页岩气水平井配套工艺技术在P1井开发中的应用

2014-04-23周成香中石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部江苏南京210019

长江大学学报(自科版) 2014年8期

周成香（中石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部，江苏南京 210019）

胡圆圆（中石化华东分公司物探研究院，江苏南京 210007）

刘良华（中石油冀东油田分公司陆上采油厂，河北唐山 063000）

四川盆地及周缘是志留系页岩气勘探的有利地区［1］，根据地质评价结果，龙马溪组在该区沉积厚度约为400～500m。龙马溪组底部发育黑色碳质页岩厚度约为80～110m，总有机碳含量（TOC）约为1.5%～4.5%，镜质体反射率Ro约为2.5%～3.0%，是页岩气勘探的重点层段。为探索该层页岩含气性与产能潜力，在四川盆地武陵褶皱带桑柘坪向斜NW翼部实施了P1井，P1井钻深3446m，垂深2525.65m，水平位移1233.31m，水平段长1020m，钻遇龙马溪组－五峰组泥页岩厚度达到410m，孔隙度为4.4%～4.9%，渗透率91.5～139.8mD，黏土矿物含量28.5%，石英含量为44.5%，方解石含量5.18%，黏土、脆性矿物含量适中，储层为脆性地层，采用∅139.7mm、P110钢级、10.54mm壁厚，内抗压90.7MPa套管完井。

1 多级桥塞射孔技术

水平井分簇射孔可钻式桥塞分段压裂技术的主要特点是套管压裂、多段分簇射孔、可钻式桥塞（钻时小于15min）封隔。压裂施工结束后快速钻掉桥塞进行测试、生产［2］。

1.1 射孔技术

为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，页岩气水平井一般采用分簇射孔技术，每级分4～6簇射孔，每簇长度0.46～0.77m，簇间距20～30m，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或180°。P1井考虑是裂缝发育、脆性较强、固井质量好、应力差异小，兼顾考虑测井解释含气量较好位置射孔，分12段，每段3簇，每簇0.762m，簇间距12～23m，∅89mm枪、102弹，孔密19孔/m，相位60°，深穿透。

1.2 桥塞分段技术

目前，国外页岩气水平井压裂桥塞为复合材料，材质轻、可钻，压裂桥塞可以用电缆、钢丝、油管或连续油管通过机械或液压的方式座封。该技术使用于∅89、∅114.3、∅139.7、∅177.8mm套管完井水泥固井的水平井，这里用的Obsidian压裂桥塞的压差等级是70MPa，耐温104℃，最大外径4.37in，长度为77.2cm，电缆座封桥塞可以用通用的电缆座封工具进行座封，P1井用的是行业内比较成熟的Baker20座封工具，这种方式不但可以满足高施工压力和高排量的要求，同时工程难度也相对较小。

1.3 工艺流程

①第1段采用油管或连续油管传输射孔，提出射孔枪；②光套管第1段压裂；③压裂液泵送电缆＋射孔枪＋桥塞工具入井；④电引爆、坐封桥塞、射孔枪与桥塞分离、上提电缆及射孔枪至射孔段，射孔、提出电缆（投球式桥塞则需先投球将下层隔离）；⑤压裂第2段，重复步骤③～④，实现多层分段压裂。

2 压裂技术

2.1 改造思路

①优选TOC较高、一般含气量达到2%～4%、脆性指数高、固井质量好的井段进行射孔。②根据储层特征综合评价及该井的高脆性，选择低黏度减阻水为压裂液体系，套管注入。通过低砂比、大规模、大排量施工，分段大规模压裂改造，在页岩层内形成一定导流能力的网状裂缝和沟通天然裂缝，尽量提高改造体积。③压前采用适量酸预处理，消除近井地带污染、溶蚀近井地带碳酸盐岩矿物，降低地层破裂压力。④支撑剂选择100目石英砂＋40/70目石英砂，储层裂缝发育，采用段塞式注入。⑤采用地面微地震等手段对裂缝扩展进行监测。

2.2 压裂液体系

压裂液及其性能对能否造出一条足够尺寸的、有足够导流能力的裂缝有直接关系，添加剂对提高页岩气井的产量至关重要。据国外的经验，压裂液添加剂选择要考虑泵速、压力、黏土含量、硅质和有机质碎屑的生成潜力、微生物活动以及压裂液返回等因素［3］。目前页岩气压裂液体系以滑溜水为主，滑溜水可以采用阴离子聚合物，也可以用低浓度瓜胶，滑溜水压裂液适用于无水敏、储层天然裂缝较发育、脆性较高地层。根据P1井页岩层矿物含量，在提高压裂液黏度的同时，也要考虑该体系对地层的污染，最后选择了稀胶液、FR-66滑溜水系统。滑溜水在前段使用作为前置液及携带小粒径、低砂比支撑剂的携砂液，交联凝胶在后段使用作为携带较大粒径及高砂比的支撑剂。

