王海濤， 蔣廷學， 卞曉冰， 段　華

(1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中國石化勘探分公司，四川成都 610041)

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深層頁巖壓裂工藝優(yōu)化與現場試驗

王海濤1， 蔣廷學1， 卞曉冰1， 段華2

(1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中國石化勘探分公司，四川成都 610041)

摘要：深層頁巖埋藏深、巖性差異大、地應力高，壓裂改造時存在施工壓力高、裂縫導流能力低、改造體積偏小、壓后初產效果差等問題。在分析深層頁巖地質特征參數和綜合評價可壓性的基礎上，分析了體積改造面臨的技術難點并提出了技術對策，形成了基于氣藏數值模擬、誘導應力計算和壓裂模擬相結合的深層頁巖壓裂優(yōu)化設計方法，并從壓裂效果最優(yōu)角度分析計算了壓裂段/簇參數、射孔參數、施工參數。結合丁頁2HF井大規(guī)模壓裂現場試驗，探討了深層頁巖壓裂工藝實施與控制方法, 分析了現場壓裂施工壓力響應特征，對前置液用量、膠液造縫時機和起步砂比等進行逐段優(yōu)化與參數精細調整控制，形成了“預處理酸+中黏膠液+滑溜水+低黏膠液+中黏膠液”的組合壓裂工藝模式,提高了深層頁巖壓裂的有效性。丁頁2HF井完成12段壓裂，壓后初期產氣量達10.5×104 m3/d，為深層頁巖氣儲層壓裂改造提供了技術借鑒。

關鍵詞：深層頁巖；水力壓裂；改造體積；現場試驗；丁頁2HF井

深層頁巖由于埋藏深、地層破裂壓力及閉合壓力普遍較高，壓裂改造中存在縫寬窄、難以有效提高砂液比、形成復雜縫和增大改造體積難度大等問題，從而影響壓裂效果。因此，深層頁巖壓裂的關鍵在于有效降低施工壓力、擴大改造體積和提高裂縫導流能力。目前，國外以應用高黏壓裂液為主，采取“預處理酸+線性膠+滑溜水+凍膠”和主支撐劑階段連續(xù)加砂的壓裂模式，但高黏壓裂液不利于網絡裂縫的擴展，連續(xù)加砂過程中一旦出現縫內砂堵，難以采取有效的補救措施進行處理。國內僅有川東南地區(qū)少數4 000 m以深頁巖氣井進行了壓裂試驗[1-3]，采取了“預處理酸+滑溜水+膠液”和段塞式加砂的壓裂模式，在一定程度上降低了施工風險，但主加砂階段完全依靠膠液提高砂液比，實際獲得的裂縫導流能力較低，壓裂效果也不理想。筆者針對以上問題，從提高深層頁巖壓裂的有效性入手，對壓裂作業(yè)關鍵工藝參數進行了優(yōu)化，結合現場壓裂過程中的實時參數調整，形成了深層頁巖加砂壓裂模式，并在丁頁2HF井進行了現場試驗。

1深層頁巖氣儲層特征與可壓性

對比丁山和南川探區(qū)深層頁巖氣儲層特征參數與涪陵區(qū)塊中深層頁巖氣儲層特征參數(見表1)可以看出：深層頁巖具有優(yōu)質層厚度相對較小、天然裂縫發(fā)育程度相對較低、閉合壓力大于100 MPa、水平井應力差大等特點。結合鏡質體反射率、平均石英含量、平均黏土含量、含氣量、壓力系數、水平應力差異系數、天然裂縫發(fā)育情況和巖石脆度等8個參數[3]，并對其進行歸一化處理[3-7]，計算得到深層頁巖氣目的層綜合可壓性指數為0.42～0.52，與涪陵區(qū)塊頁巖可壓性指數(0.63)相比，深層頁巖氣儲層可壓性略差，表明深層頁巖壓裂有效性受上述因素制約。

