川东南页岩气井压裂降压技术

周成香， 周玉仓， 李双明， 胡圆圆

(1.中国石化华东分公司，江苏南京 210019；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

页岩气在全球范围内分布广泛，且开发潜力巨大。随着国内页岩气勘探的进一步深入，页岩气勘探已经取得了突破性进展，川东南涪陵、彭水、梁平、永川和黔江等区块皆获得页岩气气流，涪陵区块已进入规模化商业开发阶段。川东南地区页岩储层平均埋深2 000.00～2 800.00 m，但该地区南川断鼻构造页岩储层的埋深高达4 400.00～4 600.00 m，是目前国内页岩储层埋深最深的区块。对于超深页岩气井压裂技术国内外都处于摸索阶段，没有形成成熟的配套技术，并且没有可供借鉴的经验。目前，国内仅2口超深页岩气井完成了压裂施工，从DY2井的压裂情况看，超深页岩气井压裂的主要问题集中在初期施工压力高、破裂压力不明显、缝宽小、加砂困难、泵送桥塞射孔联作无法入位、单段施工时间长、硬件设备不能满足设计要求等。为此，主要针对深层页岩气井如何降压进行了研究，提出了优化射孔参数，以降低孔眼摩阻；进行压前酸预处理，降低井筒表皮系数；优化滑溜水配方，降低井筒摩阻；采用前置粉陶段塞工艺，降低施工压力来保证施工质量。现场应用表明，这些方法可以有效降低施工压力，提高压裂成功率。

1 压裂主要技术难点

水平井及水平井分段压裂已成为页岩气有效开发的主体技术[1]。超深页岩气井压裂与常规页岩气井压裂相比，压裂工艺相同，不同的是目的层埋藏深、地应力高、井筒摩阻大，其主要表现为施工压力高、加砂困难。目前国内超深页岩气井已完成压裂施工的井很少，压裂技术及配套的设备均不成熟，给超深页岩气井压裂带来诸多困难。

1.1 储层埋藏深，地层应力和施工压力高

页岩气井一般采用φ139.7 mm套管完井，摩阻高，造成施工压力较高。根据DY1井和NY1井的地应力和岩石力学参数测试结果、地应力剖面解释结果和地层倾角，按照目的层垂深4 600.00 m计算地应力和岩石力学参数，结果为：纵向剖面最大水平主应力122～140 MPa；纵向剖面最小水平主应力100～115 MPa；闭合压力约为107 MPa；纵向剖面上覆岩层应力117～127 MPa；平均弹性模量32.16 GPa；平均泊松比0.195；破裂压力120 MPa；地面施工压力96～102 MPa(见表1)。加之地层岩性致密，破裂压力和延伸压力高[2]，大大增加了施工难度和风险。

表1 井口施工压力预测Table 1 Prediction of wellhead pressure

注：储层中部垂深4 600.00 m；采用φ139.7 mm套管压裂，φ139.7 mm套管下深5 820.00 m;滑溜水和活性胶液的降阻率均按75%计算;第1段井深5 820.00 m；两簇孔眼摩阻+近井筒摩阻按10 MPa计算。

1.2 储层黏土矿物含量高

表2为川东南地区页岩储层矿物分析结果。由表2可以看出：脆性矿物石英的含量高，硅质多，易于形成网络裂缝，且形成的网络裂缝复杂，可能造成滤失量大，加砂量、砂比受限；目的层以泥页岩为主，黏土矿物含量高，平均在30%以上，易发生膨胀及支撑剂易于嵌入。

1.3 储层温度高

假设年平均地表温度为16 ℃，对已完钻井DY2井和NY1井以2.8 ℃/100m的地温梯度计算其储层温度，目的层五峰组-龙马溪组下部地层的温度高达145 ℃。高温会加快酸岩反应速度，影响酸液预处理时的波及体积；同时对压裂液的流变性和破胶时机选择有一定影响，并对泵送桥塞射孔联作工具及配套设备要求较高。

1.4 施工时间长

由于页岩气井的压裂规模与产能呈正相关关系，因此大规模、大排量、长施工周期是页岩气井压裂的主要特征，超深井压裂更为突出。如DY2井单段压裂规模平均为2 500 m3，施工排量12 m3/min，单段施工时间超过5 h，12段压裂耗时55 d，长时间的施工对压裂车组及高压易损件等的性能要求较高。

