元坝气田HF－1陆相深层页岩气井分段压裂技术及效果

唐瑞江 王玮 王勇军 蒋人义

中国石化勘探分公司

1 压裂技术难点

1.1 储层物性

四川盆地元坝气田陆相页岩储层主要为中侏罗统千佛崖组二段，岩性为灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩、灰黑色泥页岩为主夹灰色细砂岩、泥质粉砂岩。经物性分析，目标储层平均孔隙度为3.95%，平均渗透率为0.328 7mD；黏土矿物及全岩X射线衍射分析，黏土矿物平均含量为51.5%（黏土矿物以伊蒙混层和伊利石为主，分别占44.5%和32%），脆性矿物平均含量为48.5%（以石英为主，占40%，其次是长石，占8%）。根据总有机碳含量（TOC）实验测定，本井目的层TOC介于0.67%～8.87%，平均值为1.75%，符合国家对页岩储层的划分标准。

元页HF－1井是元坝气田1口陆相页岩储层专项水平探井，目的层为中侏罗统千佛崖组二段，完钻斜深为4 982m，垂深为3 661.80m。通过计算得出本井储层的静态杨氏模量介于18～32GPa，泊松比介于0.218～0.35，最大水平主应力方向为97.5°，最小主地应力多数为65.5MPa，最大主地应力多数为103.3MPa，各向应力差异系数为57%，平均脆性指数为40%左右。

1.2 储层改造技术难点

页岩储层改造关键是尽可能扩大储层改造体积，形成裂缝网络［1］。总结国外经验后认为，要实现缝网压裂对储层有几个要求：①脆性矿物较多（50%以上），黏土含量较少（40%以下），水敏性弱；②杨氏模量大于24GPa；③泊松比小于0.25；④脆性指数大于50%；⑤地应力各向异性系数小于13%；⑥岩石硬度不低于70kg／mm2。

陆相超深［2］页岩储层，相比于普通浅层页岩储层，其改造难度大、工艺技术水准要求高。主要存在以下难点：①目的层各向地应力差异系数较高，部分井段脆性指数较高，造网状缝条件不够理想；②陆相储层埋藏深，破裂压力高，施工排量受限，加砂困难，缝间应力干扰大，不利于裂缝网络的形成；③改造水平段长，末端裂缝起裂压力高，裂缝起裂形态和各段裂缝延伸形态不易控制；④改造段数多、改造液用量大、改造作业时间长，对改造液的性能要求高；⑤施工强度大，对设备和工具的可靠性要求高。

2 压裂液实验优选

综合分析的结果认为，如果仅采用浅层页岩储层改造使用单一的滑溜水进行压裂，加砂难度大，难以获得理想的改造效果。为克服单一滑溜水体系压裂改造的弊端，本井通过室内实验，筛选出自主研发的压裂液［3］体系，通过配方调整，复配出适合元坝深层页岩气层的压裂液体系，经过室内性能实验分析评价，该套体系满足元坝深层页岩气储层的压裂工况。该套复合压裂液体系为滑溜水＋线性胶＋冻胶3种液体，滑溜水作为前置液形成体积缝网，同时作为前置携砂液携带小粒径、低砂比支撑剂充填网缝；线性胶和冻胶在后段压开地层形成较长的主导裂缝，使裂缝在地层深部延伸更远，降低加砂难度，防止砂堵，同时增加施工排量，进一步增大体积缝网，并作为后期携砂液携带大粒径、高砂比支撑剂，提高压裂效果。

2.1 SRRF－1滑溜水体系

SRRF－1低分子滑溜水体系是采用滑溜水与复合防膨剂、高效助排剂、高效降阻剂复配而成。配方为：0.2%SRFR－1＋0.2%SRCS－2＋0.3%SRSR－2＋清水。

该体系降阻率低，达到国际先进水平；表面张力相对较低，利于压后返排。根据前期应用结果计算，其摩阻是同等条件清水摩阻的24%，减阻率达76%，同时具有良好的防膨效果，其性能参数：pH值为7.2，密度为1.004g／cm3，表面张力为26.9mN／m，防膨率为85%，降阻率为70%～76%，170s－1黏度为5.0mPa·s。此外该体系配液方便快捷，添加剂快速均匀溶解，能满足大液量的压裂施工对压裂液配制的要求。

2.2 SRLG－1胶液体系

线性胶和冻胶均是在SRLG－1胶液体系上添加不同添加剂调价而成。线性胶配方：0.4%SRFR－1＋0.3%SRLB－2＋0.3%SRSR－2＋0.05%SRVC－2＋清水。冻胶配方：0.5%SRFR－CH1＋0.3%SRFRCH2＋0.3%SRSR－2＋0.05%SRVC＋清水。

该体系黏度随着浓度增大而增大，破胶能力强，防膨性好。室内实验表明（图1），SRLG－1的摩阻为同等条件下清水摩阻的20%～25%。根据携砂性能实验结果（表1），SRLG－1体系的储能模量与耗能模量之比均大于常用的胍胶压裂液，即其黏弹性更强，携砂性能更好（图2）。

