蔣廷學(xué) ，蘇 瑗，卞曉冰 ，梅宗清

（1.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室，北京100101；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101；3.四川華宇石油鉆采裝備有限公司，四川瀘州646000）

焦頁1HF井實現(xiàn)頁巖氣井的商業(yè)突破開啟了中國頁巖氣的勘探開發(fā)。近幾年，水平井分段壓裂技術(shù)不斷提升，頁巖氣井產(chǎn)量也在逐年突增，成為中國油氣勘探開發(fā)的生力軍[1-5]。但是，頁巖氣井的商業(yè)突破目前仍局限在中淺層高壓頁巖氣藏中，地層壓力系數(shù)低于1.3的常壓頁巖氣藏尚未實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)。美國Marcellus、Fayetteville和Barnett等區(qū)塊的常壓頁巖氣儲層已獲得商業(yè)化開發(fā)，主要采用井工廠式水平井射孔＋橋塞一體化大規(guī)模分段壓裂設(shè)計模式，輔之以低傷害、低成本的滑溜水壓裂液體系，其水平井平均單段長度120～150 m，單段3～7簇，主施工排量16 m3/min，平均單段液量1 900～2 900 m3，單段砂量80～110 m3，且粉砂比＞50%，壓裂后初產(chǎn)達（4.2～9.6）×104m3/d，單井成本為（1 100～1 900）萬元[6-9]。我國常壓頁巖氣資源量豐富，四川盆地及周緣的常壓頁巖氣資源面積達6.2×104km2。但是相對于高壓頁巖氣藏，常壓頁巖氣藏含氣具有豐度低、吸附氣占比高的主要地質(zhì)特征，以及壓后產(chǎn)量低、遞減快的生產(chǎn)特征，目前現(xiàn)有的開發(fā)技術(shù)尚不具經(jīng)濟動用常壓頁巖氣資源的能力[4-8]，主要采用電纜泵送橋塞射孔聯(lián)作工藝，并結(jié)合“W”布縫、“預(yù)處理鹽酸+滑溜水+膠液”組合注入、變黏度混合壓裂液體系（滑溜水黏度1～3 mPa·s、9～12 mPa·s，膠液黏度25～35 mPa·s、40～60 mPa·s），增加膠液加砂段塞（最高砂比16%）等多項輔助工藝充分溝通天然裂縫及形成高導(dǎo)流主裂縫。施工規(guī)模上平均段長33.5～147 m，單段2～4簇，主體施工排量14 m3/min，平均單段液量1 350～1 833 m3，單段砂量68～96 m3，但是已經(jīng)施工的常壓頁巖氣井壓裂后日產(chǎn)量僅為（1～3.36）×104m3，遠(yuǎn)低于北美地區(qū)常壓頁巖氣井的壓后產(chǎn)量。鑒于此，提出了針對常壓頁巖氣特征的低成本高密度縫網(wǎng)壓裂技術(shù)，包括平面射孔、多簇裂縫均衡起裂擴展、多尺度造縫及填充技術(shù)以及配套的低成本壓裂液等技術(shù)措施，以提升常壓頁巖氣井的產(chǎn)能，為其經(jīng)濟有效開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

1 高密度縫網(wǎng)壓裂工藝技術(shù)

與目前已成功開發(fā)的高壓頁巖氣藏相比，常壓頁巖氣藏具有地層能量弱、儲層品質(zhì)差、三向應(yīng)力復(fù)雜、原始裂縫尺度小等難題，目前成熟應(yīng)用的頁巖儲層壓裂改造技術(shù)在常壓頁巖氣儲層中收效甚微，已壓井的壓后評估顯示，壓裂改造后，常壓頁巖氣井人工裂縫的改造范圍、復(fù)雜程度和導(dǎo)流能力均無法使其形成較好的工業(yè)氣流。因此，為了經(jīng)濟有效開發(fā)，需要更大的改造強度和更低的成本。在已壓裂井評估分析的基礎(chǔ)上，采用數(shù)值模擬方法利用Eclipse軟件，考慮頁巖儲層吸附劑擴散、不均質(zhì)等特征，模擬常壓頁巖氣井人工裂縫的擴展規(guī)律，并基于數(shù)值模擬的最優(yōu)人工裂縫形態(tài)，利用Meyer優(yōu)選了實現(xiàn)高密度縫網(wǎng)壓裂施工的均衡起裂及有效多尺度延展、高效支撐所需的射孔方式、加砂模式及液體組合等多項關(guān)鍵工藝技術(shù)，同時，以高效減阻劑、新合成的交聯(lián)劑和前期研發(fā)的稠化劑為基礎(chǔ)，通過配方體系優(yōu)選及性能評價，優(yōu)選并形成適合目標(biāo)區(qū)的低成本壓裂液體系。將上述研究成果應(yīng)用在目標(biāo)區(qū)域的常壓頁巖氣井施工中，并在施工過程中，各項技術(shù)進一步完善及優(yōu)化，初步形成一套適用于目標(biāo)區(qū)域的低成本壓裂增產(chǎn)增效技術(shù)，為常壓頁巖氣井的商業(yè)突破提供技術(shù)支撐。

