豐都區(qū)塊B201-H1井壓裂效果評價(jià)

張海杰 徐春碧 肖 暉 張雪梅 鐘 錚

(1.重慶頁巖氣勘探開發(fā)有限責(zé)任公司， 重慶 401121； 2.重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院， 重慶 401331；3.四川科宏石油天然氣工程有限公司， 重慶 400021)

B201-H1井為重慶頁巖氣勘探開發(fā)有限責(zé)任公司在豐都區(qū)塊部署的一口頁巖氣水平井，主力層位為五峰-龍馬溪組。該井完鉆井深為3 950 m，水平段長1 653 m，分27段開展了分段壓裂，壓后試氣效果較差。這是豐都區(qū)塊的第一口頁巖氣井，無可借鑒的開采經(jīng)驗(yàn)。為弄清該井的潛力和壓裂及試氣情況，特對該井壓裂效果進(jìn)行系統(tǒng)分析和評價(jià)。

對頁巖氣一般是采用體積壓裂方式開采。采用體積壓裂方式，將形成與常規(guī)壓裂不同的復(fù)雜縫網(wǎng)，因而壓裂效果的評價(jià)難度大大增加。目前，評價(jià)壓裂效果的方法主要有裂縫監(jiān)測法、產(chǎn)能評價(jià)法、經(jīng)濟(jì)評價(jià)法、模糊綜合評價(jià)法等，應(yīng)用較多的為裂縫監(jiān)測法[1]。本次研究，結(jié)合儲層可壓性、施工數(shù)據(jù)、產(chǎn)剖測試和微地震監(jiān)測結(jié)果等，對B201-H1井的壓裂效果進(jìn)行綜合評價(jià)。

1 儲層可壓性分析

1.1 測井及錄井解釋

據(jù)測井解釋，水平段長為1 653 m，I類儲層厚度為1 055.2 m，鉆遇率為63.8%。目的層厚度為32.3 m，含氣量為2.2 m3t，總有機(jī)碳含量為3.0%，孔隙度為2.54%，滲透率為0.0105×10-3μm2，黏土含量為15.6%。據(jù)錄井解釋，氣測異常段長度為976 m，氣侵長度為676 m，共長1 652 m。其中，氣侵占水平段長度的40.89%。

1.2 應(yīng)力特征

根據(jù)三軸巖石力學(xué)參數(shù)測試，目的層巖石的楊氏模量為34.6 GPa，泊松比為0.182，抗壓強(qiáng)度為306.3 MPa。三向主應(yīng)力分布均為垂向應(yīng)力居于兩個(gè)水平主應(yīng)力之間。龍馬溪組的應(yīng)力差異系數(shù)為0.36，最大水平應(yīng)力與垂向應(yīng)力的差值為4.4 MPa，垂向應(yīng)力與最小水平應(yīng)力的差值為10.86 MPa。五峰組的應(yīng)力差異系數(shù)為0.38，最大水平應(yīng)力與垂向應(yīng)力的差值為5.27 MPa，垂向應(yīng)力與最小水平應(yīng)力的差值為10.86 MPa。B201-H1井的應(yīng)力差異系數(shù)為0.37，形成復(fù)雜縫網(wǎng)的難度較大。

1.3 脆性指數(shù)

B201-H1井的頁巖礦物組分，主要包括石英(占47.7%)、黏土(占28.2%)、斜長石(占7.7%)、白云石(占6.0%)、黃鐵礦(占4.7%)和方解石(占4.5%)。按Jarvie提出的礦物脆性指數(shù)公式[2]計(jì)算，得到的平均脆性指數(shù)為54.8%。按Rick Rickman提出的利用靜態(tài)楊氏模量和靜態(tài)泊松比計(jì)算脆性指數(shù)的公式[3]，計(jì)算得到的該井頁巖力學(xué)脆性指數(shù)為61.2%?？傮w來看，該井涉及頁巖的脆性較強(qiáng)，有利于形成縫網(wǎng)。

1.4 天然裂縫特征

該井涉及的頁巖儲層以高角度縫為主，大部分被方解石充填。構(gòu)造裂縫規(guī)模較大，一般長度在 10 cm以上，最長可達(dá)32 cm；裂縫寬度為0.5～25 mm。據(jù)成像測井解釋，目的層沒有高導(dǎo)縫，主要發(fā)育東西方向的高阻縫。其高阻縫主要以低角度縫和斜交縫存在，高度角裂縫較少。目標(biāo)區(qū)發(fā)育構(gòu)造縫和成巖收縮縫兩種微裂縫，大部分微裂縫未被充填。微裂縫寬度小的只有幾百納米，大的有 3 mm?？傮w而言，目標(biāo)區(qū)的微裂縫較少。

