長寧頁巖氣示范區(qū)H-x平臺體積壓裂技術

譚銳 徐旺 張勇 張航宇 林海 牛增前

1.渤海鉆探工程有限公司工程技術研究院；2.渤海鉆探新青玉石油工程事業(yè)部；3.青海油田鉆采工藝研究院；4.西南石油大學地球科學與技術學院

長寧頁巖氣示范區(qū)位于四川盆地長寧地區(qū)，該地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖分布廣泛，厚度大，有機碳含量高，為1.64%～3.79%，熱演化程度較高(Ro＞1.5%)，孔隙和裂縫發(fā)育［1-3］。開發(fā)目的層為龍馬溪組龍一1小層，本平臺井目的層埋深2 900～3 000 m，破裂壓力梯度0.028 MPa/m，應力方向較穩(wěn)定，最大主應力為近東西向，該地區(qū)垂向主應力大于最大水平主應力，壓裂裂縫向水平方向擴展延伸相對更容易，需要提高凈壓力保證裂縫高度的擴展，因此預測地面施工壓力會較高。

根據該地區(qū)頁巖氣藏主要地質和地理特征，經過不斷探索與發(fā)展，逐步形成了多簇射孔復合橋塞分段壓裂工藝、大規(guī)模滑溜水體積壓裂技術、低摩阻滑溜水壓裂液體系、大型壓裂施工配套技術為一體的頁巖氣水平井分段壓裂技術，但仍然存在施工風險高、加砂難度大等問題［4-5］。本次研究的目的，在于通過現場壓裂實踐，結合裂縫監(jiān)測數據，優(yōu)化施工參數，探尋參數優(yōu)化的經驗和原理，以期為同類井油氣層改造提供技術借鑒。

1 平臺概況

本次施工平臺為長寧H-x平臺，屬于長寧示范區(qū)，區(qū)域構造位于四川盆地的川南古坳中隆低陡構造區(qū)與婁山褶皺帶之間，平臺構造位置為長寧背斜構造中奧陶頂構造南翼，開發(fā)層位為龍馬溪組。工區(qū)位于宜賓市興文縣毓秀苗族鄉(xiāng)和新村1組，井場位于半坡上，呈東西向擺放，右側地勢較高，左側地勢較低。地表水資源較豐富，利于大規(guī)模體積壓裂的開展。根據頁巖氣測井采集與評價技術管理規(guī)定(試行)-2015.2.26，該區(qū)塊儲層分類主要按照總有機碳含量、孔隙度、游離和吸附氣量以及脆性指數4個方面進行評價，共分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ 3類儲層。

平臺共完鉆6口水平井，水平井單井井身結構采用四開四完方式，按3口上行3口下行布井，水平段長度為1 500～1 900 m，Ⅰ類儲層鉆遇率90%～97%。

以提高施工成功率和改造效果為目的進行了平臺壓裂設計，該平臺采用橋塞+分簇射孔聯作分段壓裂工藝以及大規(guī)?；锼w積壓裂技術，設計排量12～14 m3/min、液量 1 800～2 000 m3、砂量 80～120 t。采用工廠化拉鏈式壓裂施工［6］，先壓裂下分支3口井，同時在上分支井中下入裂縫監(jiān)測工具，實施井下裂縫監(jiān)測。

2 壓裂存在的問題

結合地質情況、現場施工壓力變化及微地震解釋結果，本平臺施工壓力受到以下幾種情況影響。

2.1 儲層非均質性強

(1)縫網壓裂過程中存在明顯未壓開區(qū)域。在3口井采用“拉鏈式”壓裂施工模式背景下，目的層形成大面積的多分支裂縫網絡(圖1中自西向東依次為6井、5井、4井)，4井與5井之間裂縫相互溝通密切，形成了成片的大面積裂縫網絡，而5井與6井之間裂縫間連通較差(非均質性強)，面積較小，某些區(qū)域存在未能壓開的現象［7］。

圖1 3口井整體微地震事件監(jiān)測圖Fig.1 Overall microseismic event monitoring map of three wells

(2)3口井壓裂改造總體積差異大。非均質性強的影響也體現在3口井人工壓裂裂縫監(jiān)測體積的差異上，從3口井壓裂改造體積SRV對比看，如圖2從左到右依次為6井、5井、4井，SRV分別為2 298.2×104、3 605.8×104、3 738.4×104m3，受到地層非均質的影響，裂縫SRV變化較大，6井壓后裂縫體積較小。

(3)彈性模量變化大。從地層彈性模量看，平臺上各井間彈性模量變化較大，各井間彈性模量差別可達 10 GPa(最大 28 GPa，最小 18 GPa，如圖 3)，也證明了該平臺儲層非均質性強［8-9］。

