彭水区块水平井清水连续加砂压裂技术

刘红磊， 韩 倩， 李 颖， 赖建林, 徐 骞

(1.中国石化华东分公司石油工程技术研究院，江苏南京 210031;2.山东胜软科技股份有限公司，山东东营 257000)

彭水区块水平井清水连续加砂压裂技术

刘红磊1， 韩 倩1， 李 颖2， 赖建林1, 徐 骞1

(1.中国石化华东分公司石油工程技术研究院，江苏南京 210031;2.山东胜软科技股份有限公司，山东东营 257000)

为了提高常温低压页岩气藏的开采效益，开展了彭水区块水平井清水连续加砂压裂技术应用研究。根据前期邻井同层的压裂数据，进行了彭页4HF井的压力预测和拟合，论证了清水加砂压裂的可行性。计算表明，彭水地区清水加砂时地面施工压力随射孔段深度增加而升高，射孔段深度不超过4 340 m时，施工压力不会超过限压91.0 MPa。彭页4HF井压裂施工过程中,根据压力变化情况实时调整优化压裂方案，逐步降低降阻剂浓度，直至完全停用降阻剂。彭页4HF井后4段全程清水连续加砂压裂，射孔段最深为2 434.0 m,施工压力最高69.2 MPa，压裂加砂符合率105.9%，单井压裂液费用降低约400万元。研究结果表明，清水连续加砂压裂地面施工压力与射孔段深度呈正相关关系，清水连续加砂压裂技术可大幅降低压裂成本。

页岩气 常温低压区块 清水加砂压裂 效益开发 降本增效

我国海相页岩气藏分为超压型和常压-低压型2种类型。四川富顺-长宁、威远、重庆涪陵焦石坝区块高产气井的地层压力系数均高于1.50；但上扬子盆地武陵褶皱带的彭水区块龙马溪组页岩地层压力系数仅为0.96，为常压-低压型区块。常压-低压页岩气区块储层改造时施工排量大、压力高，多采用滑溜水+线性胶的混合压裂工艺[1]，清水因为摩阻较高，很少被直接用作压裂液。理论研究和现场试验表明，与传统压裂液相比，清水压裂能对低渗透储层产生更好的增产效果，且施工成本低[2]，但清水摩阻大、携砂性能差，故清水压裂的施工压力和风险均较高。

近年来，国外在埋藏较浅页岩气藏中的几口井应用清水连续加砂压裂工艺进行了压裂施工并获得成功，国内还没有进行清水连续加砂压裂的尝试。彭水区块前期压裂井的平均施工压力60.0 MPa左右，施工限压为90.0 MPa，富余30.0 MPa左右的压力窗口，这为施工压力较高的清水压裂提供了可能。为此，笔者分析了清水连续加砂压裂技术在彭水页岩气区块水平井中应用的可行性，并在彭页4HF井进行了现场试验。

1 清水连续加砂压裂可行性分析

彭水页岩气区块位于川东南武陵褶皱带，发育桑柘坪、道真、武隆和湾地等4个向斜，其中桑柘坪向斜位于该区块东南部，构造相对简单。该区块的页岩气藏属低孔、低渗、常温、低压型页岩气藏。彭页4HF井是该区块的一口页岩气水平井，构造位置为上扬子盆地武陵褶皱带桑柘坪向斜北翼，完钻层位为下志留统龙马溪组，完钻井深3 652.00 m，水平段长度1 390.00 m。

彭页4HF井水平段岩性为黑色页岩，沉积有机质总有机碳含量平均约为3.5%，页岩有机质镜质体反射率为2.0%～2.8%，热演化程度适中，有利于页岩气富集。从气测显示看，该井含气性较好。页岩矿物组分分析结果表明，岩石黏土矿物含量28.50%，石英含量44.50%，方解石含量5.18%，目的层黏土、脆性矿物含量适中，有利于压裂改造。

1.1 技术原理

清水连续加砂压裂(清水压裂)以加入助排剂、黏土稳定剂和表面活性剂等助剂的清水为压裂液，携带一定量的支撑剂进行压裂。低渗透储层用清水压裂时，使用很少量的支撑剂也会产生较高的无因次导流能力，满足压裂施工的目的与要求[3]。