根據(jù)以上分析可知，B201-H1井涉及的頁巖物質(zhì)基礎(chǔ)較差(總有機(jī)碳、孔隙度、滲透率、含氣量)，應(yīng)力差異系數(shù)較大，壓力系數(shù)較低，天然裂縫發(fā)育一般，脆性較好。因此，這里的頁巖儲層形成復(fù)雜縫網(wǎng)的難度較大，可壓性一般。

2 壓裂效果評價(jià)

2.1 壓裂施工情況分析

2.1.1 壓裂工藝方面

B201-H1井的壓裂，以擴(kuò)大波及體積，形成復(fù)雜裂縫為目標(biāo)，采用“大液量、大排量、大砂量、低黏度、小粒徑、低砂比”的改造模式，實(shí)施速鉆橋塞+分簇射孔分段壓裂。全程使用滑溜水?dāng)y砂，采用段塞加砂方式。支撐劑選用100目石英砂+4070目低密度陶粒組合方式。

B201-H1井采用低黏度(3 mPa·s)減阻水，在應(yīng)力差異系數(shù)較高的情況下，有利于形成復(fù)雜裂縫，但難以降低濾失，使得該井濾失大、進(jìn)砂難度大(壓裂時(shí)出現(xiàn)了4段砂堵)，降低了壓裂成功率。該井有效閉合壓力較低，選用的70100目石英砂、4070目陶粒支撐劑能夠滿足破碎率要求，但70100目石英砂占比較高(20%)，縫口缺乏較大粒徑支撐劑支撐，難以滿足導(dǎo)流能力需求，影響了壓裂效果。

2.1.2 壓裂施工方面

該井共完成27段壓裂施工，累計(jì)注入液量 51 480.71 m3，其中，滑溜水量48 448.71 m3，酸液量487 m3，線性膠量1 145 m3，交聯(lián)液量1 400 m3；累計(jì)注入砂量1 782.42 t(1 222.78 m3)，其中，100目粉砂810.76 t(575.01 m3)，4070目陶粒971.66 t(647.77 m3)。有10個(gè)壓裂段出現(xiàn)不同程度的施工壓力異常，分別為第1、2、3、5、7、8、13、14、16、19段，分布在水平井靠B點(diǎn)區(qū)域及水平段中部區(qū)域，主要表現(xiàn)為加砂敏感、壓力波動(dòng)大、施工困難，出現(xiàn)4段砂堵。從施工曲線看，壓力波動(dòng)主要在陶粒階段，壓力異常段平均施工壓力為70～80 MPa。

該井物質(zhì)基礎(chǔ)較差，但分段數(shù)較多(從認(rèn)識儲層角度看確有必要)，經(jīng)濟(jì)性不高；施工排量相對較低，多數(shù)壓裂段排量不足13 m3min，在應(yīng)力差異系數(shù)較大的情況下形成復(fù)雜裂縫的難度極大；單段加砂量較低(44 m3)，砂濃度明顯偏低，最高砂濃度為180 kgm3。

結(jié)合微地震監(jiān)測結(jié)果，將B201-H1井27段壓裂施工曲線分為4種類型，見表1。

表1 B201-H1井施工曲線分類與儲層改造體積(SRV)

2.2 產(chǎn)剖測試結(jié)果分析

2.2.1 試氣返排情況

自鉆塞結(jié)束開始，對B201-H1井進(jìn)行了為期100 d的試氣作業(yè)。由于地層壓力偏低，排液困難，采用液氮?dú)馀e助排。累計(jì)放空氣量15 347.00 m3，累計(jì)凈排地層液量5 995.30 m3。地層應(yīng)排液量為50 853.18 m3，累計(jì)凈排地層液量占地層應(yīng)排液量的11.789%。由于無產(chǎn)能顯示而未進(jìn)行測試，試氣結(jié)論為特低產(chǎn)氣層。

