页岩气藏压裂改造难点与技术关键

赵金洲 王松 李勇明

“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

页岩气藏压裂改造难点与技术关键

赵金洲 王松 李勇明

“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

我国的页岩气资源储量非常可观，国外成功开发的经验表明，压裂改造是实现页岩气高效、经济开发的重要技术步骤。为此，在详细调研和总结国内外相关成果的基础上，从压裂改造的角度分析了页岩气储层基本特征，阐述了页岩气藏压裂理论、材料和工艺3个方面所面临的难题和挑战，进而提出了页岩气藏改造技术关键。结论认为：剪切作用有利于形成复杂裂缝网络；页岩中的气体以吸附、游离和溶解状态存在，在非达西流动状态下，气体渗流机理更为复杂；以微地震数据为基础，通过离散裂缝网络模型描述缝网是目前计算页岩气产能的主流方法；滑溜水压裂应根据储层条件研制和筛选支撑剂和添加剂，开发井下工具，并优化泵注程序和压裂工艺，以形成高导流能力的大型复杂裂缝网络为改造作业目标。

页岩气 水力压裂 复杂缝网 渗流机理 滑溜水压裂 难点 技术关键

我国页岩气资源潜力十分巨大，可采资源量约为26×1012m3，与美国大致相当。仅四川盆地寒武系和志留系两套页岩，其资源量就相当于该盆地常规天然气资源量的1.5～2.5倍［1］。国内第一口页岩气井——威201井经压裂获得工业气流，标志着页岩气的开发已经起步，但对页岩气藏压裂改造增产机理还缺乏认识，并缺少现场施工经验，难以对页岩气的开发提供必要的技术支撑，笔者就此进行了全面总结。

1 页岩气藏储层基本特征

属于非常规油气资源的页岩气藏具有一系列特殊的储层特征，导致开发过程中气体渗流机理、压裂增产原理和相应的改造技术明显不同于常规气藏。页岩气藏压裂改造涉及众多储层特征因素，最关键的包括：①黏土含量较高（Barnett页岩中含量达到30%以上），硅酸盐、碳酸盐含量高的储层岩石脆性较强，使得天然裂缝更易起裂和延伸，易于形成复杂缝网；②孔隙度低、渗透性极低（Barnett页岩中孔隙度在2%～6%，渗透率在50～600 nD），需要通过有效压裂改造形成复杂缝网，提高页岩气的可流动性；③有机质含量越高，吸附气含量越大，增产有效期越长，且有机质中存在孔隙网络（图1），在气体扩散作用下具有良好渗流能力；④高杨氏模量、中低泊松比的页岩脆性较强，利于实现页岩储层的大规模复杂缝网改造，塑性较强的页岩则需要首先确保长、窄、导流能力好的支撑主裂缝；⑤大量天然裂缝是压裂过程中的薄弱位置，既是形成裂缝网络的关键因素之一，也是气体流动的重要通道；⑥储层物性参数在空间分布的差异对裂缝的起裂、延伸、材料优选、施工设计、压裂效果等方面有重要影响。

图1 Barnett页岩微观孔隙结构图（扫描电镜）

2 页岩气藏压裂改造难点

2.1 页岩气藏压裂理论

目前认为实现页岩气藏高效开发的重要前提就是在目的层形成复杂的裂缝网络（图2）［2］。在施工过程中尽可能多的沟通天然裂缝，使得渗透率极低的基质在扩散作用下释放的气体通过裂缝的沟通提高流动能力。最终整个改造层位形成沟通页岩气藏和井底的大型复杂缝网系统，尽可能地增大页岩储层改造体积。

图2 裂缝复杂性示意图

页岩储层中大量存在的天然裂缝和水平应力间的较小差异是形成复杂裂缝网络的重要地质条件［3］。当压裂液进入地层，超过岩石抗张强度后形成张性缝，这与常规压裂一致；但由于充填脆性岩石矿物的天然裂缝在有效应力超过抗剪强度时，天然裂缝也会继续延伸，形成不同于常规双翼平面缝的复杂裂缝网络。目前还没有成熟的理论对裂缝网络起裂和延伸进行准确的数值分析，主要依据微地震监测结果从直观上定性地判断裂缝网络的大致方位、间距和尺寸等参数（图3）。

