余致理 肖 暉 宋 偉 郭高峰 徐 吉 梁朝陽 劉 輝 胡志國

(1. 中國石油西南油氣田分公司 重慶氣礦， 重慶 400021;2. 重慶科技學(xué)院 石油與天然氣工程學(xué)院， 重慶 401331)

0 前 言

通常，深層頁巖氣藏的埋深介于3 500～4 500 m，超深層頁巖氣藏的埋深大于4 500 m[1]。自2010年開發(fā)出第一口頁巖氣井以來，我國中淺層頁巖氣開發(fā)工作取得了很大成績[2]。目前，頁巖氣勘探開發(fā)工作正向著川南和渝西等深層頁巖氣區(qū)推進(jìn)[3]。據(jù)估算，深層頁巖氣的勘探潛力巨大，其資源量有可能是中淺層頁巖氣的兩倍[4]。隨著埋深加大，深層頁巖氣藏更加明顯地表現(xiàn)出致密化程度高、構(gòu)造復(fù)雜、巖石塑性強、地應(yīng)力較大、裂縫欠發(fā)育等特點[5-6]，使得地層起裂難度加大、閉合壓力和施工壓力升高、裂縫復(fù)雜程度降低[7-9]，進(jìn)而導(dǎo)致頁巖氣穩(wěn)產(chǎn)能力變差、可采儲量降低[10-11]。

H202井區(qū)位于渝西深層頁巖氣區(qū)，其中龍馬溪組 — 五峰組為目的層，垂深為4 200～4 300 m，產(chǎn)出氣為典型的深層頁巖氣。該井區(qū)的H3平臺上共布置4口水平井，均已完成壓裂作業(yè)。在同等地質(zhì)條件下，這4口水平井的壓裂后測試產(chǎn)量低于同區(qū)塊其他井，這為后期深層頁巖氣平臺壓裂作業(yè)的實施帶來了較大的不確定性。為了確保平穩(wěn)作業(yè)，本次研究將從可壓性、壓裂設(shè)計與實施、壓后裂縫形態(tài)與排采等方面對H3平臺進(jìn)行評價，從中分析該平臺壓裂中的主要問題。

1 頁巖儲層可壓性分析

1.1 物質(zhì)基礎(chǔ)

H202井區(qū)先導(dǎo)試驗井位的部署情況如圖1所示。結(jié)合水平井測井解釋成果，采用水平段厚度加權(quán)平均法計算出H3平臺的相關(guān)指標(biāo)：水平段TOC為5.8%；含氣量為5.4 m3/t；孔隙度為4.0%。H3平臺龍馬溪組 — 五峰組的儲層總厚度為81.7 m，其中I類儲層的厚度僅為10.8 m。

脆性指數(shù)是用于表征頁巖儲層脆性特征的關(guān)鍵參數(shù)，常用參數(shù)有通過石英礦物含量計算的礦物脆性指數(shù)，以及利用靜態(tài)楊氏模量、泊松比計算的力學(xué)脆性指數(shù)[12-13]。針對H3平臺4口井水平段，根據(jù)測井解釋成果計算出其礦物脆性指數(shù)為72.9%～75.1%(平均為73.6%)，通過水平段測井計算出其力學(xué)脆性指數(shù)為45.3%～53.0%(平均為48.0%)。通過室內(nèi)實驗，測得H3平臺龍馬溪組巖石楊氏模量為36.3 GPa，泊松比為0.243，抗壓強度為426 MPa(測試圍壓為98.6 MPa)，力學(xué)脆性指數(shù)為50.2%。實驗測得數(shù)據(jù)與測井計算結(jié)果相近。H3平臺呈現(xiàn)出礦物性高、力學(xué)脆性略低的特點。

1.3 天然裂縫發(fā)育情況

H3平臺各水平井處于向斜位置，高角度縫幾乎未發(fā)育，存在一定數(shù)量的水平縫。在各井中，斯通利波均無明顯衰減，螞蟻體預(yù)測裂縫的發(fā)育走向與井筒近乎平行。該平臺4口井中，僅H3-3井和H3-4井在井筒區(qū)域各發(fā)育3組裂縫帶，裂縫帶與井筒之間呈較大夾角(見圖2)?？傮w上，H202井區(qū)H3平臺各水平井的天然裂縫欠發(fā)育。