表1　川東南深層頁巖氣儲層地質特征參數對比

圖1　深層頁巖應力-應變試驗結果Fig.1　Stress-strain test results of deep shale

另外，從深層頁巖實際巖心測試結果(見圖1)可以看出：加載一定的圍壓后，常溫下頁巖達到峰值壓力時瞬間破壞，顯現劈裂多縫特征，殘余應力高；高溫下頁巖達到峰值壓力前持續(xù)表現為塑性變形，剪切縫破壞顯著，殘余應力低；當模擬地層溫度達到140 ℃后，頁巖的塑性變形占總變形的比例增大，頁巖強度略有降低。另外，隨著圍壓增大，頁巖應力-應變關系的非線性特征越來越明顯。這說明，深層頁巖在地層高溫、高圍壓狀態(tài)下局部會發(fā)生非線性破壞，這種非線性變形特征導致壓裂時起裂壓力更高。實際壓裂施工中，深層頁巖通常表現為破裂壓力高、縫寬窄、加砂困難和砂液比難以有效提高。

2壓裂改造難點與技術對策

結合目前川東南探區(qū)深層頁巖氣儲層地質特點，壓裂改造需要解決的核心問題是降低施工壓力和提高壓裂的有效性，其在壓裂施工規(guī)模、技術思路等方面都區(qū)別于中深層頁巖氣井，具體壓裂改造對策如下：

1) 降低施工壓力。目的層埋藏較深、破裂壓力高、施工壓力窗口窄，主壓裂前進行酸預處理，降低破裂壓力。特別前3段壓裂時應考慮鉆完井后井筒的污染情況，適當增加酸液用量，以解除炮眼及近井筒地層的污染，結合全巖礦物組分分析選擇鹽酸或稀土酸進行預處理；同時，前置液階段注入100目粉陶段塞，采用大排量、小砂液比對彎曲裂縫進行逐級打磨，以降低施工初期近井筒彎曲摩阻或多縫濾失引起的壓力損失。

2) 提高綜合砂液比。川東南海相龍馬溪組底部頁巖和五峰組頁巖在成像測井上顯示有部分天然裂縫發(fā)育，同時水平段井眼軌跡穿行優(yōu)質頁巖氣儲層的兩向水平應力差異系數小于0.25。室內物理模擬試驗結果表明[8-9]，該條件下裂縫擴展形態(tài)更偏向于在壓裂過程中開啟層理弱面及天然裂縫，而無明顯主縫特征，不利于后續(xù)加砂。根據以上分析結果，從提高綜合砂液比和強化縫內鋪砂效果的角度考慮，采取“滑溜水+低黏膠液+中黏膠液”的壓裂泵注模式，適當增加膠液比例，以提高砂液比。另外，早期前置液階段先注入膠液進行造“主縫”，并以逐步階梯方式提高排量，以防在較高凈壓力作用下過早打開天然裂縫而影響主縫的延伸；為確保前置液充分造縫，適當加大前置液用量，后續(xù)攜砂液階段以段塞式加砂為主，控制滑溜水攜砂液比，利用低黏膠液和中黏膠液提高砂液比。

3) 提高支撐裂縫導流能力。儲層強度大、應力高，支撐劑鋪砂濃度低時嵌入傷害大，影響裂縫導流能力和壓后效果[9]，除了考慮采用膠液提高砂液比外，支撐劑優(yōu)先采用低密度、高強度覆膜陶粒，主支撐劑選用40/70目覆膜陶粒，尾追30/50目覆膜陶粒進行縫口充填。這樣做，一方面可以避免滑溜水攜砂運移過程中發(fā)生支撐劑過早沉降；另一方面高強度覆膜陶粒在高閉合應力下破碎率低，能夠確保主縫導流能力。另外，為確保尾追的30/50目覆膜陶粒能夠順利進入射孔孔眼并有效支撐縫口，頂替時根據井筒容積設計采用少量膠液和滑溜水依次注入頂替，頂替液量不能比井筒有效容積多5～8 m3。該“平衡頂替”工藝既不增加多余的液量，又能將支撐劑完全替入地層，防止過頂替造成縫口閉合。