图2 SRLG－1携砂性能实验曲线图

3 压裂改造技术措施

在调研国内外页岩层压裂改造现状及改造实例基础上，针对元坝气田陆相深层页岩气储层破裂压力高、地层压力高、压裂难度大等特点，引进贝克休斯公司的桥塞及座封技术，采用自主研发的复合压裂液和压裂工艺技术，进行大排量、高砂比、大砂量、多级可钻式桥塞封隔分段压裂改造。该技术除第一段采用连续油管射孔、光套管压裂；后续各段均采用地面泵送“电缆＋射孔枪＋可钻桥塞”工具串入井至预定位置，电缆点火座封，桥塞丢手后上提射孔枪至射孔位置进行射孔［4］，随后进行分段压裂。压裂施工结束后，快速钻掉桥塞进行测试。

由于储层渗透率低，为保证压裂时获得更多的裂缝数量，采用簇式多点射孔的方式。为减少孔眼摩阻、近井带的裂缝扭曲摩阻以及缝间干扰，经模拟优化，决定分10段射孔作业，每段射孔2簇，射孔相位60°，每簇射孔2.5m，孔密16孔／m［5］。在优化射孔参数的基础上，设计以大排量（10m3／min以上）泵入液体，形成多条网络裂缝，引导裂缝网状发育（图3），尽量扩大每簇主缝体积，增加储层改造体积。

此外，考虑到千佛崖组页岩气储层埋藏深、油气同层、水平井段长，为避免砂堵，采用段塞＋阶梯的加砂工艺。经过优化计算，决定采用低砂比打磨配合螺旋式多段塞加砂＋中低砂比台阶螺旋式段塞复合加砂＋低砂比台阶螺旋式复合线性加砂的复合加砂模式。前期低排量注入酸液对地层进行预处理，降低地层破裂压力；正式压裂中前置液快速提升排量，使用100目粉陶封堵天然裂缝，降低滤失；中段稳定排量注入携砂液，使用40／70目低密功能型陶粒降低砂堵风险；后期加入30／50目中密高强度陶粒增加裂缝导流能力。

图3 缝网模拟图（侧视图）

4 实施效果

4.1 施工概况

元页HF－1井于2012年10月中旬实施了压裂施工，包括小型测试压裂施工、十段加砂压裂施工、泵送和钻磨桥塞施工，其分段压裂施工曲线如图4所示。整个施工工程总液量13 931.3m3，十段加砂压裂总液量12 802.4m3，总加砂量697.87m3。一般施工排量12～14m3／min，泵压80～92MPa，最高泵压91.9 MPa，最高排量15.5m3／min，最高砂比32%，平均砂比15.18%，其分段压裂施工主要参数如图5所示。压裂施工结束后，采用50.8mm连续油管钻掉桥塞。放喷排液后，该井试获日产天然气7 190m3，日产油13.9m3，获得了工业油气流。

图4 元页HF－1井分段压裂施工曲线图

图5 元页HF－1井分段压裂施工参数图

4.2 技术评估

元页HF－1井大型分段压裂施工圆满结束，达到了预定的“一天两段压裂”的计划，同时刷新了施工排量最大、单段加砂量最大、平均砂比最高、钻塞时间最短等17项国内页岩油气井压裂作业施工技术指标。

从压裂曲线来看，仅有第4段因为泥质含量高导致加砂效果不好以外，其余各段均达到设计要求。通过对压裂数据分析计算，评估裂缝地面延伸压力为84.6MPa，整体表现为多裂缝张开和延伸特征，达到了形成裂缝网络的必要条件［6］，证明本次施工已经达到了裂缝网状发育的技术要求。

后期通过压裂排量进行计算，得出所用SRRF－1体系的实际降阻率为76%，优于实验测定70%的降阻率。检查放喷期间的返出液，破胶明显，仅有少量陶粒砂返出，表明SRLG－1体系携砂性能可靠，完全满足工艺要求。同时根据现场施工反馈情况来看，本井优选的复合压裂液体系克服了以往页岩储层单一滑溜水体系改造中常见的因浓缩滑溜水注入比例不能准确、及时调控而导致的液体性能失调、携砂性能不均等问题。

通过综合分析，认为本井改造作业克服了陆相深层页岩储层末端裂缝起裂难度大、储层物性不利于形成网状裂缝［7］、裂缝发育形态难以控制、裂缝半径短、沟通地层深部差等客观不利因素，优选出的复合压裂液体系、加砂技术、压裂技术工艺均满足各项技术指标要求，达到了预期的压裂增产效果。

5 认识与结论

1）陆相深层页岩储层比普通浅层页岩储层的改造技术难度大，对改造技术、改造液体和改造工艺的要求高，本井所采用的改造工艺在国内深层页岩储层改造技术中处于领先地位。

2）页岩储层压裂改造具有大排量、大液量、大砂量、长时间的特点，涉及多个服务队伍的技术作业，对施工设备的性能和操作人员的技术水准、配合能力提出了很高的要求。

3）本井采用的多级可钻式桥塞封隔分段压裂技术行之有效，所选用的压裂液体系性能有效可靠，优选的加砂模式实现了均匀布砂的目的。压后评估表明本次施工完全达到各项技术要求。

4）页岩储层改造应加强各段岩性分析，优选射孔井段，非均质性严重的地层应注意分段选簇时避开高应力段和高泥质含量，以利于加砂、泵送桥塞及射孔作业，提高改造效果。

5）元页HF－1井的压裂改造作业对国内页岩油气储层，特别是陆相深层页岩储层的勘探开发技术进行了有益的探索，改造方案设计合理有效，所取得的经验可在国内其他页岩油气井中推广应用。

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