图3 微地震数据生成的复杂裂缝网络图

由于对页岩气藏天然裂缝的描述和对复杂裂缝网络认识的欠缺，使得在数值计算中难以对缝网等相关参数进行理论上合理的假设，直接影响压后产能、经济评价的准确性及施工优化设计的合理性。

2.2 页岩气藏压裂材料

与常规气藏压裂最显著的差异就是页岩气藏多使用滑溜水作为施工液体。由于液体中不含有残渣或不溶物，不易对储层造成伤害。在页岩气水平井多级压裂时，单级使用的滑溜水最大用量达到18 900 m3，因此滑溜水的低成本能实现页岩气的经济开发。

在天然裂缝发育的页岩储层中，滑溜水滤失量增大，易造成砂堵，加砂浓度和总体规模受到限制。滑溜水的黏度较低（在4 mPa·s左右），支撑剂颗粒沉降较快，难以输送至裂缝深部或分支裂缝网络处，且容易在裂缝底部沉积，形成砂堤。最终使得支撑剂浓度分布不均匀，裂缝上部重新闭合，分支裂缝也难以形成有效的支撑，降低缝网改造程度，增加了施工不确定性。

由于滑溜水携砂能力的局限，如通过降低支撑剂颗粒大小和密度的方式控制支撑剂沉降速度，又会使得支撑剂承压能力下降或裂缝壁面塑性较强时易于嵌入，降低裂缝导流能力。

另外，储层泥质含量大，渗透率极低。除了常用的降阻剂外，滑溜水压裂还需要针对页岩气藏具体情况，研制和筛选合理的添加剂。如气水同产时，毛细管力作用较强，发生水锁现象，降低气相渗透率。常规表面活性剂虽能促进液体返排，但吸附性较强，有效作用距离短。页岩气藏压裂改造所需液量大，黏土稳定剂如果按照常规的比例配制，加入量非常大，又难以满足低成本、高效益的开发需要。

2.3 页岩气藏压裂工艺

水平井分段压裂是目前经过现场验证的页岩气藏最为有效和成功的压裂技术，通过多级主裂缝及其延伸出的缝网，尽可能实现与极低渗透率的储层充分接触，增大改造体积。但所面临的问题也较为突出：①水平段较长，在其最远端部起裂压力较高；②需要可靠的封隔器或桥塞实现不同改造位置的有效封隔；③近井区域裂缝扭曲和形态复杂，使得泵注压力大，继续延伸困难，并且限制砂浓度提高，压后导流能力有限。由于压裂液和支撑剂的特殊性能、裂缝网络复杂性以及改造规模的影响，需要不断优化泵注程序以满足现场需要。

页岩气改造层段多，液体和支撑剂用量大，施工时间长，特别是在同步压裂、重复压裂时，对设备、人员的水平、协作等主观条件要求高。

3 页岩气藏压裂改造技术关键

3.1 加深对页岩气地质特征及渗流机理认识

页岩气以自生自储作为其成藏的典型特点，气态烷烃主要的储集形式：以游离的方式在孔隙中存在、以吸附的方式在有机质中存在和以溶解方式存在［4］。其中，吸附状态天然气含量介于20%～85%之间，因此在低孔、超低渗的页岩储层，形成复杂缝网，尽可能的沟通富含有机质的区域，是保证经济开采的重要前提。构成压裂后页岩储层的渗流介质主要有4类：非有机质基质孔隙、有机质孔隙、天然裂缝和水力压裂缝。微观上的渗流机理则包括：自由气流动、页岩气解析、页岩气扩散和压裂液渗吸。自由气流动指两方面：其一，有机质孔隙网络和非有机质孔隙中的非达西流动；其二，天然裂缝和水力裂缝中的达西流动。靠近微孔隙和微裂缝的吸附气可以迅速解吸释放，而远离孔缝的页岩基质内页岩气则只能靠扩散作用经过有机质表面被释放。并且天然裂缝的应力敏感也是影响气体渗流的主要因素。基质较小的孔隙直径（仅为10～1 000倍的分子自由行程），滑脱效应较为严重。因此，应从宏观、微观方面加强对页岩气渗流机理研究。