1.4 應(yīng)力特征

通過室內(nèi)實驗分析了渝西地區(qū)龍馬溪組最大水平主應(yīng)力方向分布情況，結(jié)果如圖3所示。其中，測得H3平臺龍馬溪組的最大水平主應(yīng)力為112.5 MPa，最小水平主應(yīng)力為97.7 MPa，垂向應(yīng)力為108.3 MPa，水平應(yīng)力差為14.8 MPa，應(yīng)力差異系數(shù)為0.15。此外，測得最大水平主應(yīng)力方向為N120.0°E，與渝西區(qū)塊最大水平主應(yīng)力方向大致相同(120°～140°)。應(yīng)力狀態(tài)是影響裂縫復(fù)雜性的首要因素[14]，H3平臺應(yīng)力差異系數(shù)不大，但水平應(yīng)力差值較大，因此較難形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

圖3 渝西地區(qū)龍馬溪組最大水平主應(yīng)力方向分布

1.5 可壓性綜合分析

對比H3平臺與各典型頁巖氣區(qū)塊的物質(zhì)基礎(chǔ)、脆性指數(shù)、天然裂縫發(fā)育情況、地應(yīng)力特征等，分析H3平臺的深層頁巖氣儲層可壓性，相關(guān)參數(shù)見表1。

表1 H3平臺和各典型頁巖氣井區(qū)參數(shù)對比

可以看出， H3平臺物質(zhì)基礎(chǔ)較好、地層能量充足、礦物脆性較強，但天然裂縫欠發(fā)育、應(yīng)力差較大，形成縫網(wǎng)的難度較大，頁巖的可壓性一般。

2 壓裂設(shè)計與實施情況

2.1 壓裂設(shè)計

(1) 主體工藝。采用段內(nèi)多簇、大排量、中強度加砂改造模式。

(2) 壓裂液體系。主體使用變黏滑溜水體系，根據(jù)井筒清潔的需要，針對裂縫發(fā)育井段注入一定量的中黏滑溜水。

(3) 支撐劑優(yōu)選。以“70/140目石英砂 + 40/70陶?！弊鳛橹黧w支撐劑，現(xiàn)場準(zhǔn)備一定量的70/140目小粒徑陶粒。

(4) 射孔參數(shù)。本井主體分6簇射孔，射孔密度為16孔/m，每簇射孔段長為0.5 m，單段總孔數(shù)為48；天然裂縫段分為9簇射孔，射孔密度為12孔/m，每簇射孔段長為0.5 m，單段總孔數(shù)為54。

(5) 暫堵工藝。為保證段內(nèi)多個射孔簇均勻開啟，每段投入16顆直徑為19 mm的暫堵球；在天然裂縫發(fā)育段加入暫堵劑300 kg，其中粉末暫堵劑140 kg，顆粒暫堵劑160 kg。

2.2 壓裂實施情況

在H3平臺4口試采井實施壓裂作業(yè)，平均各分段的長度為61.8 m，單段采用6簇射孔工藝技術(shù)，最高施工排量達(dá)19 m3/min，加砂強度達(dá)4.1 t/m，用液強度達(dá)33.3 m3/m。H3平臺壓裂設(shè)計參數(shù)與實際施工參數(shù)對比結(jié)果顯示(見表2)，該平臺實際加砂量均高于設(shè)計加砂量，而實際用液量大都低于設(shè)計量。由此可見，地層進(jìn)砂難度不大，但液量較低則會影響改造體積。此外，該平臺70/140石英砂與40/70目陶粒的使用比例為53 ∶47，小粒徑支撐劑占比過高導(dǎo)致導(dǎo)流能力相對較低。水平應(yīng)力差為14.8 MPa，而計算所得的平臺平均凈壓力僅為12.6 MPa，相對較低。這些現(xiàn)象均不利于提高裂縫的復(fù)雜程度。