表2 川东南区块页岩储层矿物分析结果Table 2 Results of mineral analysis for shale reservoir in the Southeastern Sichuan

2 主要技术对策

超深页岩气井压裂的技术难点，主要集中在储层岩石强度高，应力高(DY2井109 MPa)，页理、纹理等弱面缝易于打开，形成复杂裂缝所需的缝内压力高(122 MPa)，压裂规模和排量大，对设备配置要求高。如何降低施工压力，提高施工排量，缩短施工时间，是解决问题的关键。根据该地区压裂井的情况看，主要以降低施工压力为基础，结合超深页岩气井的地质条件，从降低井筒、孔眼摩阻，解除近井地带污染，选择降阻性能好的滑溜水，降低滤失量等方面进行研究。

2.1 优化射孔参数，降低孔眼摩阻

超深高压井压裂时的孔眼摩阻计算公式[3]为：

(1)

式中：Q为泵排量，m3/min；ρ为压裂液密度，kg/m3；Den为射孔密度，孔/m；D为孔眼直径，m；Cp为排出系数；h为施工层段有效打开厚度，m；pcf为孔眼摩阻，MPa。

由式(1)可以看出，在泵排量、压裂液密度、射孔枪的弹型(孔眼直径)和有效打开厚度确定后，排出系数一定的情况下，孔眼摩阻随着射孔密度的增大而降低。

国内页岩气水平井压裂主要采用泵送桥塞射孔压裂联作，一般来说，影响压裂施工的射孔关键参数是射孔密度、孔径和相位。在压裂过程中，必须控制射孔孔眼摩阻尽可能低或在限流压裂时使其达到设计要求。相位的选择主要考虑产能，均质地层采用90°相位，非均质性强的地层采用120°相位，致密砂岩地层一般采用60°相位。同时考虑到超深页岩气井射孔会引起套管形变，而维持套管强度的最佳相位是60°。因此，超深页岩气井射孔的相位优化为60°。

根据文献[4]可知，超深水平井射孔用的射孔枪可初步选用φ89～φ102 mm射孔枪。考虑固井过程中可能有水泥浆残留在套管内壁、由于射孔枪变形或射孔后射孔枪可能碎解卡枪等因素，再考虑到页岩气井完井套管内径为118.0 mm，为了安全起见选择φ89 mm射孔枪。同时要求射孔枪最好能抗70 MPa以上的压力，尽可能减小射孔后射孔枪的膨胀和毛刺高度。φ89、φ102和φ127 mm射孔枪的射孔弹均能穿透污染带，φ89 mm射孔枪最大能匹配φ105 mm射孔枪的射孔弹，因此，优选 SDP40HMX28-8 型射孔弹。

由于水平井的产能随着射孔密度的增大而增大，因此，宜选大射孔密度，采用大孔聚能弹，但当射孔密度增加到一定程度时，随射孔密度增大，水平井产能不会明显增大[4]。通过计算射孔密度的临界值为18～20孔/m。大射孔密度会使压裂液的滤失量增大，造成压裂脱砂。因此，根据式(1)计算的孔眼摩阻并结合其他工程因素，射孔密度选择18孔/m。

2.2 酸预处理降压技术

酸预处理能清洗炮眼，降低岩石扩张强度和施工压力。同时酸能溶解敏感性黏土矿物，防止黏土膨胀和微粒运移，有利于压裂液的返排，降低压裂液在裂缝中的二次伤害，提高裂缝的导流能力[5]。

酸预处理时，具体用酸量利用下式[6]确定。

V=2πrhφ

(2)

式中：r为处理半径，m；h为射孔厚度，m；φ为孔隙度,%。

2.3 滑溜水体系设计

页岩气储层特点不同,选择的压裂液也不同。川东南五峰组-龙马溪组含气页岩储集空间类型多样，有机质纳米级孔隙、晶间孔、微裂缝均发育，岩性主要为灰黑色页岩、含粉砂页岩、硅质页岩等，属于脆性地层。目前页岩气储层压裂所用压裂液主要有滑溜水、线性胶、交联液和泡沫等，以滑溜水为主[7]。滑溜水体系主要适用于无水敏、储层天然裂缝较发育、脆性较高的地层，因此，该区块压裂液选用滑溜水体系。