圖2 3口井改造總體積示意圖Fig.2 Schematic total simulated reservoir volume of three wells

圖3 3口井彈性模量屬性圖Fig.3 Attribute map of elastic modulus for three wells

2.2 個別層段人工裂縫不發(fā)育，人工裂縫在井筒周圍聚集

受到地層彈性模量及天然裂縫的共同影響，個別段在施工過程中，裂縫無法有效向遠端延伸(如圖4)，僅能聚集在井筒附近，導致施工后期壓力升高，加砂困難［10-11］。

圖4 天然裂縫、彈性模量與人工裂縫發(fā)育情況對比Fig.4 Comparison of natural fracture,elasticity modulus and hydraulic fracture

2.3 形成的人工裂縫窄，形態(tài)單一

從圖5可以看出，6井壓裂裂縫波及寬度總體小于4、5井。微地震監(jiān)測也顯示該井裂縫整體呈單一主裂縫形態(tài)，分支裂縫很少。從這兩方面限制了裂縫的尺寸和體積，進而導致了施工壓力高，加砂困難［12-15］。

圖5 3口井水力裂縫波及寬度對比圖Fig.5 Hydraulic fracture wave and width comparison diagram of three wells

3 施工對策

針對本平臺體積壓裂實施過程中施工壓力高、加砂困難等問題，在施工過程中采取了以下措施。

3.1 適時使用高黏液體

在以往對頁巖氣壓裂的認識中，認為措施液體應該采用滑溜水類的低黏液體，提高水力裂縫的復雜程度，但是在一些天然裂縫發(fā)育程度高的層段上，低黏液體濾失大、“造縫”能力差等缺點顯露出來，在圖6中看出低黏液體攜砂，施工壓力突然上升，砂堵風險陡增，現場分析認為這是由滑溜水濾失過大造成的加砂困難，在停泵重新泵入交聯凍膠后，增加近井地帶水力裂縫寬度，降低砂堵風險，施工壓力平穩(wěn)，壓力未出現明顯升高，見表1。

從地震監(jiān)測情況看(圖6)，加高黏液體前，裂縫基本在井筒東側近井地帶延伸，且體積較小。加入高黏液體后，裂縫在井筒兩側均有較大范圍的延伸，且裂縫長度和寬度均明顯增大。

3.2 提高粉砂用量

在施工過程中，加入粉砂能夠填充地層的微隙裂縫，降低施工液體濾失，提高壓裂液造縫效率，從而達到提高裂縫體積的目的。常規(guī)設計：本平臺在前期每段先加入25 m3左右70/140目粉砂支撐劑，再加入40/70目陶粒，該陶粒體積密度1.45 g/cm3，86 MPa閉合應力條件下破碎率5.6%。在某些段施工中，采用泵入雙倍粉砂量的方式，確保了后期加砂平穩(wěn)。從圖7施工曲線上看，該段整體施工壓力波動平穩(wěn)，加入陶粒后壓力略有上升，遂重新加入粉砂，施工壓力趨于平穩(wěn)，保證了加砂后期順利完成施工。

圖6 高黏液體加入前后施工曲線及微地震監(jiān)測對比圖Fig.6 Construction curve before and after the adding of high-viscosity liquid and microseismic monitoring comparison diagram

表1 壓裂措施液體系性能對比Table 1 Property comparison of fracturing fluid systems

3.3 施工中期注酸

平臺水平井鉆進過程中，個別井段鉆遇五峰組，該層位碳酸鹽巖含量較高。對于此類層段，在加砂壓力有所上升時，采取了泵注酸液的方法，降低儲層破裂壓力以及延伸壓力，并在近井地帶形成復雜的酸蝕孔隙，達到提高加砂規(guī)模的目的。

3.4 膠液粉陶段塞工藝

常規(guī)設計中通常采用滑溜水粉砂段塞工藝，針對3井前10余段加砂較困難的情況，現場對施工曲線分析后采用了膠液粉陶段塞工藝，通過凍膠攜帶低砂比的粉陶，充分打磨縫口，降低近井地帶摩阻，堵塞微裂縫，提高了液體的造縫效率，從而達到了降低后期加砂難度的目的，也取得了非常好的應用效果。從該井最后加砂量統(tǒng)計分析可知，采用該工藝后，單段加砂量明顯增加。

圖7 施工曲線及加入粉砂后微地震事件點分散(紅色)Fig.7 Construction curve and the of microseismic event point dispersion after the adding of silt (red)

4 結論與認識

(1)人工裂縫微地震實時監(jiān)測在頁巖氣體積壓裂中具有重要作用，通過現場實時數據的采集和分析，將現場施工中出現的難加砂情況與地層情況結合起來，對加砂困難有了更加明細的分類，而不再是籠統(tǒng)下結論“加砂困難”，也為現場進行針對性的參數調整提供了依據，例如縫口較窄的層段現場就必須提高高黏液體用量，增加膠液粉砂段塞數量，力求增加近井地帶裂縫寬度。

(2)適時使用高黏液體、降低加砂濃度、增加粉砂比例、中期注酸、采用膠液粉陶段塞工藝等方式均能有效降低施工壓力，降低加砂風險，確保加砂施工的順利進行，形成了強非均質儲層頁巖氣體積壓裂配套技術，為后期同類型儲層的頁巖氣水平井體積壓裂施工提供了技術借鑒。