the pilot well

該井壓裂后采用φ10.0 mm油嘴試氣，最高日產(chǎn)氣量17.2×104m3，取得了較好的改造效果。

5 結(jié)論與建議

1) 基于深層頁(yè)巖三軸應(yīng)力-應(yīng)變曲線呈現(xiàn)出較強(qiáng)的非線性變形特征，提出了不同于中淺層的深層頁(yè)巖氣水平井多尺度裂縫壓裂技術(shù)。

2) 深層頁(yè)巖進(jìn)行酸預(yù)處理，或采用中途注酸及粉砂段塞打磨技術(shù)均可降低施工壓力。實(shí)例井采用粉陶段塞打磨技術(shù)后，施工壓力降低10 MPa左右。

3) 實(shí)例井施工壓力曲線呈現(xiàn)出多尺度破裂的顯著特征，驗(yàn)證了深層頁(yè)巖進(jìn)行多尺度裂縫壓裂的可行性及有效性，壓裂效果也比較理想，對(duì)提高其他深層頁(yè)巖氣的壓裂改造效果具有示范推廣價(jià)值。

4) 建議進(jìn)一步加強(qiáng)深層頁(yè)巖多尺度裂縫破裂機(jī)理及考慮頁(yè)巖塑性變形特征誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)的研究，為探索增大深層頁(yè)巖改造體積的技術(shù)研究提供理論依據(jù)。

References

[1] 董大忠，高世葵，黃金亮，等.論四川盆地頁(yè)巖氣資源勘探開發(fā)前景[J].天然氣工業(yè)，2014，34(12)：1-15.

DONG Dazhong,GAO Shikui,HUANG Jinliang,et al.A discussion on the shale gas exploration & development prospect in the Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry,2014,34(12):1-15.

[2] 蔣廷學(xué)，卞曉冰，王海濤，等.深層頁(yè)巖氣水平井體積壓裂技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2017,37(1)：90-96.

JIANG Tingxue,BIAN Xiaobing,WANG Haitao,et al.Volume fracturing of deep shale gas horizontal wells[J].Natural Gas Industry,2017,37(1):90-96.

[3] 王海濤，蔣廷學(xué)，卞曉冰，等.深層頁(yè)巖壓裂工藝優(yōu)化與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[J].石油鉆探技術(shù)，2016，44(2)：76-81.

WANG Haitao,JIANG Tingxue,BIAN Xiaobing,et al.Optimization and field application of hydraulic fracturing techniques in deep shale gas reservoirs[J].Petroleum Drilling Techniques,2016,44(2):76-81.

[4] 曾義金，陳作，卞曉冰.川東南深層頁(yè)巖氣分段壓裂技術(shù)的突破與認(rèn)識(shí)[J].天然氣工業(yè)，2016，36(1)：61-67.

ZENG Yijin,CHEN Zuo,BIAN Xiaobing.Breakthrough in staged fracturing technology for deep shale gas reservoirs in SE Sichuan Nasion and its implications[J].Natural Gas Industry,2016,36(1):61-67.

[5] 陳作，曾義金.深層頁(yè)巖氣分段壓裂技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展建議[J].石油鉆探技術(shù)，2016,44(1)：6-11.

CHEN Zuo,ZENG Yijin.Present situations and prospects of multi-stage fracturing technology for deep shale gas development[J].Petroleum Drilling Techniques,2016,44(1):6-11.

[6] 陳尚斌，朱炎銘，王紅巖，等.中國(guó)頁(yè)巖氣研究現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢(shì)[J].石油學(xué)報(bào)，2010，31(4)：689-694.

CHEN Shangbin,ZHU Yanming,WANG Hongyan,et al.Research status and trends of shale gas in China[J].Acta Petrolei Sinica,2010,31(4):689-694.

[7] 薛承瑾.頁(yè)巖氣壓裂技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展建議[J].石油鉆探技術(shù)，2011，39(3)：24-29.

XUE Chengjin.Technical advance and development proposals of shale gas fracturing[J].Petroleum Drilling Techniques,2011,39(3):24-29.

[8] LI F,THOMPSON J W,ROBINSON J R.Understanding gas production mechanism and effectiveness of well stimulation in the Haynesville Shale through reservoir simulation[R].SPE 136696,2010.

[9] GULEN G,IKONNIKOVA S,BROWNING J,et al.Fayetteville shale-production outlook[R].SPE 173187,2014.

[10] KENNEDY R L,GUPTA R,KOTOV S,et al.Optimized shale resource development: proper placement of wells and hydraulic fracture stages[R].SPE 162534,2012.

[11] 蔣廷學(xué)，卞曉冰，蘇瑗，等.頁(yè)巖可壓性指數(shù)評(píng)價(jià)新方法及應(yīng)用[J].石油鉆探技術(shù)，2014，42(5)：16-20.

JIANG Tingxue,BIAN Xiaobing,SU Yuan,et al.A new method for evaluating shale fracability index and its application[J].Petroleum Drilling Techniques,2014,42(5):16-20.

[12] 周德華，焦方正，賈長(zhǎng)貴，等.JY1HF頁(yè)巖氣水平井大型分段壓裂技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2014，42(1)：75-80.

ZHOU Dehua,JIAO Fangzheng,JIA Changgui,et al.Large-scale multi-stage hydraulic fracturing technology for shale gas horizontal Well JY1HF[J].Petroleum Drilling Techniques,2014,42(1): 75-80.