3.2 加强页岩气藏压裂基础理论研究

发育的天然裂缝和较小的水平主应力差，是形成缝网的重要前提。由于国外技术保密，关于剪切作用所产生的复杂分支缝并没有详细地描述和分析。目前最为普遍的方法是依据微地震测试数据点的分布和密度，并以地质数据及个人经验，结合地质建模软件划分复杂裂缝网络，形成离散裂缝网络模型（图4）［5］。该方法虽与实际情况更为接近，但裂缝形态复杂，处理难度大，并需要压裂软件具有较强图形处理功能。

图4 基于微地震测试的离散裂缝网络图

而在计算页岩气藏压裂产能时，则是将复杂裂缝网络简化为长轴和短轴方向成一定比例的正交离散裂缝网络模型（图5）。

图5 正交离散裂缝网络图

同步压裂和重复压裂都在于利用水平应力差值、人工暂堵措施以及裂缝延伸所造成的应力变化，对同时或后继延伸的裂缝造成影响。由于流体方向的改变，产生足够压差，缝内形成较高的净压力，一定程度上改变其延伸方向使其朝未形成裂缝网络的区域发展，扩大压裂增产体积。可借助于常规气藏的研究方法，但针对泥质含量高、脆塑性变化较大的页岩储层需要通过实验改进相关参数。

3.3 压裂施工材料研制及改进

为适应不同储层条件和改造目标，对压裂液添加剂的研发、改进、筛选非常必要。本文参考文献［6］提出的一种聚丙烯酰胺类的降阻剂，其用量仅为0.025%～0.1%，在进入地层后需使其迅速降解。优选合适的杀菌剂能控制大规模、长时间施工时液体和地层有机质中细菌生长，还能降解液体中的聚合物，调整液体的密度和黏度。为控制黏土矿物膨胀、脱落和运移，防止对本已很低的孔隙空间造成堵塞，黏土稳定剂必不可少。表面活性剂有助于液体返排和提高气体相对渗透率，需要满足用量小、被吸附能力弱的性能要求。滑溜水中加入防垢剂能预防由于注入较多低温液体，地层温度下降导致垢的形成。

国外较为重视对返排液的分析和处理，通过测量返排的体积，既能预测和分析页岩储层压裂效果，又能为邻井或同层位施工优选添加剂提供参考和依据。为实现大量返排液体重复利用，首先采用双氧水（过氧化氢）和漂白水这类强氧化剂，除去细菌和聚合物，再通过沉淀和过滤的方式，除去悬浮颗粒和垢，最后再加入阻垢剂保证处理后的液体与地层的配伍性，形成施工处理的基液。由于液体的反复使用，越来越高的矿化度对各类添加剂效果的影响需要进一步评价。

由于压裂液黏度低，裂缝网络复杂等因素，为提高支撑剂输送和铺置效果，低密度、小粒径、中高强度的支撑剂在现场使用较多。大量使用50～100目陶粒，其价格与石英砂相比更为昂贵，而石英砂在高闭合应力下容易破碎。因此树脂包层石英砂既能避免颗粒破碎损害压后导流能力，又能降低施工成本［7］。在颗粒表面形成微小气泡的浮力支撑剂和在储层就地形成的支撑剂目前在室内研究中取得了成功。

3.4 工艺技术进步和设计优化

水平井段水泥固井后，其端部起裂和延伸压力较大。现场对应解决措施［8］包括：利用测井数据，预测地应力，优选射孔方位；采用180°相位角，与目标裂缝面对应；采用酸溶性固井水泥能降低破裂压力15%以上；前置液中加入100目的降滤剂，控制近井复杂裂缝滤失。

Barnett页岩中水平井段长度介于450～1 500 m，通过可钻式复合桥塞，一般分为5～7段进行压裂。单段使用的液量在1 892～7 570 m3，使用的砂量在113 t左右，排量7.9～12.7 m3／min。常规的泵注程序将砂浓度限制在6～60 kg／m3，前期支撑剂粒径为100目，中期以40～70目为主，最后尾追注入20～40目的支撑剂，其砂浓度也相应提高到120～240 kg／m3。通过泵注程序优化，依靠较高排量所产生的紊流和压裂中形成的砂堤，克服低黏液体携砂的困难。并且大液量、高排量在保证较厚的页岩储层不被压穿的同时，能形成更为复杂的裂缝网络。但在分支裂缝中由砂堤推移形成的支撑剂分布浓度较低，是滑溜水压裂中存在的缺陷，但也能通过改进压裂材料的性能提高携砂和铺置效果。