表2 H3平臺壓裂設(shè)計參數(shù)與實際施工參數(shù)對比結(jié)果

3 壓裂裂縫形態(tài)分析

3.1 裂縫監(jiān)測情況

通過H3平臺對其中97段裂縫進(jìn)行了監(jiān)測，累計監(jiān)測到微地震事件5 052起。H3平臺壓裂事件點單段延伸平均長度約為361 m，寬度約為103 m，高度約為80 m，事件延伸方位主要范圍為124°～140°。

3.2 暫堵轉(zhuǎn)向分析

在針對96段裂縫實施暫堵轉(zhuǎn)向的壓裂施工過程中，其中有56段曾監(jiān)測到微地震，暫堵效果不明顯，其占比為58.3%。暫堵效果較好的壓裂段壓力升高，井筒東側(cè)響應(yīng)減弱、西側(cè)響應(yīng)增強(見圖4)，而暫堵效果較差的壓裂段無壓力響應(yīng)。H3-3井第17段為該井唯一采用粉末暫堵劑和暫堵球組合的壓裂段(其余各段均只采用了暫堵球進(jìn)行暫堵)，在與其他段壓裂規(guī)模相近的情況下微地震事件發(fā)生次數(shù)最多。由此可見，采用粉末暫堵劑和暫堵球組合可以較好地提高裂縫復(fù)雜性。

圖4 暫堵效果較好壓裂段微地震監(jiān)測效果圖

H202井區(qū)與陽101井區(qū)、瀘203井區(qū)和大足井區(qū)的垂深相近，它們均屬于典型深層頁巖氣區(qū)；宜賓井區(qū)的垂深略淺(介于3 600～3 800 m)，為中深層頁巖氣區(qū)；涪陵頁巖井區(qū)的垂深則更淺，為典型的中淺層頁巖氣區(qū)。H3平臺與各典型頁巖氣井區(qū)的平均單段增產(chǎn)體積(SRV)對比情況如圖5所示。從中可以看出：H202井區(qū)單井產(chǎn)量高，而其單段SRV水平一般；H3平臺單段SRV與典型井的深層頁巖氣SRV相近，遠(yuǎn)低于宜賓井區(qū)的中深層頁巖氣區(qū)，而略高于涪陵井區(qū)的中淺層頁巖氣區(qū)。其主要原因在于，深層頁巖氣的改造規(guī)模普遍大于中淺層頁巖氣。與深層頁巖氣相比，宜賓井區(qū)中深層頁巖氣的改造規(guī)模與其相近，但深度較淺，天然裂縫發(fā)育，應(yīng)力差偏小，因此單段SRV相對較大。

圖5 H3平臺與各典型頁巖氣井區(qū)平均單段SRV對比

為了便于對比裂縫復(fù)雜程度，將微地震監(jiān)測的裂縫寬度與裂縫長度之比定義為裂縫復(fù)雜指數(shù)。H3平臺與各典型頁巖氣井區(qū)的裂縫復(fù)雜指數(shù)對比情況如圖6所示。可以看出，H3平臺的裂縫復(fù)雜指數(shù)大于大足區(qū)塊而小于其他井區(qū)，其儲層按照裂縫復(fù)雜指數(shù)從大到小依次劃分為中淺層、中深層、深層。

圖6 H3平臺與各典型頁巖氣井區(qū)裂縫復(fù)雜指數(shù)對比

相較于中淺層，針對深層頁巖氣復(fù)雜縫網(wǎng)的改造難度更大，還需通過提高壓裂規(guī)模來大幅提高深層頁巖氣SRV。此外，還應(yīng)采取措施提高裂縫復(fù)雜性，才能進(jìn)一步提升深層頁巖氣的壓裂效果。

4 壓后排采情況分析

4.1 返排測試情況

H3平臺有4口水平井，H3-1井、H3-2井、H3-3井、H3-4井。其中，H3-1井的日產(chǎn)氣量約為8.175×104m3，定產(chǎn)壓力為32.76 MPa；H3-2井的日產(chǎn)氣量約為8.677×104m3，定產(chǎn)壓力為 29.64 MPa；H3-3井的日產(chǎn)氣量約為15.400×104m3，定產(chǎn)壓力為32.80 MPa；H3-4井的日產(chǎn)氣量約為14.290×104m3，定產(chǎn)壓力為24.18 MPa。平臺上各井的測試產(chǎn)量均遠(yuǎn)低于井區(qū)內(nèi)的H202井(測試日產(chǎn)氣量約為22.370×104m3、定產(chǎn)壓力為24.97 MPa)，壓裂效果未達(dá)預(yù)期。