清水压裂能够提高改造效果，主要原因为：1)地层岩石中存在的天然裂缝具有非常粗糙的表面，裂缝闭合后仍然保持一定的裂缝缝隙，可以形成足够的导流能力；2)压裂过程中，脱落的岩石碎屑沉降于裂缝中，起到支撑裂缝作用;3)清水携砂能力较弱，支撑剂易沉降到较窄的垂直天然裂缝中，使微裂缝处于张开状态；4)当裂缝周边的岩石压力超过临界压力后，剪切力使裂缝粗糙面产生剪切滑移，停泵后粗糙面不能再滑回到原来的位置，使裂缝渗透率得以保持[3-4]；5)清水压裂后，压裂液返排率高、残渣少，减轻了对储层的二次伤害，导流能力相对提高。

清水压裂由于携砂能力较差，砂浓度低，压裂施工效果取决于是否存在有利的天然裂缝系统以及对原有地应力的响应程度[3]。因此，清水压裂一般适用于高弹性模量、天然裂缝发育以及低闭合应力的低渗透储层。

1.2 清水压裂对压裂施工的影响

1.2.1 造缝形态

与常规压裂不同，清水压裂时支撑剂不能在大规模裂缝网络中均匀分布，部分裂缝中没有支撑剂充填，但非支撑裂缝闭合后仍具有导流能力。在裂缝扩展时，早已存在的天然裂缝会被开启，天然裂缝面上的剪切应力得以释放，使缝面偏移，压裂结束后天然裂缝仍具有较高的导流能力[5-6]。

1.2.2 携砂能力

清水压裂以抛物线下沉结合砂堤翻滚的方式进行携砂，携砂距离短，携砂能力差。支撑剂在裂缝中快速沉降，使支撑剂的输送距离有限，近井地带铺砂浓度高，远井地带铺砂浓度低，有效缝长较短。随着缝网复杂性增加，支撑剂平均铺砂浓度显著降低。

1.2.3 裂缝导流能力

清水压裂过程中，储层受剪切力作用产生滑移，初始阶段导流能力随滑移位移增加而快速增大，滑移达6 mm后导流能力增加速度变缓，当滑移位移超过某一位移后导流能力基本保持不变，该位移就是临界位移。但相比于常规压裂，清水压裂形成裂缝的导流能力较低，这是由于清水压裂砂比低，裂缝受剪切力产生滑移后，难以形成良好的支撑[7]。

1.2.4 施工压力

由于清水压裂携砂能力较差，砂浓度低，液体用量大，要求泵注排量较高，因此清水压裂的施工压力要明显高于常规压裂的施工压力[8]。

1.2.5 网络裂缝

清水压裂易形成有一定导流能力的长裂缝，并且使已有天然裂缝延伸形成相互连通的天然裂缝网，从而形成网络裂缝系统。但压裂过程中泵入的支撑剂量和支撑剂浓度均较低，因此在压裂过程中有效缝长快速变短；低黏度清水输送支撑剂的能力较低，导致支撑剂颗粒快速沉降，不能输送至远井地带，严重限制了有效裂缝的长度。

1.3 施工压力预测

利用式(1)进行清水(不添加降阻剂)压裂施工压力预测[9]，排量取12 m3/min，闭合压力参考同一区块彭页 HF-1 井的压力梯度(0.018 MPa/m)进行计算。

ps=pc+phf+ppf+pnf-ph+pn

(1)

式中：ps为井口压力，MPa；pc为地层闭合压力，MPa；phf为井筒摩阻，MPa；ppf为孔眼摩阻，MPa；pnf为近井筒弯曲摩阻，MPa；ph为井筒的静液柱压力，MPa；pn为裂缝净压力，MPa。

图1为利用式(1)预测的彭页4HF井压裂施工时的井口压力。由图1得知，该井清水压裂时井口压力最高为82.0 MPa左右，压裂车组、井口以及P110油层套管承压都在90.0 MPa以上，能满足施工要求。计算井口压力时，ppf+pnf仅为3.2 MPa，pn为3.0～5.0 MPa，这3个参数对井口压力影响不大;pc，phf和ph对井口压力的影响较大，而这3个压力与射孔段的深度呈正相关关系，这表明随着埋深的加大，井口压力越来越高。根据套管实际情况倒算，P110钢级φ139.7 mm油层套管承压100.18 MPa，按照安全系数1.1测算，施工限压不能超过91.1 MPa，由此可知，当射孔段深度超过4 340.00 m，若采用清水加砂压裂，地面施工压力会超过施工限压。彭页4HF井的射孔段最深为3 667.50 m，可以使用清水作为压裂液进行压裂施工。