通过室内试验优选 SRFR-1 滑溜水作为压裂液，配方为0.2%高效减阻剂 SRFR-1+0.3%复合防膨剂+0.1%复合增效剂+0.02%消泡剂。其主要性能为：密度1.004 5 kg/L，黏度9～12 mPa·s，表面张力小于25 mN/m，防膨率大于90%，对储层的伤害率小于10%，pH值7.34。

2.4 前置粉砂段塞技术

砂段塞技术就是在前置液中泵注几段少量低浓度粉陶或支撑剂的携砂液。砂段塞的作用是：一方面，借助水力切割作用对弯曲裂缝进行冲刷、打磨、切割，使裂缝表面平滑，从而降低或消除近井地带裂缝弯曲摩阻；另一方面，前置液中的粉陶或支撑剂在多裂缝刚产生时可在除主裂缝外的其他狭窄裂缝中快速聚集形成阻碍液体流动的砂团，阻止裂缝进液，使其不再延伸，从而使主裂缝变得更宽，保证主裂缝的延伸，为随后的携砂液提供所需的通道。砂段塞技术的成功与否可通过摩阻的降低来衡量；泵入段塞的数量、支撑剂尺寸、段塞体积、支撑剂浓度应当视近井摩阻及不同砂浓度到达地层时井底压力的变化来决定[8]。

3 现场应用

在分析DY2井压裂问题的基础上，研究了压裂降压技术，并将其应用于NY1井压裂施工，取得明显的降压效果。NY1井位于川东南南川断鼻页岩储层，垂深4 600.00 m，是目前国内页岩储层埋深最深的页岩气井，分15段压裂，累计用液量46 365 m3，平均单段用液量3 091 m3累计加砂量756 m3，平均单段加砂量50 m3,平均砂比1.6%，最高砂比9%，实际加砂量为设计加砂量的93%，工艺成功率93%。而DY2井平均单段用液量2 460 m3,平均单段加砂量27 m3,平均砂比1.1%。NY1井总体压裂创造了单井深度最深、单段压裂规模最大、施工压力最高等多项纪录。

3.1 射孔参数优化

在射孔枪和射孔弹型号确定后，利用式(1)计算了不同射孔密度下的孔眼摩阻，结果见表3。计算时用到的参数：NY1井射孔段每簇射孔厚度为1.5 m；压裂液密度1 000 kg/m3；射孔孔径10.5和12.7 mm；射孔密度选择16，18和20孔/m；如果压裂液不含磨损性材料，排出系数一般为0.50～0.60，但当泵入携砂液时，由于孔眼被冲蚀，变为0.60～0.95。

由表3可以看出，射孔密度越大，孔眼摩阻越小。但通过室内试验发现射孔密度大于20孔/m以后，会发生空间干扰，压裂液滤失量增大，导致加砂困难。因此，NY1井采用 SYD-89 枪、SDP40HMX28-8 型射孔弹、18孔/m射孔密度和60°相位进行射孔。

与DY2井相比，NY1井第9段后靠近凝灰岩地层，压裂液的滤失量大、效率低，缝窄，加砂困难，经过优化将射孔位置后移，采取集中射孔方式，有效降低了孔眼摩阻，提高了压裂液的造缝效率，后续5段的最小用液量为2 452 m3,最大单段加砂量72.95 m3。

表3 φ89 mm射孔枪对于不同孔密下的摩阻计算Table 3 Friction calculation of φ89 mm perforating gun at different shooting densities

3.2 酸处理技术的应用

NY1井黏土矿物平均含量为35.33%，石英平均含量为46.22%，长石、斜长石平均含量为5.7%，方解石平均含量为6.9%。石英、长石不溶于盐酸，在土酸中的溶解量小，方解石，白云石均溶于盐酸和土酸。由于DY2井采用15%盐酸降压效果较差，于是采用NY1井的岩心进行了15%HCl和15.0%HCl+1.5%HF的溶蚀试验，结果见图1。由图1可以看出，15.0%HCl+1.5%HF的溶蚀效果较好，因此，选用该体系进行酸液前置处理。根据地层的实际情况，通过室内试验将其配方优化为15.0%HCl+1.5%HF+2.0%高温缓蚀剂+1.5%铁离子稳定剂。