1.1 平面射孔技術(shù)

射孔方式的選擇對于人工裂縫的起裂延伸極為重要。在頁巖氣井壓裂施工中，常選用螺旋式射孔方式，孔密一般16～20孔/m。該射孔方式雖然可沿水平井筒方向打開較長的頁巖地層，但由于受到簇內(nèi)孔間距較小，孔間裂縫的應(yīng)力干擾、液體及支撐劑的重力指向等多種問題影響，使得在運用該射孔方式時，人工裂縫不能得到充分的起裂及擴展，從而降低整體的改造體積[10]。

平面周向射孔技術(shù)只在井筒周向設(shè)置4個孔眼，有效地規(guī)避了孔間及簇間裂縫的應(yīng)力干擾，同時，增加了單孔的進液量，提高了單簇凈壓力，使每簇裂縫都能充分的擴展，從縫高、縫寬、復(fù)雜度和有效支撐等多個方面提高改造效果。螺旋及平面周向射孔對裂縫擴展的影響見圖1、圖2。

對于常規(guī)螺旋射孔模式，以每段3簇為例，設(shè)置每簇20孔，每段共60孔，按18 m3/min的排量，則平均單孔排量為0.3 m3/min。而對于平面射孔模式，以每段5簇為例，每簇4孔，則每段共20孔，同樣達到每孔排量0.3 m3/min只需6 m3/min的施工排量；若采用12 m3/min的施工排量，則每孔排量可達到螺旋射孔的兩倍。

圖1 螺旋及平面周向射孔對裂縫擴展的影響Fig.1 Influence of spiral and plane circumferential perforation on fracture propagation

圖2 平面射孔誘導(dǎo)應(yīng)力模擬Fig.2 Simulation of plane perforation induced stress

模擬結(jié)果表明，在總液量2 200 m3，排量14 m3/min，5簇/段的條件下，采用平面射孔4孔/周與螺旋射孔孔密20孔/m對比，平面射孔可使縫高提高6.3%、縫寬提高4.6%、縫長提高7.2%、有效改造體積提高19.8%。

因此，采用平面射孔技術(shù)可在不增加套管破壞風(fēng)險及施工規(guī)模的前提下，實現(xiàn)單段多簇密切割壓裂施工，降低破裂壓力30%以上，施工車組減少50%，裂縫有效改造體積及產(chǎn)量增加20%。

1.2 裂縫均衡起裂延伸控制技術(shù)

結(jié)合平面射孔技術(shù)，在常壓頁巖氣井段簇優(yōu)化中可在段長及段間距不變的前提下，增加段內(nèi)射孔簇數(shù)，進一步縮小簇間距，實現(xiàn)段內(nèi)高密度充分改造。以渝東南地區(qū)常壓頁巖氣井為例，考慮頁巖儲層吸附與擴散特性、非均質(zhì)等特性，建立了該區(qū)塊常壓頁巖氣井的壓裂數(shù)值模型[11-12]，模擬在1 800 m水平段條件下，單段壓裂2～9簇，不同壓裂段數(shù)下的產(chǎn)量變化情況（圖3）。模擬結(jié)果顯示，產(chǎn)量隨壓裂段數(shù)增加而增大，但壓裂段數(shù)大于18時累產(chǎn)量遞增減緩，綜合考慮推薦18～22段壓裂，單段射孔簇數(shù)為4～6簇。

圖3 壓裂段數(shù)對產(chǎn)量的影響Fig.3 Influence of fracturing section number on production

在ANSYS平臺上選用Fluent模塊，建立水平井筒多簇射孔物理模型，選用DPM模型，模擬有限數(shù)量暫堵球在井筒內(nèi)的封堵規(guī)律，基于分析，采用低排量、高黏攜帶液的方法，以及投入與壓裂液流動跟隨性好的低密度或等密度暫堵球，可以有效改進暫堵球在各簇位置的封堵效果。