2.2.2 壓裂段產(chǎn)量占比

對B201-H1井采用氣相非放射性示蹤劑與動(dòng)態(tài)產(chǎn)氣剖面測試進(jìn)行壓后效果評價(jià)，定量評價(jià)頁巖氣井各層段的儲層改造情況及對應(yīng)各段的產(chǎn)氣貢獻(xiàn)。結(jié)果發(fā)現(xiàn)：(1)主要貢獻(xiàn)段集中在水平段根部和趾部，第6、21、25段3段貢獻(xiàn)產(chǎn)量合計(jì)占48.3%；(2)低產(chǎn)段主要集中在水平段中部，共14段，其貢獻(xiàn)產(chǎn)能合計(jì)占17.4%；(3)中等貢獻(xiàn)段共有10段，貢獻(xiàn)產(chǎn)量合計(jì)占34.3%(見圖1)。

圖1 B201-H1井各壓裂段累計(jì)產(chǎn)氣量占比

2.2.3 產(chǎn)量影響因素

將產(chǎn)剖測試結(jié)果與儲層物性、壓裂施工參數(shù)進(jìn)行綜合對比分析。(1)從物性看，水平段趾部Ⅰ類儲層占比最高，裂縫發(fā)育層段(第12、13、18、19、26段)產(chǎn)量相對較好，第25段為Ⅰ類儲層產(chǎn)量最高解釋。水平段中部物性最差，產(chǎn)量也相對為最低。(2)從工程參數(shù)來看，第1、2段、10～19段，微地震有疑似裂縫發(fā)育；第1～3、5～7、14～16和第19段，這10段壓力異常，加砂困難，有4段砂堵，造成水平段前半部加砂規(guī)模明顯低于后半段。另外，由于水平段下傾，AB點(diǎn)高差470 m，產(chǎn)量太低，井底積液，對趾部的產(chǎn)能可能有壓制。因此，盡管趾部物性相對最好，但產(chǎn)量卻低于水平段根部；水平段中部物性最差，加砂規(guī)模偏低，產(chǎn)量也最低。

2.3 微地震監(jiān)測結(jié)果分析

在B201-H1井共27段的壓裂過程中進(jìn)行了地面微地震監(jiān)測。以井口為中心布設(shè)10條測線，道間距分為20 m和50 m，共布設(shè)1 572道檢波器，計(jì)錄微地震事件734次。監(jiān)測結(jié)果見表2。在B201-H1井，裂縫體的長度遠(yuǎn)高于鄰區(qū)，裂縫體寬度和高度則遠(yuǎn)小于鄰區(qū)，導(dǎo)致其裂縫長寬比遠(yuǎn)大于鄰區(qū)。這說明該井裂縫的復(fù)雜程度相對較小，形成的裂縫體為狹長裂縫。B201-H1井的單段波及體積和總波及體積均高于鄰區(qū)，但結(jié)合上一節(jié)對裂縫長寬高的分析來看，B201-H1井形成的裂縫為狹長縫，裂縫體內(nèi)部復(fù)雜程度不夠。由于裂縫較長，導(dǎo)致計(jì)算得到的SRV較大，但實(shí)際上頁巖基質(zhì)并未被“打碎”而形成了主縫，次生裂縫較少，頁巖改造極不充分。因此，B201-H1井表現(xiàn)出“SRV大、縫網(wǎng)不發(fā)育、改造不充分”的特征。同時(shí)，縫高延伸受限，難以實(shí)現(xiàn)對縱向上頁巖儲層的改造。此外，據(jù)微地震解釋，靠近B點(diǎn)及第10～19段區(qū)域有天然裂縫，導(dǎo)致人工裂縫下穿到下部層段。19～21段壓裂裂縫縱向延伸超過300 m，甚至達(dá)到355 m，壓穿下部水層，導(dǎo)致壓后出水。

2.4 壓后產(chǎn)量影響因素

圖2所示為B201-H1井分段產(chǎn)量與改造規(guī)模(加砂量、壓裂液量、段長)的關(guān)系。由此可見，壓后產(chǎn)量與加砂量、壓裂液量、段長的關(guān)系不大，大規(guī)模改造以及多分段壓裂并未大幅提升壓裂效果。

圖3所示為B201-H1井分段產(chǎn)量與儲層物質(zhì)基礎(chǔ)(含氣量、總有機(jī)碳、孔隙度)的關(guān)系。壓后產(chǎn)量與含氣量、總有機(jī)碳、孔隙度呈正相關(guān)關(guān)系，尤其與總有機(jī)碳含量的相關(guān)性較好。這說明頁巖氣儲層的物質(zhì)基礎(chǔ)是壓裂效果的根本保障。