图1 岩心在不同酸液中不同时间的溶蚀率Fig.1 Dissolution rates of core in different acids over time

NY1井平均孔隙度为4.12%，按照川东南页岩气井酸处理的经验，30 m3酸的处理半径能达到116 m，能有效解除炮眼及近井地带污染。因此，NY1井在压裂前泵入30 m3酸，压裂施工时，施工压力降低10～15 MPa。同时，该井第2段泵送桥塞时，泵送压力超过连续油管的限制压力(96 MPa)，于是挤入酸液后再次进行泵送桥塞，压降表现明显，泵送最高压力降至80 MPa，酸预处理效果明显。与DY2井相比，NY1井将酸液由15%HCl优化为15%HCl+1.5%HF，DY2井平均压降5.8 MPa,NY1井平均压降15 MPa,采用稀土酸处理效果更明显。

3.3 滑溜水体系的应用

由现场施工情况，可以计算出压裂时滑溜水在φ130.2 mm套管(内径118.0 mm)内的平均摩阻约为17.92 MPa。清水摩阻可以利用下式计算。

(Δpf)0=1.385×106D-4.8Q1.8H

(3)

式中：(Δpf)0为清水摩阻，MPa；D为油管内径，mm；Q为施工排量，m3/min；H为油管长度，m。

该井施工平均排量Q为12 m3/min；油管内径D为118.0 mm，油管长度H为5 700.00 m，根据式(3)计算出清水摩阻为77 MPa。

降阻率可用Lord等人提出的降阻比来衡量[9-10]。降阻比的计算公式为：

(4)

式中，(Δpf)p为压裂液的摩阻，MPa。

根据式(4)计算出NY1井压裂时滑溜水的降阻率为76%，实际压裂施工过程中的降阻率也达到了76%。

3.4 前置粉砂段塞技术的应用

NY1井闭合压力约为107 MPa，根据不同闭合压力下不同支撑剂导流能力的测试结果(见图2)优选70/140目粉陶。由于在高闭合压力条件下，粗砂和细砂导流能力相差较小，因此，应适当提高细砂用量，以封堵分支裂缝，降低滤失量。

图3为NY1井第13段压裂施工曲线。由图3可以看出，施工78 min时，排量为11.1 m3/min，泵入段塞前施工压力最高109.6 MPa，78～180 min泵入14个粉砂小段塞，段塞最高砂比10%，施工压力从109.6 MPa降至83.6 MPa，降低了23.7%。

图2 不同闭合压力不同支撑剂导流能力Fig.2 Conductivity of proppant under different closure pressures

图3 NY1井第13段压裂施工曲线Fig.3 Curve of Stage 13 fracturing for Well NY1

DY2井压裂时参考北美经验，主要采用盐酸预处理，变排量组合加砂“酸液+滑溜水+胶液”的压裂模式，增大加砂量和砂液比，提高主裂缝导流能力。而NY1井在吸取DY2经验教训的基础上，采用稀土酸预处理，“酸液+低黏胶液+滑溜水+中黏胶液”及组合加砂的压裂模式，优化粉陶用量，降低隔离液用量，提高加砂量和砂比，提高主裂缝导流能力，前置段塞用稀胶液替代滑溜水，粉陶加量由15 m3增至30 m3，施工压力降低15～20 MPa。

4 结论与建议

1) 对于超深页岩气井压裂，前置酸液预处理能够溶解地层中无机垢和黏土矿物等酸溶成分，有效降低储层破裂压力和施工压力。现场实践表明，压裂前进行酸预处理，施工压力可降低10～15 MPa。

2) 对于采用φ139.7 mm套管(内径118.0 mm)完井的超深页岩气水平井，采用 SYD-89 型射孔枪、SDP40HMX28-8 型射孔弹、60°相位、18孔/m孔密进行射孔，能够达到降低孔眼摩阻、实现深穿透的目的。

3) 滑溜水配液方便快捷、性能稳定、易返排、黏度可调、对储层的伤害率小于10%、携砂比大于8%，降阻率大于75%，用于超深页岩气井压裂，可以降低施工压力。

4) 川东南超深页岩气井通过优选射孔参数、进行压前酸预处理、设计合适的滑溜水体系及采用前置粉砂段塞技术，解决了施工压力高的问题，并形成了适用于川东南超深气井压裂的降压技术。

5) 建议系统分析川东南超深页岩气井压裂施工压力高的原因，以研究针对性更强的压裂降压技术。

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