4) 強化高溫流體穩(wěn)定性和同步破膠。高溫環(huán)境下壓裂施工的先后順序和施工時間都對壓裂液的流變性和攜砂性能有一定影響。為了確保壓裂液的穩(wěn)定性，液體中除滑溜水外，在低黏膠液和中黏膠液中加入0.1%～0.3%的溫度穩(wěn)定劑，并且根據壓裂過程中實際地層溫度分布和溫度恢復模擬結果，逐級優(yōu)化黏度調節(jié)劑加量，根據現場進度進行實時調整，盡可能實現壓后各段同步破膠和同步返排。

此外，深層頁巖壓裂施工壓力高、井口限壓和施工壓力窗口有限，實際施工排量提高空間有限，導致砂液比設計在一定程度上受到限制。因此，壓裂工藝總體思路為：先降低破裂壓力和施工壓力，再充分造縫和擴縫，最后形成有效支撐。

3壓裂施工參數優(yōu)化

3.1分段分簇優(yōu)化

地質研究中，依據含氣顯示、測井資料綜合評價結果，按照同類儲層特征進行壓裂“大段”劃分；工程研究中，結合巖石力學、地應力、脆性和可壓性等劃分“小段”。為此，主要根據氣藏數值模擬結果[10-12]和誘導應力特征[12]進行壓裂分段和射孔簇間距優(yōu)化。

首先，考慮頁巖氣吸附及擴散特征進行氣藏數值模擬，設置等效裂縫導流能力，在一定水平段長度范圍內模擬不同簇間距對應的產量，從滲流角度確定簇間距。裂縫簇間距分別為15，20，25和30 m時對應的5年日產氣量和累計產氣量如圖2所示。由圖2可知，過小的簇間距會產生較強的縫間滲流干擾，影響壓后產量，經優(yōu)化，簇間距為25～30 m。

其次，工程研究中還需考慮裂縫簇間誘導應力的干擾作用，設計簇間距時應盡量使裂縫間誘導應力的干擾作用最大，以有利于形成復雜的網絡裂縫[13-15]。結合誘導應力作用下破裂壓力[16]的變化和三向誘導應力變化計算結果(見圖3和圖4)，在破裂壓力增加幅度小于2%的情況下，同時兼顧x、y方向的附加誘導應力使兩向水平應力發(fā)生反轉，從而改變裂縫延伸路徑的有效作用范圍，設計簇間距為20～30 m。

圖2　簇間距優(yōu)化氣藏數值模擬結果Fig.2　Numerical simulation results of reservoirs with optimized cluster spacing

圖3　不同裂縫間距誘導應力場作用下破裂壓力增幅Fig.3　Fracturing pressure amplification under induced stress with different fracture spacing

圖4　不同裂縫間距附加誘導應力分布Fig.4　Additional induced stress distribution under different fracture spacing

綜上所述，從產量最優(yōu)和誘導應力作用最強2方面考慮，最終優(yōu)選出合理簇間距為25～30 m。

3.2射孔參數優(yōu)化

為改善頁巖層段儲層物性及溝通更大的地層體積，根據水平井井眼軌跡穿行地層的地質特征，按照地質上“同類同段”小層劃分原則，可進一步確定單段射孔簇數，脆性地層射孔簇數可適當增加2～4簇，偏塑性地層射孔簇數控制在1～2簇。同時，考慮每簇射孔能夠有效進液，在壓裂排量不低于12 m3/min前提下，要求每一射孔簇單孔眼流量分配大于0.25 m3/min，射孔總孔數至少48孔，射孔密度16～20孔/m，射孔簇總長3 m。為減少每簇孔眼摩阻，采用較大直徑的射孔彈，射孔彈直徑不小于10.0 mm，孔眼相位角60°，以減小近井裂縫的扭曲摩阻。