圖4所示為B201-H1井分段產(chǎn)量與壓后裂縫(脆性指數(shù)、長寬比、SRV)的關(guān)系。壓后產(chǎn)量與脆性指數(shù)、長寬比、SRV的關(guān)系不大，這與頁巖氣開發(fā)原理相悖。原因在于該井壓裂裂縫復(fù)雜程度不夠，即便SRV足夠，也難以釋放產(chǎn)能。

表2 微地震監(jiān)測結(jié)果

圖2 B201-H1井分段產(chǎn)量與改造規(guī)模的關(guān)系

圖3 B201-H1井分段產(chǎn)量與儲層物質(zhì)基礎(chǔ)的關(guān)系

圖4 B201-H1井分段產(chǎn)量與壓后裂縫的關(guān)系

2.5.1 綜合評價(jià)

(1) B201-H1井涉及的頁巖力學(xué)脆性較好，而影響頁巖氣壓裂效果的物質(zhì)基礎(chǔ)(TOC、孔隙度、滲透率、含氣量)和應(yīng)力差異系數(shù)、壓力系數(shù)均較低，這對壓裂方法的實(shí)施極為不利。

(2) B201-H1井涉及儲層的裂縫發(fā)育，壓裂時(shí)濾失量較大，造縫困難，導(dǎo)流能力較低。高角度裂縫發(fā)育，存在未知水層，壓裂時(shí)縫高失控，壓后出現(xiàn)大量地層水。

(3) 地層供給能力不足，地層水進(jìn)入裂縫和井筒，導(dǎo)致天然氣難以進(jìn)入裂縫和井筒。井筒和裂縫中液體長期滯留，返排速度較慢，天然氣難以排出。

(4) B201-H1井應(yīng)力差異系數(shù)大，難以形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。支撐劑粒徑小、加砂量低，導(dǎo)流能力不足。無法實(shí)現(xiàn)體積壓裂目的，也難以實(shí)現(xiàn)常規(guī)造長縫、高導(dǎo)流裂縫的目的。

(5) 儲層物性不及鄰區(qū)，但從鉆測錄井結(jié)果和試油產(chǎn)氣情況看，B201-H1井仍具有較好開發(fā)潛力。通過進(jìn)一步識別裂縫、優(yōu)化壓裂設(shè)計(jì)，有望獲得較好壓裂效果。

2.5.2 建議

(1) 加強(qiáng)斷層和裂縫識別工作，特別是要弄清高角度裂縫發(fā)育情況，可避開高角度裂縫壓裂，或者添加封堵劑堵縫。

(2) 加強(qiáng)水體識別，弄清出水來源，避免壓穿水層。

(3) 無法實(shí)現(xiàn)復(fù)雜縫網(wǎng)壓裂，則應(yīng)以造長縫、高導(dǎo)流裂縫壓裂為主，兼顧復(fù)雜裂縫壓裂。可通過添加降濾失劑、提高施工排量、適當(dāng)提高壓裂液黏度、提高中等粒徑支撐劑占比等方式，提高裂縫有效性。

(4) 排液時(shí)以“盡快帶液、早日求產(chǎn)”為原則，選擇由大到小的油嘴返排，輔以氣舉、機(jī)抽等強(qiáng)排方式加強(qiáng)返排。

(5) 進(jìn)一步開展區(qū)塊頁巖氣壓裂液、壓裂參數(shù)和試油工藝參數(shù)優(yōu)化研究。

3 結(jié) 語

B201-H1井目的層應(yīng)力差極大、裂縫發(fā)育、存在水體，壓裂難度極大，難以造復(fù)雜縫網(wǎng)。在該井開展的多段數(shù)分段壓裂，是對“非典型頁巖氣”開采的一次有益的嘗試?？傮w來講，本次壓裂施工基本達(dá)到了認(rèn)識儲層的目的。

B201-H1井多段縫高失控，造縫和加砂困難，壓裂后的裂縫長寬比較大，形成長而窄的裂縫。該井壓后產(chǎn)氣量低，主要原因在于儲層物性差、地層壓力偏低，而壓裂裂縫復(fù)雜程度不夠、導(dǎo)流能力較低，同時(shí)溝通水層、返排速度慢，這些也是導(dǎo)致壓后產(chǎn)氣量低的重要因素。