陕西延长石油集团（集团）有限责任公司油气勘探公司 陕西 榆林 718500
摘要：国内针对页岩储层的水平井分段压裂技术尚不成熟，缺乏相关经验指导，开展深层页岩储层水平井分段压裂技术研究，为页岩气藏的有效开发提供技术支撑。本文以区块工程地质特征为基础，针对该区块单井进行水平井分段压裂优化设计，以压后累计产气量为目标函数，建立水平井分段压裂裂缝参数优化模型，通过优化设计求解目标函数最优时的裂缝缝长、导流能力、裂缝条数，形成一套完整的压裂优化方案。现场应用于S1井中，取得了较好的应用效果，可进一步推广应用。
关键词：页岩气；压裂工艺；水平井；分段压裂；裂缝
中国页岩气主要分布在渝东鄂西地区、黔湘地区、四川盆地及其周缘地区，储量丰沛、潜力巨大，技术可采资源量为12.85万亿立方米，因此页岩气开发技术一旦突破形成产能，对满足中国不断增长的能源需求、优化能源结构、保障能源安全和促进经济社会发展都具有重大战略意义，开发前景广阔。页岩气藏是一种低孔、低渗透性储层，依靠自然产能很难进行工业开采，形成产能的最有效手段是通过水力压裂这一储层改造技术产生相互交错的网络通道，提高页岩气在储层中的流动能力。根据北美地区页岩气勘探开发经验，水平井套管完井技术与分段体积压裂技术是目前页岩储层开发的关键技术，但国内的页岩气改造技术由于起步晚，仍处试验探索阶段，缺乏相应基础理论的支撑，因此如何形成一套适用于我国页岩气藏特征的水平井分段压裂技术还需深入研究。
1 页岩储层工程地质特征
1.1 储层物性
研究区主要目的层为志留系下统龙马溪组-奥陶系上统五峰组，储集岩岩性主要为泥岩类，包括粉砂质泥岩、灰质泥岩、碳质泥岩和泥岩。根据岩心实验分析，龙马溪组地层孔隙度1.22~7.12%，平均5.81%，渗透率0.0024~2.7207×10-3μm2，平均0.1425×10-3μm2。
1.2 岩石矿物成分
对取心层段4353.05-4353.25m，4357.02-4357.20m，4362.37-4362.55m进行全岩矿物X射线衍射分析和黏土矿物X射线衍射分析，结果表明：脆性矿物中石英含量最高，含量在35.1~65.6%之间，平均48.5%；其次为长石，平均含量6.2%；白云石、方解石平均含量分别为9.1 %，5.9%。另有，黄铁矿含量在0.5~1.3%之间，平均0.9%；黏土矿物平均含量29.7%。研究区龙马溪组底部泥页岩黏土矿物以伊/蒙混层为主，含量在69- 81%之间，占黏土矿物组分的78.1%，伊利石平均含量为11.0%，高岭石平均含量为5.3%，绿泥石平均含量为5.0%，未见蒙脱石。
1.3 储层含气性
研究区五峰组-龙马溪组下部暗色泥页岩发育，富有机质暗色泥页岩厚度为153m左右。五峰组-龙马溪组总有机碳测试样品102个（包含岩屑和岩心样品），有机碳最小值0.19%，最大值6.13%，平均值3.04%，从上至下有机碳含量具有明显增高的趋势，下部优质泥页岩层段TOC在0.57-6.13%之间，平均3.65%。
干酪根镜检分析及岩石热解参数表明，五峰组-龙马溪组泥页岩有机质类型主要为Ⅰ-Ⅱ1型，为页岩气生成的有利类型，Ro为1.83~2.26%，主要处于生气阶段。对龙马溪组下部-五峰组取心段进行了含气性实验，测试样品共计9个，其中，龙马溪组8个，五峰组1个，解吸气量最小值0.75m3/t，最大值1.88m3/t，平均值1.35m3/t；总含气量最小值2.33m3/t，最大值6.23m3/t，平均值4.48m3/t。从实验结果来看，五峰组一龙马溪组泥页岩含气量从上往下逐渐增高，且龙马溪组底部至五峰组含气量最高。
1.4 岩石力学及地应力特征
对该区块龙马溪组地层的岩心进行了岩石力学参数和地应力参数测试，测试结果表明：龙马溪组地层弹性模量13.82`36.82GPa，平均23.56GPa；泊松比0.183~0.243，平均0.202；上覆岩层压力106.36~107.44MPa，最大水平主应力82.48~85.62MPa，最小水平主应：76.11 ~79.26MPa。
2 页岩气水平井分段压裂优化设计
2.1 簇间距优化
邻区A井进行压裂施工时，采用了水力裂缝监测技术。该井分14级压裂，人工裂缝方位为北偏东48°，监测缝高最大值为132m，缝高最小值为98m，平均为107m。从研究区地层工程地质特征可知，该区块页岩储层泊松比0.183~0.243，平均为0.202。结合A井水力裂缝的缝高监测结果，并根据最优簇间距模型，计算出研究区页岩储层水平段最优簇间距为21.9-25.04m（表1）。
表1 裂缝簇间距优化结果
2.2 裂缝参数优化
（1）缝长优化
根据B井的基础数据，结合裂缝参数优化模型，通过改变不同的裂缝半长来计算累计产气量。图1所示为不同裂缝半长条件下累计产气量的对比图。从图中可知，裂缝长度的变化对压裂水平井产量的影响很大，随着裂缝半长的增加，气井的产量也在增加，当裂缝长度增加到260m之后累计产气量递增减缓。由于页岩储层低渗的特征，导致裂缝缝长增加到一定程度，缝长对产能的影响不大，因此最优的支撑缝长为260m。
图1 压裂支撑半缝长对累计产量的影响
（2）导流能力优化