计算结果表明，彭水区块应用清水连续加砂压裂技术在理论上是可行的。考虑到清水的携砂性能较差，地层对砂较为敏感，兼顾降低施工风险，压裂施工时可根据实际情况对压裂液体系进行调整。

2 彭页4HF井清水压裂参数优化

彭页4HF井清水压裂的指导原则为：1)预测施工压力，分析清水压裂的可行性并进行风险评价；2)以降本、增产为核心，进行新工艺、新技术的试验；3)对储层性质不同的层段，采用针对性的改造工艺[10]；4)根据储层的物性，优选压裂液体系(线性胶、滑溜水或清水)；5)支撑剂选用低成本的石英砂；6)采用裂缝监测技术对12段压裂全程监测，以便了解、分析裂缝的形态及空间展布情况。

2.1 压裂液与支撑剂优选

借鉴北美页岩储层压裂时选择压裂液的经验，彭页4HF井选择滑溜水+线性胶的混合压裂工艺，物性差的井段采用线性胶造缝，采用线性胶+滑溜水+线性胶的泵注模式，同时根据现场实际施工情况进行合理调整。

页岩气井压裂选择支撑剂时主要考虑强度、密度和粒径3个因素。支撑剂的强度要足够大，能承受加在其上的闭合压力。由于压裂时所用压裂液的黏度较低，携砂能力弱，所以在选择支撑剂时，在满足强度要求的前提下应选择低密度支撑剂。支撑剂的粒径越大，越难进入裂缝，一般支撑剂的直径小于炮眼直径的2/11，小于裂缝宽度的1/3[11]。

彭页4HF井龙马溪组地层的闭合压力在30.0 MPa左右，考虑作业安全和低渗透储层裂缝导流能力相对较低，决定采用40/70目和30/50目的石英砂作为主支撑剂，100目粉砂用来打磨炮眼、降低近井筒摩阻和封堵低效天然裂缝。

2.2 压裂分段设计

彭水区块龙马溪组优质页岩层段可细分成5个小层，水平段钻遇的每个小层含烃量、有机质、脆性等均有所不同，对产能的贡献也有所差异，受页岩层理的控制，难以做到5个小层同时实现压裂沟通。因此，在压裂分段优化时，均匀分段并不一定是最优的方案[12-13]。

根据彭页4HF井的测井曲线(见图2)，确定彭页4HF井的分段原则主要为：物性好的层细分，物性差的层分段长度适当加大，同时兼顾钻井液漏失、固井质量、侧钻等因素的影响，适当加大段长或者完全避开。

从图2可以看出：2 130.00～2 775.00 m井段为气测含烃量高、伽马值大的含气水平段，对产气贡献大，应采取细分方式，段长较之均分的长度(若12段均分，每段段长117.00 m)要小，约为85.00 m，并增大压裂规模，增大储层改造体积，以便释放出更多的游离气。2 775.00～3 560.00 m井段的气测含烃量较低，伽马值小，物性相对较差，则把段长适当加大，尤其是2 776.00～2 884.00 m井段，受原有侧钻水平段的影响，采取全避开措施，避开第1段与第2段之间存在的漏失段。

根据以上分析结果，彭页4HF井1 390.00 m长的水平段分成12段进行压裂。借鉴焦石坝页岩气井和彭页 HF-1 井的压裂经验，1—3号小层物性较好，对这3个层要进行充分的体积压裂改造。

2.3 射孔参数设计

彭水区块彭页 HF-1 井和彭页3HF井压裂施工已结束，进入生产阶段。其中彭页 HF-1 井分12段，85 m/段，共36簇，彭页3HF井分22段，55 m/段，共46簇，并且彭页3HF井的含气显示明显优于彭页 HF-1 井，但压后产量相近，说明分段过密、单段压裂规模过大并没有达到预期的产气效果。

因此，对于低压型页岩气储层，减少分段数(或增加分段段长)、增加射孔簇，同样能达到体积改造的效果。减少压裂级数能降低压裂成本，缩短施工周期，适当减少入井液量，快速返排。优化射孔段长100.00～120.00 m，3～4簇/段，用液量控制在400～500 m3/簇。

彭页4HF井水平段有全烃、自然伽马、电阻率3条测井曲线，优选储层物性好(全烃含量高、自然伽马、电阻率高)以及裂缝发育层段进行射孔。同时优选了固井质量好的层段，避免严重漏失层，降低砂堵风险。