1）前置酸为了减轻近井地带污染，降低压裂时的地面施工压力，每个压裂段先注入15%盐酸进行预处理，再进行主压裂施工。

2）滑溜水 FR-66滑溜水系统降阻性能良好，降阻率可达70%左右（见图1）。另外该体系稠化剂水合速度只有10s左右，相对于常规稠化剂10min左右的水合时间，FR-66体系特别适合在线混配。滑溜水是现场在线配制，配制滑溜水的化学剂添加顺序为：清水→降阻剂→杀菌剂、助排剂→长效黏土稳定剂。

3）稀胶液该稀胶液体系具有黏度高、掺杂低、摩阻低等特点。配比3kg/m浓度下的稀胶液在室内通过不同温度下的黏度试验可以看出，3min可以达到30mPa·s的黏度（见图2），但是需要一定水化时间，所以现场采用了预先配制。同时该稀胶液也能有效起到降阻作用，在10m3/min的排量下，∅139.7mm套管中的摩阻与滑溜水相当。

配制凝胶基液的化学剂添加顺序为：清水→助排剂→稠化剂→杀菌剂，其他添加剂施工时在线加入。破胶剂SP-Breaker通过室内检测，在21℃下60min后几乎完全破胶，具体试验数据见图3。

图1 FR-66滑溜水系统相对于清水降阻性能测试图

2.3 支撑剂

页岩气选择支撑剂材料主要综合考虑合适的强度，密度和粒径3个方面，一般支撑剂的直径要小于5.5倍的炮眼直径，小于3倍的裂缝宽度。根据页岩气压裂经验、考虑到该井的储层矿物含量及地层闭合压力在35MPa，作业安全和该低渗储层所需的裂缝导流能力相对较低，采用40/70的石英砂作为支撑剂，100目粉砂用来打磨炮眼和近井筒摩阻。

图2 不同温度下3kg/m的度下的稀胶液稠化效果试验

图3 21℃下SP-Breaker破胶剂破胶性能测试图

3 裂缝监测技术

页岩气井实施压裂改造措施后，需要有效的方法来确定压裂效果，获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态，而推断压裂裂缝几何形态需要压裂裂缝监测，通过裂缝监测，可以预测裂缝方位、计算改造体积及其泄流面积，为后期的产量预测以及新井布井提供参考。目前监测裂缝方式比较多，包括常规化学示踪剂法、物理示踪剂法、微地震监测以及测斜仪监测［4－5］，应用比较广泛的当属微地震监测。由于没有邻井，P1井采用地面微地震监测方式，微地震监测原理主要是通过放置多个检波器，记录在裂缝起裂和闭合过程中所发生的微地震事件，从而计算出压裂改造所得到的改造体积及预测压后产量。

4 快速钻桥塞技术

页岩气压后一般会采用连续油管带压桥塞专用磨铣工具或∅73mm＋∅101.6mm的5刃平底磨鞋钻掉桥塞，合层排液求产，为了缩短压裂液对储层的伤害，页岩气水平井一般采用前者。而为了提高磨铣效率，磨铣循环液一般是配备稀胶液，一个桥塞钻时不超过15min。根据P1井现场施工情况来看，磨铣单个桥塞时间均不超过30min，原因是该桥塞材质轻，易排出，大大节约现场施工时间。

5 排液技术

有杆泵排水采气工艺是针对有一定产能、动液面较高、邻近无高压气源或采取气举法已不经济的水淹井［6］，其安装和操作简单，生产稳定，排量范围大，但排量受油管尺寸和泵挂深度的限制；泵挂深度受抽油杆强度约束，对气液比高、出砂或含有硫化物或其他腐蚀性物质的井，容积效率降低，井斜增大、造成管杆偏磨，增加维修作业费用等。

气举排水采气技术是通过气举阀，通过连续油管从地面将高压气注入井筒中，其中气体可以是天然气、液氮、泡沫助采剂，该工艺适用于弱喷、间歇自喷井。优点是不受井深、井斜及地层水化学成分的限制，可应用于斜井及水平井开采，返排效果好；缺点是对于页岩气无自喷能力井连续气举，没有邻井气源的情况下，采用现场膜制氮气或者液氮，费用高，投资大［7］。

电潜泵排水采气工艺是采用随油管一起下入井底的多级离心泵装置，将井筒的积液从油管中迅速排出，降低井底流压，获得一定的生产压差的一种机械排水采气生产工艺。优点是扬程范围大，效率高，能最大限度地降低井底压力，把气采尽，但天然气对泵容易干扰，造成欠载停机［6］。

P1井是在气举无效情况下采用电潜泵，工艺选择正是基于电潜泵同比其他工艺的优点：控制压差、充分排液、实时监测、参数可调，保证了连续平稳降压、地层不出砂、防气锁、渗流通道顺畅等。