当储层天然裂缝不十分发育，且硅质矿物含量较少，泥质含量较高时，采用滑溜水压裂难以形成缝网，支撑剂颗粒易于嵌入裂缝壁面。改造策略应考虑形成导流能力较高的主裂缝，因此，针对特殊的地质条件采用泡沫压裂、冻胶压裂、复合压裂在现场取得成功的应用。

微地震监测技术是通过间接手段认识和评价缝网最为常用的手段，延伸过程中裂缝剪切破坏引起裂和错动产生的低频能量波，在观测井中收集，再经过微地震资料正、反演处理，实现对裂缝方位、密度和大致形态的描述和评价，能对施工效果进行准确评估，并为后期作业提供重要参考。

4 结论与认识

1）国外页岩气成功开发模式，为我们提供了重要的技术研究思路和现场数据，有利于我国页岩气实现快速、高效、经济的开发。

2）压裂改造是美国页岩气开发成功的关键技术，我国页岩气开发也应充分重视并加强压裂相关理论和配套技术研究。

3）研究页岩气藏渗流机理与压裂有关基础参数测试设备和方法，重视突破水平井多级压裂、缝网压裂和同步压裂改造机理和工艺技术。

4）页岩气藏压裂应立足于“高起点、低成本、高效改造”，并注意安全环保问题。

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Difficulties and key techniques in the fracturing treatment of shale gas reservoirs

Zhao Jinzhou，Wang Song，Li Yongming
（State Key Laboratory of Oil ＆Gas Reservoir Geology and Exploitation／／Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 4，pp.46－49，4／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The successful practices of shale gas development abroad demonstrate that hydraulic fracturing is an important technique for achieving economical and effective development.In view of this，on the basis of a thorough review of the achievements at home and abroad，the basic characteristics of shale gas reservoirs are analyzed from the perspective of hydraulic fracturing，and the difficulties and challenges are also introduced in the aspects of the theory，materials and technology of fracturing treatment in shale gas reservoirs.Based on the above，the key techniques are presented.The following conclusions are drawn.（1）The shearing action is in favor of the formation of complex fracture networks.（2）Gas exists in the adsorption，free and dissolved state and the principle of gas seepage is even more complex under the state of non－Darcy flow.（3）Based on the microseismic data，the discrete fracture network（DFN）model is built to characterize the fracture network，which is the most popular method for the calculation of shale gas well productivity.（4）As for slick water fracturing treatment，according to the reservoir conditions，propping agent and novel addictives should be studied and developed as well as downhole tools，and the pumping schedule and technology should be optimized，so as to make full preparations for the goal of the large scale and complex fracture network with high conductivity.This study provides technical support for the fast，effective and economical development of shale gas in China.

shale gas，hydraulic fracturing，complex fractures，filtration mechanism，slick water fracturing，difficulty，technology

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.011

赵金洲等.页岩气藏压裂改造难点与技术关键.天然气工业，2012，32（4）：46－49.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.011

中国石油科技创新基金“页岩气藏压裂渗流理论与应用研究”（编号：2011－5006－0201）。

赵金洲，1962年生，教授，博士生导师，本刊第七届编委会委员；主要从事油气藏压裂酸化理论与应用的教学和科研工作。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道8号。电话：（028）83032979。E－mail：zhaojz＠swpu.edu.cn

（修改回稿日期 2012－02－18 编辑 韩晓渝）

Zhao Jinzhou，professor，born in 1962，is mainly engaged in teaching and research of fracturing and acidization.He is vice president of Southwest Petroleum University，and also a member of the 7thNGI Editorial Board.

Add：No.8，Xindu Avenue，Xindu District，Chengdu，Sichuan 610500，P.R.China

Tel：＋86－28－8303 2979 E－mail：zhaojz＠swpu.edu.cn