3.3施工參數優(yōu)化

通過模擬計算不同壓裂規(guī)模下的單簇裂縫縫長、離散裂縫網絡體積和平均支撐縫寬，優(yōu)選出滿足產量要求的最佳方案。以射孔3簇為例，設計6種壓裂方案：方案1為2 100 m3液量+40 m3砂量，方案2為2 200 m3液量+50 m3砂量，方案3為2 300 m3液量+50 m3砂量，方案4為2 400 m3液量+55 m3砂量，方案5為2 500 m3液量+60 m3砂量，方案6為2 600 m3液量+70 m3砂量。模擬計算結果如圖5所示。

圖5　不同壓裂方案對應的裂縫參數Fig.5　Facture parameters under different fracturing treatment measure

為使氣藏模擬最優(yōu)縫長，盡可能增大平均支撐縫寬和離散裂縫網絡體積，確保足夠的裂縫導流能力和改造體積，優(yōu)選壓裂規(guī)模為2 500 m3液量+60 m3砂量?，F場實際施工過程中，前3段可能受到水平段局部堆積污染、裂縫發(fā)育易濾失和近井摩阻高等影響，應適當控制壓裂規(guī)模，后續(xù)逐段探索地層敏感性砂液比，最終達到設計加砂量。

4現場試驗

丁頁2HF井位于川東南地區(qū)林灘場-丁山北東向構造帶丁山構造北西翼[17]，所在區(qū)域斷裂相對丁山構造主體不發(fā)育，斷裂走向主要為北東向，斷層均為小斷層，規(guī)模小、延伸短，未影響構造的完整性。該井目的層為下志留統(tǒng)龍馬溪組下部泥頁巖段，埋深4 372.93～4 417.43 m，巖性以黑灰-灰黑色泥巖、碳質頁巖為主，夾黑灰-灰黑色粉砂質泥巖，為典型的海相頁巖氣儲層，優(yōu)質頁巖儲層平均含氣量大于2 m3/t。硅質含量48.5%，鈣質含量15.0%，黏土含量30.0%；地層巖石彈性模量32.32 GPa，泊松比0.20，計算水平應力差異系數0.125，脆性指數[18-21]計算結果為0.496～0.640。從地質條件看，目的層頁巖具有良好的含氣顯示，水平應力差異系數小，根據地層彈性模量和泊松比計算的脆性指數較高，總體滿足大規(guī)模改造條件。

丁頁2HF井現場施工共完成12段壓裂，壓裂液總用量29 515.5 m3，其中滑溜水18 068.5 m3、低黏膠液4 831.0 m3、中黏膠液6 319.0 m3，泵送等總液量1 370.2 m3；陶?？傆昧?19.13 m3，其中100目陶粒97.39 m3，40/70目陶粒201.69 m3，30/50目陶粒20.05 m3，施工曲線如圖6所示。

圖6　丁頁2HF井實際施工曲線Fig.6　Actual fracturing curve of Well Dingye 2HF

從圖6可以看出，第1段壓裂時對加砂異常敏感，1%～2%砂液比、約0.5 m3粉陶進入地層后，壓力從86 MPa升至94 MPa，地層脆性較好，壓裂時可能有多條裂縫開啟，有效裂縫寬度窄，加砂困難。

基于第1段壓裂難點，對后續(xù)壓裂段施工方案進行了針對性調整：1)將原設計2～3簇射孔統(tǒng)一調整為2簇，個別高伽馬段地層進行集中射孔；2)為確保脆性地層造主縫、降濾失和拓縫寬，以膠液為前置液造主縫，后續(xù)泵入滑溜水進一步拓展微裂縫；3)為降低近井彎曲摩阻，前置液階段以低砂比段塞方式注入粉陶，并在限壓下盡可能提高泵注排量，充分打磨裂縫迂曲，減小近井筒效應；4)增加前置液用量，充分造縫后再進行加砂，降低砂堵概率；5)主加砂階段采取小臺階螺旋式提高砂比方式加砂，在確?？p內支撐劑鋪置濃度的同時，盡可能降低縫內砂堤高度，避免縫內砂堵。