此外，由于壓裂液和支撐劑在長距離施工時具有會受到重力分選的影響，在優(yōu)化的段簇基礎(chǔ)上，需在單段壓裂過程中，利用變參數(shù)限流射孔方法、多級增排量替酸預(yù)處理技術(shù)、控制早期加砂排量等多項輔助技術(shù)，實現(xiàn)多簇裂縫的均衡起裂與均衡延伸，大幅度增加了段內(nèi)復(fù)雜裂縫形成的概率，同時，也降低了段間的應(yīng)力干擾效應(yīng)，綜合提升水平井筒的利用率20%以上。

1.3 多尺度造縫及縫高控制技術(shù)

常壓頁巖氣儲層上覆應(yīng)力相對居中，水平層理縫易于吸液，從而導(dǎo)致主裂縫垂向縫高大幅度受限。模擬主裂縫在五峰—龍馬溪組頁巖①至④號小層垂向延展情況，設(shè)置①至②界面和③至④界面內(nèi)聚力為6.07 MPa，內(nèi)摩擦角30°，②至③界面內(nèi)聚力為0 MPa，內(nèi)摩擦角5°。當(dāng)縫內(nèi)流體壓力為90 MPa時，裂縫僅沿著②至③號小層界面擴展（圖4），隨著縫內(nèi)流體壓力增加至100 MPa，人工主裂縫可穿透②至③號小層界面（圖5）。

圖4 裂縫擴展形態(tài)剖面（縫內(nèi)流體壓力90 MPa）Fig.4 Profile of fracture propagation pattern（The fluid pressure inside the fracture is 90 MPa）

為實現(xiàn)垂向縫高的有效擴展，在穿層界面的模擬基礎(chǔ)上，又進一步對不同黏度滑溜水的配比、前置膠液的用量及注入排量組合進行了模擬，尋求最佳的液體及注入組合模式。從模擬結(jié)果來看，不同黏度滑溜水對不同尺寸人工裂縫的開啟、延展及支撐情況影響效果有明顯區(qū)別。對于主縫支撐縫寬，中黏滑溜水在不同施工排量下，形成的人工裂縫的支撐縫寬無明顯變化，但使用低黏滑溜水，在不同的施工排量下所形成的主縫縫寬有明顯的起伏，在排量為14 m3/min時，主縫支撐縫寬最大。對于分支縫支撐縫寬，使用2種不同黏度的滑溜水所形成的支撐縫寬均是與施工排量呈正相關(guān)關(guān)系（表1）。因此，結(jié)合2種黏度滑溜水及施工排量對支撐縫寬的影響結(jié)果，在造縫初期利用高黏度液體及高排量組合注入模式，可快速提升井底壓力，利于主裂縫大幅度劈開縱向多個層理縫，穿透小層界面實現(xiàn)垂向縫高的充分延展，有利于促進裂縫整體改造體積的提升。

表1 不同黏度滑溜水對主縫及次級裂縫支撐縫寬的影響Table1 Influence of slip water with different viscosity on the support seam width of main fracture and secondary fracture

1.4 主裂縫凈壓力控制技術(shù)

考慮到常壓頁巖氣的脆性指數(shù)相對較高，易于出現(xiàn)多尺度裂縫等復(fù)雜裂縫形態(tài)，為防止過早出現(xiàn)復(fù)雜裂縫導(dǎo)致主裂縫縫長方向延伸受限[13-14]，在主裂縫長度未達設(shè)計預(yù)期值之前，組合使用高黏度液體、提高砂比、連續(xù)加砂等施工模式，控制并保持使主裂縫沿縫長方向延展的凈壓力，確保主裂縫在達到設(shè)計長度，提高裂縫復(fù)雜性與改造體積等目標(biāo)（圖6）。

圖6 采用提高砂比措施后壓力及縫寬增加情況Fig.6 Increase of pressure and seam width after adopting measures to improve sand ratio

1.5 多尺度裂縫有效充填技術(shù)