對H3平臺與長寧、威遠(yuǎn)井區(qū)的氣井返排特征參數(shù)進(jìn)行了對比，如圖7所示?？梢钥闯?，H3平臺各氣井的見氣時間較晚，平均見氣時間為16 d，且以上4口井的見氣返排率、最大產(chǎn)氣量返排率均明顯高于H202井與長寧、威遠(yuǎn)井區(qū)氣井的平均值。在完成壓裂作業(yè)之后，頁巖氣井總體呈現(xiàn)低返排率特征，其中 H3平臺氣井的返排率相對較高，這表明裂縫的復(fù)雜性不足。

圖7 H3平臺與長寧、威遠(yuǎn)井區(qū)的氣井返排特征參數(shù)柱狀圖

4.2 井間連通性分析

實施壓裂后，不同頁巖氣井的井間連通性也不相同。若井距過小，將會導(dǎo)致多段壓裂裂縫在兩口井之間相互連通；若井距過大，則會導(dǎo)致井間多數(shù)區(qū)域不能被充分改造。通過井距，即可充分了解井間的連通性。

針對上述4口井開展了井距現(xiàn)場試驗，井距分別設(shè)為300、350和400 m。為了測定井距對井間連通性的影響，向平臺中部H3-2井、H3-3井的壓裂液中分別加入23、25種水溶性示蹤劑，共計48種水溶性示蹤劑。在施工結(jié)束后的排采期間，分別從4口井中采集不少于25份水樣，用于檢測分析返排液中所含上述48種水溶性示蹤劑的種類及數(shù)量，以及連通率(連通段數(shù)在本井總壓裂段數(shù)中的占比)。測試結(jié)果表明，井間連通性較為嚴(yán)重。其中，從 H3-1井水樣中檢測到H3-2井所注示蹤劑6種，連通率為26%；從H3-2井水樣中檢測到H3-3井所注示蹤劑4種，連通率為16%；從H3-3井水樣中檢測到H3-2井所注示蹤劑 5種，連通率為22%；從H3-4井水樣中檢測到 H3-2井所注示蹤劑1種及H3-3井所注示蹤劑 4種，連通率分別為4%、16%。井距與連通率具較好的負(fù)相關(guān)性，井距越小，連通率越大(見圖8)。300 m井距的連通率高達(dá)26%，對壓裂效果的影響較為顯著。經(jīng)過綜合分析，認(rèn)為井距不宜低于350 m。

圖8 H3平臺井距與連通率的關(guān)系

5 結(jié) 語

渝西深層頁巖氣H202井區(qū)H3平臺有4口水平井壓后測試產(chǎn)量較差，后期平臺作業(yè)存在較大的不確定性。為了確保平穩(wěn)作業(yè)，本次研究從可壓性、壓裂設(shè)計與實施、壓后裂縫形態(tài)與排采等方面對H3平臺進(jìn)行了評價，分析其中主要壓裂問題。

H3平臺物質(zhì)基礎(chǔ)較好、地層能量充足、礦物脆性較強，但天然裂縫欠發(fā)育、應(yīng)力差較大，形成復(fù)雜縫網(wǎng)的難度較大，工程可壓性一般。采用大排量和多簇射孔壓裂工藝可增大改造體積，但施工凈壓力偏低、裂縫復(fù)雜性不足，且小粒徑石英砂占比過高也減弱了導(dǎo)流能力。在此建議：進(jìn)一步提高施工排量，并采用粉末暫堵劑和暫堵球組合的方式，以提高裂縫復(fù)雜程度；同時，降低小粒徑支撐劑占比，以提高導(dǎo)流能力。

H3平臺各井測試產(chǎn)量相對較低，見氣返排率、最大產(chǎn)氣量返排率均明顯高于鄰區(qū)相應(yīng)參數(shù)的的平均值，裂縫的復(fù)雜性明顯不足。同時，井距與井間連通性呈負(fù)相關(guān)性。經(jīng)過綜合分析，認(rèn)為井距不宜低于350 m。