經過第1段壓裂認識地層，第2～3段壓裂探索加砂量、最高砂比及段塞量的關系，現場調整工藝措施后，最終形成了適合該井的加砂壓裂模式，液體效率和裂縫形態(tài)得到了有效改善。該井壓裂后采用φ12.0 mm油嘴、φ25.0 mm孔板求產，穩(wěn)定產氣量10.5×104m3/d。

5結論與建議

1) 深層頁巖破裂壓力高、壓裂施工難度大，必須先滿足造縫和降低施工壓力，然后實時調整施工參數來提高裂縫導流能力和增加裂縫復雜性?，F場實踐表明，采取的膠液前置液、增加粉陶用量、變排量和變黏度等措施一定程度上能夠提高深層頁巖壓裂效果。

2) 頁巖在高溫、高壓和深層環(huán)境下表現為局部非線性破壞特征，并隨著溫度升高，塑性變形特征明顯增強，需進一步攻關提高頁巖壓裂裂縫的復雜性和增大有效改造體積的方法。

3) 建議深入研究深層頁巖裂縫起裂與擴展規(guī)律、深層連續(xù)加砂模式，優(yōu)化不同脆性條件下的簇射孔方案，加強寬帶壓裂技術、多次裂縫轉向技術、高通道壓裂技術等在深層頁巖氣儲層壓裂改造中的應用。

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[編輯滕春鳴]

Optimization and Field Application of Hydraulic Fracturing Techniques in Deep Shale Reservoirs

WANG Haitao1, JIANG Tingxue1, BIAN Xiaobing1, DUAN Hua2

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing, 100101,China; 2.SinopecExplorationCompany,Chengdu,Sichuan, 610041,China)

Abstract:Hydraulic fracturing of deep shale reveals that high injection pressure, low fracture conductivity, limited stimulated reservoir volume, and unsatisfactory primary production are mainly due to deep burial, variable lithology and high in-situ stresses. Based on the comprehensive evaluation of geological characteristics and fracturing potential of deep shale reservoirs, technical difficulties in volumetric stimulation were discussed and relevant countermeasures were proposed. Then, a fracturing optimization method for deep shales was proposed, and it combined a numerical simulation of the gas reservoir, a calculation of induced stress and fracturing simulation. Fracturing segment/cluster, perforation and stimulation treatment parameters were analyzed. Taking Well Dingye 2HF as an example, the implementation and control of deep shale fracturing techniques were discussed, and the responses of stimulation pressure in field application were identified. Through stage-by-stage optimization and fine adjustment of parameters in aspects of pad volume, fracture initiation by gel, and initial sand and fluid ratio. Finally, a composite fracturing treatment procedure was formed, i.e. pre acid + moderate viscosity gel + slick water + low viscosity gel + moderate viscosity gel. The fracturing of deep shales has been improved successfully through the application of the proposed procedure. In field application of Well Dingye 2HF, 12 stages of fracturing stimulation were completed with initial gas production of 10.5×104 m3/d after the treatment. This procedure will provide technical reference for hydraulic fracturing in similar deep shale gas reservoirs in the future.

Key words:deep shale; hydraulic fracturing; stimulated reservoir volume; field testing; Well Dingye 2HF

中圖分類號：TE357.1+3

文獻標志碼：A

文章編號：1001-0890(2016)02-0076-06

doi:10.11911/syztjs.201602013

基金項目：中國石化科技攻關項目“涪陵區(qū)塊頁巖氣層改造技術研究”(編號：P14091)部分研究內容。

作者簡介：王海濤(1982—)，男，新疆阿克蘇人，2004年畢業(yè)于西安石油大學石油工程專業(yè)，2010年獲中國石油大學(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)博士學位，高級工程師，主要從事非常規(guī)油氣儲層改造技術及理論研究。E-mail:wanght.sripe@ sinopec.com。

收稿日期：2015-07-28；改回日期：2015-12-14。