按照以上原则，根据彭页4HF井前面的分段情况，水平段12段的射孔参数为3簇/段，1 m/簇，16孔/m，相位角60°。

2.4 排量优化

地层中泵入滑溜水时，逐渐提高排量可以形成大规模复杂裂缝网络，使闭合的天然裂缝开启，产生多方位、多角度的裂缝，而不仅仅只有地应力主导的双翼单条主裂缝。因此，排量设计思路为：施工前期采用中等排量控制净压力和缝高，使主裂缝达到一定缝长，后期尽可能提高排量、砂比，促进裂缝转向，最终形成复杂裂缝网络。综合彭页4HF井目的层厚度及水层分布情况，以15 m3/min排量进行模拟计算，确定最终施工排量为10—12—14 m3/min。

2.5 压裂规模优化

彭水区块龙马溪组页岩储层压力系数低、自喷排液量小、返排慢，导致更多的液体滞留在储层中。理论与实际研究表明，压裂液用量和产气量并无明显的正相关关系。因此在形成有效支撑裂缝的前提下进行压裂设计和优化时，综合考虑排液能力，缩短施工周期，适当控制入井液量，降低对储层的伤害[14-15]。

对压裂施工规模进行了4种方案的模拟和计算，结果见图3。由图3可以看出，受纵向地应力的影响，这4种方案实施后的压裂缝高相差不多，均在40.00 m左右，裂缝形态的主要差异是压裂裂缝的半长。地质要求裂缝半长接近300.00 m，方案2和方案3均可满足地质要求。综合考虑施工成本，施工规模不能片面追求大规模，结合彭页 HF-1 井和彭页3HF井的压裂施工情况及后期排采情况，同时考虑设备的工作能力和现有模拟优化的结果，方案2比较适合该井。

对彭页4HF井的每段施工规模进行优选，确定12段压裂设计总用液量为20 160.00 m3，加砂量840.00 m3。

3 彭页4HF井压裂施工与效果分析

3.1 压裂施工

彭页4HF井水平井段埋藏较浅，垂深为2 000.00～2 300.00 m，施工压力较低。在彭页4HF井的压裂过程中，根据施工压力及时调整压裂方案，试验逐步降低降阻剂加量，以达到降低成本的目的。

该井全部12段压裂施工中，1—7段采用滑溜水+线性胶压裂液体系，8—12段应用清水连续加砂压裂技术。施工总用液量21 368.40 m3，加砂814.08 m3。其中，在第3段施工中期尝试停用降阻剂，由于压力快速上升并接近施工限压，试验没有获得成功。第8段试验清水加砂压裂获得成功，第9—12段继续停止使用降阻剂，全程清水连续加砂压裂取得成功。

3.1.1 尝试停用降阻剂

彭页4HF井开始第3段压裂施工后，施工压力仅为52.8 MPa，决定停用降阻剂，停用后压力迅速升至87.0 MPa，接近施工限压90.0 MPa，施工风险太高，决定继续使用降阻剂，压力很快降至53.0 MPa，可以继续施工，尽管施工顺利完成，但是第一次清水加砂试验未获得成功。

3.1.2 降阻剂停用试验首次成功

彭页4HF井第8段储层较为致密，施工压力较高，采用前置滑溜水造缝，降低储层破裂时的井口施工压力。施工开始44 min后,施工压力仅为54.6 MPa，决定停用降阻剂，停用后压力最高升至68.9 MPa，满足继续施工的条件，按照施工泵注流程，后期用线性胶提高砂比，直至施工顺利结束。第二次清水加砂试验获得初步成功。

3.1.3 清水连续加砂压裂试验成功

彭页4HF井第9段至第12段压裂施工，全程清水加砂压裂试验均取得成功。其中，第12段储层接近上部的3号小层，为了有利于纵向上的沟通，采用前置胶液造缝。初期施工压力为32.0 MPa，施工开始51 min后停用降阻剂，停用后压力最高升至59.2 MPa，具备继续施工的条件，直至施工结束，所有设计砂量全部泵入地层(见图4)。第12段用液量1 038.55 m3，加砂96.47 m3，平均砂比9.3%，创造了国内外页岩气清水连续加砂压裂的纪录。

3.2 压裂效果分析

3.2.1 压后裂缝监测

彭页4HF井12段压裂均进行地面微地震裂缝监测，监测结果如图5所示。从图5可以看出，整个裂缝系统是主导裂缝，但是部分分段裂缝的缝端存在交叉网络缝。说明压裂后期进行清水压裂，也能够形成一定的主导裂缝，裂缝的空间展布较好。