导流能力的大小相当于裂缝运输油气的能力，导流能力越大输气能力越强，反之输气能力越弱。通过改变裂缝的导流能力来计算累计产气量（图2）。从图中可以看出导流能力从1μm2.cm增加到2μm2.cm，产量的增加幅度较快，超过2μm2.cm后产能增加的幅度变缓，最优的导流能力为2μm2.cm。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆
图2 导流能力对累计产量的影响
（3）裂缝条数优化
图3为储层裂缝导流能力为2μm2.cm时水力裂缝条数对压后累计产气量的影响。由图可知，裂缝条数越多，产气量增加的也越大，当水力裂缝条数超过30条时，累计产气量增加幅度减缓，考虑到经济和技术方面的因素，页岩气水平井分段压裂存在一个相对较优的水力裂缝条数，因此B井压裂的最优裂缝条数为30条。
图3 裂缝条数对累计产气量的影响
2.3 施工参数优化
（1）压裂规模优化
按总液量600-3000m3，每段三簇进行模拟，以有效支撑缝半长260m为目标（图4）。则不同压裂液用量对裂缝半长的影响，则最优的每级压裂规模为1800m3。
图4 液体规模与裂缝半长的关系
（2）压裂排量优化
施工排量5~20m3，总液量1800m3，有效支撑缝长260m，每段三簇进行模拟，计算得到当施工排量达到15m3/min时，改造的体积增幅减缓，考虑压裂施工成本，优化压裂施工排量为15m3/min。
3 现场应用
3.1 单井情况
S1井的基本情况如表2所示。
表2 S1井的基本情况表
3.2 压裂难点及技术思路
（1）压裂难点
目的层埋藏深，破裂压力高。与套管抗内压强度、压裂井口及设备安全存在一定矛盾，压力窗口窄，砂堵风险大；可压裂性指数比较大，虽有利于形成复杂裂缝，但若压裂过程中天然裂缝过早开启会降低造主缝的压裂液效率，受多缝滤失控制，网缝波及半径受限，影响改造效果；地层温度较高，对压裂液流变性和破胶时机选择有一定影响；高闭合压力下，低铺砂浓度支撑剂嵌入伤害大，影响裂缝导流能力和压后效果。
（2）技术思路
①针对该区块页岩气储层埋藏深、施工压力高等特点，在压裂前采取酸预处理，解除地层污染，降低破裂压力；
②鉴于可压裂性指数高，压裂液以滑溜水为主，配合胶液进行提砂比。此外，脆性地层可以增加有效波及缝长和改善导流能力，应适当增加胶液比例；
③压裂过程中实际地层温度场分布和温度恢复，逐级优化破胶剂加量，根据现场进度进行实时调整，尽可能实现压后各段胶液同步破胶；
④为了降低施工初期近井筒弯曲摩阻或多缝滤失引起的压力损失，前置液阶段辅以段塞式注入100目粉陶对弯曲裂缝进行打磨和对天然裂缝进行填堵，主支撑剂粒径为40/70目陶粒+30/50目陶粒组合，以增加缝口的导流能力。
3.3 压裂施工情况
S1井分12段压裂，施工压力78.5~94.9MPa，施工排量8.6~13.1m3/min，压裂总液量29515.5m3，其中滑溜水18068.5m3，低粘胶液4831m3，中粘胶液6319m3，总砂量319.13m3其中，100目97.39m3，40/70目201.69m3，30/50目20.05m3。除去第一段，平均单段液量2592mm3，平均单段砂量28.97m3。
从施工情况看，压裂液用量比优化设计的压裂液规模大，这是由于该井储层两向应力差异小，层理发育，导致近井裂缝网络发育，缝宽窄、滤失大，从而在施工过程中加砂困难，施工压力高，因此加大了前置液用量。
3.4 压裂后评价
从图5可以看出，第5，8，10，12段，施工曲线的压力波频率和平均压力波动幅度均较小，压力波动频率小于3，波幅多在1.5MPa以内，由此说明，只在进井地带形成了复杂裂缝，在远井地带以长缝为主。第2，3，4，7，9，11段，压力波动频率大于7，波幅多在2MPa左右，压裂后相对易形成复杂裂缝。
图5 S1井压裂曲线波动特征统计
4 结论
（1）通过应用水力裂缝的最大诱导应力差模型计算了适合研究区最优的裂缝簇间距，最优簇间距为21.9-25.04m。以压后累计产气量最优为目标，建立了裂缝参数优化设计模型，运用优化设计方法对该井进行了裂缝缝长、导流能力及裂缝条数的优化。
（2）S1井压后采用12mm油嘴×25mm孔板控制试求产，井口压力10.3MPa，井底流压17.28MPa，天然气日产量为10.5×104m3/d。
参考文献：
[1] 罗佐县.美国页岩气勘探开发现状及其影响[J].中外能源，2012，（1）：23-27.
[2] 伊西锋.非常规油气水平井管内多级分段压裂新技术[J].石油机械，2014，04：62-66.
[3] 卢伟，李强，万方来.国内外页岩气井水力压裂技术的发展及探讨[J].能源与节能，2012，（12）：115-122.
[4] 薛承瑾.页岩气压裂技术现状及发展建议[J].石油钻探技术，2011，39（3）：24-29.
[5] 肖钢，唐颖.页岩气及其勘探开发[M].北京：高等教育出版社，2012.
[6] 王朋久.XX区块页岩气水平井分段压裂技术应用研究[D].重庆：重庆科技学院，2016.
论文作者:张二磊
论文发表刊物:《文化时代》2019年15期
论文发表时间:2019/10/28
标签：裂缝论文; 页岩论文; 压裂论文; 气量论文; 平均论文; 水平论文; 能力论文; 《文化时代》2019年15期论文;