在頁巖氣井壓裂中，結(jié)合不同排量、不同黏度的壓裂液進行施工，可在地層中形成不同尺度的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)[15]，依據(jù)室內(nèi)試驗結(jié)果，多尺度造縫形成的主縫體積和分支縫體積比為2.24∶1。為了使形成的不同尺寸人工裂縫得到有效支撐，需配套建立變黏度、變排量、多粒徑組合支撐劑的施工技術(shù)。通過支撐劑平板實驗，設(shè)置包含4個不同尺寸的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)，即主縫寬6.35 mm，二級縫寬3.18 mm，三級和四級縫寬1.59 mm，選用20/40目和100目兩種不同粒徑的支撐劑實施充填。實驗結(jié)果顯示，100目支撐劑能夠進入二級、三級和四級縫，20/40目的較難進入分支縫，驗證了多尺度造縫需配合小粒徑支撐劑充填技術(shù)。結(jié)合不同尺寸裂縫的占比，小粒徑支撐劑在施工中應(yīng)占比31%較為合適，適當(dāng)增加小粒徑支撐劑的占比可將裂縫的改造體積更大限度地轉(zhuǎn)化為裂縫有效充填的改造體積（表2）。

1.6 滑溜水—膠液一體化體系

為降低頁巖氣大規(guī)模壓裂施工成本，在保障液體性能的前提下，研發(fā)了滑溜水膠液一體化體系，降阻劑和增稠劑使用一種產(chǎn)品，低濃度可做滑溜水降阻劑、高濃度可做膠液增稠劑，體系性能見表3。該液體體系分子結(jié)構(gòu)設(shè)計上引入了易交聯(lián)基團，采用多點位交聯(lián)，同時，減少價格較高的部分功能性單體用量，具有低傷害、高攜砂性、高降阻性特點。優(yōu)化后的低濃度滑溜水體系使用濃度在0.01%～0.10%可配，體系黏度2～15 mPa·s可調(diào)，室內(nèi)降阻率達到70%，最高砂比可達20%不沉降，成本在30元/m3以下?；锼z液一體化液體體系極大地方便了現(xiàn)場施工，降低常壓頁巖氣井壓裂施工成本。

表2 優(yōu)化粒徑組合加砂條件下各級裂縫支撐情況Table2 Fracture support at all levels under the condition of optimizing particle size combination and sand addition

2 現(xiàn)場應(yīng)用

研究成果在四川盆地以及渝東南的部分常壓頁巖氣井進行了應(yīng)用，使用低成本高密度改造工藝后，單井壓后均獲得了較為理想的改造效果，主體施工參數(shù)及改造效果見表4。

A井是渝東南某頁巖氣區(qū)塊的一口常壓頁巖氣水平井，其目的層位上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組下部，該井試氣段長1 920 m。采用提出的針對常壓頁巖氣井的密切割壓裂技術(shù)，優(yōu)化主體簇間距在12～15 m，主體單段壓裂簇數(shù)加密為4～6簇，提升滑溜水用量，配合多粒徑組合加砂，使人工裂縫能得到高效延展及支撐，保持長效的導(dǎo)流能力。該井共壓裂20段92簇，壓后產(chǎn)量高達10×104m3/d，為常壓頁巖氣井的經(jīng)濟有效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)（圖7）。

在壓裂施工成本方面，與同區(qū)的D井相比（表5），排除A井與D井壓裂規(guī)模等因素的影響，從對比表可以看出，采用提出的壓裂改造措施后，平均單段壓裂費用從189.18萬元下降為127.55萬元，平均單段壓裂費用降低61.63萬元，節(jié)約成本32.6%。

圖7 A井典型施工曲線Fig.7 Typical construction curves of well-A

3 結(jié)論與建議

1）基于常壓頁巖氣儲層含氣豐度低、地層能量不足、吸附氣占比高及垂向應(yīng)力與最小主應(yīng)力差小等多項難點和挑戰(zhàn)，提出了平面射孔、多簇裂縫均衡起裂擴展、多尺度造縫及填充技術(shù)及配套的低成本壓裂液等措施。

表3 低濃度滑溜水體系基本性能Table3 Basic properties of slip water system with low concentration

表4 四川盆地以及渝東南的部分常壓頁巖氣井試驗效果Table4 Experimental results of some normal pressure shale gas wells in Sichuan Basin and southeast Chongqing

表5 D井與A井工程投資費用對比Table5 Project investment cost comparison of well-D and well-A

2）渝東南某頁巖氣區(qū)塊常壓頁巖氣部分井進行試驗，其中A井的現(xiàn)場試驗，獲得了10×104m3/d的測試產(chǎn)量，提升了常壓頁巖氣井的壓后改造效果。

3）以增效為主，降本為輔，技術(shù)上進一步研究極限限流平面射孔、井筒與縫內(nèi)雙簇暫堵等工藝，進一步提升常壓頁巖氣開發(fā)效益。