3.2.2 产气情况

彭页4HF井投产后，最高产气量达26 798.64 m3/d，截至2013年8月20日，累计产气量1 409 867.00 m3，累计排液12 328.00 m3，返排率57.69%。

3.2.3 压裂效果对比

彭页4HF井第5段与第10段分别应用的是滑溜水压裂与清水压裂，现将2段的压裂效果进行对比，结果如表1所示。

由表1可知，2个井段压裂规模相近，压裂施工时顺利完成加砂，加砂率均达到100%。第10段比第5段埋深浅，而第10段施工压力比第5段高15.0 MPa左右，说明清水压裂的施工压力要明显高于滑溜水压裂，这也为施工过程中的加砂增加了难度。比较压裂后的平均半缝长以及改造体积，2个压裂段的结果相近，表明彭水区块应用清水压裂能取得较好的压裂效果。

3.2.4 经济评价

压裂施工成本控制是压裂施工经济效益考核的主要指标，在实际工作中可分为降低成本和增效。而对于压力系数为1.0的常温低压页岩气井，产气量一般为2×104m3/d，增效的潜力有限，降低成本就显得尤为重要。

彭页4HF井的滑溜水和线性胶的实际用量分别比设计用量降低了40.4%和26.8%。每立方米清水压裂液费用降低了200元左右，按单段用液量1 500 m3计算，每段压裂成本降低近30万元。

清水压裂不仅可以降低压裂施工成本，而且大幅度减轻了压裂液对储层的二次伤害，同时提高返排率，对今后低压页岩气井压裂施工具有一定的借鉴作用。

4 结论与建议

1) 清水压裂一般适用于弹性模量高、天然裂缝发育以及闭合应力低的低渗透储层，理论计算和现场试验表明，在井口压力允许的前提下，彭水区块页岩气水平井采用清水连续加砂压裂技术是可行的。

2) 彭页4HF井现场施工表明，清水压裂的施工压力明显高于滑溜水压裂，但两者的压后效果相近，表明清水压裂在彭水区块具有较好的适用性，建议对彭页4HF井进行压裂效果跟踪评价。

3) 清水压裂大幅度降低了压裂液的成本，解决了页岩气压裂液成本过高的问题，为彭水区块页岩气经济有效开发奠定了基础。

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[编辑 滕春鸣]

Water Fracturing with Continuous Sand for HorizontalWells in the Pengshui Block

Liu Honglei1，Han Qian1，Li Ying2，Lai Jianlin1，Xu Qian1

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstitute，SinopecEastChinaCompany,Nanjing,Jiangsu,210031,China;2.ShandongVictorySoftCo.,Ltd.,Dongying,Shandong,257000,China)

In order to improve recovery efficiency of normal temperature and low pressure shale gas reservoirs,the applicability of water fracturing technology with continuous sand for horizontal wells in the Pengshui Block was investigated.Base on preliminary fracture data from the same layers in offset wells,pressure prediction and fitting were made for Well Pengye 4HF in order to demonstrate the feasibility of water fracturing with sand.Calculation results showed that the operation pressure increased with the perforation depth in water fracturing in the Pengshui Block and it would not exceed the limit of 91 MPa as long as the perforation depth was no more than 4 340 m.According to the change of operation pressure,fracturing scheme of Well Pengye 4HF was adjusted and optimized in real-time,and tests were conducted to gradually reduce the concentration of resistance reducing agent until it was completely abandoned.In the last four sections of the well,water fracturing with continuous sand was performed,in which the maximum perforating depth was 2 434.0 m,the highest operation pressure was 69.2 MPa.cost fracturing fluid was reduced by about 4 million yuan.The results showed that operation pressure has a positive correlation with the perforation depth when conducting water fracturing with continuous sand.The application of the technology could greatly reduce the cost of fracturing fluid.

shale gas;normal temperature and low pressure block;water fracturing with sand;effective recovery;cost reduction and benefit improvement

2014-05-26；改回日期：2014-12-12。

刘红磊(1976—)，男，河北景县人，1999年毕业于石油大学(华东)石油工程专业，高级工程师，主要从事低渗透储层改造理论研究与现场技术服务工作。

中国石油化工股份有限公司石油工程先导试验项目“彭页HF-1页岩气水平井分段压裂技术”(编号：34600297-12-FW0421-029)资助。

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10.11911/syztjs.201501003

TE357.1

A

1001-0890(2015)01-0013-07

联系方式：18251910765，sloflhl@163.com。