岑页1井试气影响因素探讨

2015-07-02车建炜王新元朱永康

石油地质与工程 2015年3期

关键词：探井牛蹄黔北

杨堃，车建炜，初军，陈龙，王新元，朱永康

(1.中国华电集团清洁能源有限公司，北京 100160；2.贵州黔能页岩气有限责任公司；3.贵州地质矿产局)

岑页1井试气影响因素探讨

杨堃1，车建炜1，初军2，陈龙2，王新元3，朱永康2

(1.中国华电集团清洁能源有限公司，北京 100160；2.贵州黔能页岩气有限责任公司；3.贵州地质矿产局)

岑页1井是国土资源部在黔北地区部署的第一口超千米的页岩气探井，是在地质资料相对少的条件下进行井位部署和完钻的，通过井口改装和充分论证进行了水力压裂试气，虽然压裂施工顺利实施并实现了出气点火的基本目标，但没有达到工业气流。主要原因是前期地质研究不够，井区页岩气保存条件较差，且处在天然裂缝的破碎带上，导致大量出水。该井的钻探和压裂试气，证明了黔北下寒武统牛蹄塘组页岩曾经大量生气，只要找到保存条件好、地层稳定、埋深适中的有利区，应该具备工业生产潜力。

黔北地区；岑页1井；页岩气；水力压裂；试气影响因素

近年来，我国相继开展了页岩气资源调查和研究，并在四川盆地等多个区块相继获得勘探突破，其中，在重庆市涪陵焦石坝形成中国第一个页岩气工业开采示范区。2010年开题的国家重点项目“全国油气资源战略选区”的子项目“黔北地区页岩气资源战略调查与选区”，就是针对黔北丰富的页岩气资源开展的综合调查和研究，研究范围包括地层、岩性岩相、有机地球化学、页岩气成藏条件等。2011年部署了一口探井(岑页1井)，是由国家财政出资钻探的第一口超千米的页岩气评价井，是黔北地区页岩气资源评价的南部边缘参数井，目的是通过钻进取心分析，获取该地区页岩地层厚度、有机质含量、岩石力学特征、页岩储集能力、页岩含气量等系列参数。试气结果进一步验证了综合研究结果的正确性，为该地区页岩气富集条件分析、建设页岩气先导实验区奠定了基础。

1 地质特点及试气情况

1.1 构造位置

该井位于贵州省黔东南苗族自治州岑巩县羊桥乡境内，地面海拔550 m。构造上位于烂泥干背斜北东部倾末端和半溪背斜南部倾末端之间，农场坪断层以东，水尾断层以西。区内构造较简单，以褶皱构造为主，地层产状平缓。

1.2 钻遇地层

该井主要目的层是下寒武统牛蹄塘组页岩，为黑色炭质页岩，厚度56 m，底界埋深1 470 m，钻遇地层如表1所示。

1.3 气测显示及电测解释结果

现场综合录井气测显示寒武系变马冲组、九门冲组、牛蹄塘组都有气显示和气测后效，震旦系老堡组有气测后效。

根据电测解释结果，自上而下，变马冲组到老堡组四层六段均含气，其中目标层牛蹄塘组53.1 m解释为气层(表2)。

1.4 试气段页岩品质

该井牛蹄塘组岩心收获率比较低，只有30%左右。经过送样分析实验，获取该地层的具体参数见表3。

根据孙赞东[1](2012年)定义的页岩分类标准，该页岩应该属于含气比较富集、可压性较好的页岩。

2 钻完井条件

2.1 井深结构特点

该井钻井设计为一口资料井，井口、套管固井等均没有很好地考虑将来还要压裂试气。采用简易井口，承压能力有限。采用二开完井，一开套管下到683.4 m,二开套管下到1 515.83 m，水泥返高1000 m。固井段固井质量检测合格。

二开套管钢级为N80，壁厚9.17 mm，根据手册[2]查询，其耐压为60.9 MPa。

2.2 井口改装

表1 岑页1井钻遇地层数据

表2 岑页1井电测解释数据

表3 岑页1井岩心分析实验数据

由于本井采用十分简易的完井方式，φ244.5套管头与φ139.7套管头之间的环形空间用铁板焊接密封，井口结构及承压都不具备大型压裂条件。经过整改，表套和技术套管都安装了法兰和泄压阀门，安装压力表，观察压裂过程中技术套管内和环形空间的压裂变化情况，经过试压，具备了大型压裂的井口条件。

3 压裂施工及效果

3.1 射孔方案

本井牛蹄塘组页岩厚度大(53.1 m)，为黑色炭质页岩，确定为本次压裂试气的唯一目的层。根据气测数据、电测曲线和重新解释结果判断，决定对岩石矿物组分中石英含量较高、天然裂缝发育、气测显示明显、有机质含量高、固井质量合格、应力较低的牛蹄塘组页岩段1 460.0～1 461.5m、1 440.0～1 441.5 m两段进行射孔压裂试气，射孔优选参数见表4。

表4 岑页1井牛蹄塘组压裂段射孔参数

3.2 压裂方案及施工

本井采用脆性页岩的压裂工艺，液体采用滑溜水体系，选择大排量、大液量、大前置液、低黏度、低砂比的工艺参数，前置液采用100目粉砂打磨射孔孔眼，并采用质量分数15%盐酸段塞进行处理，主体压裂主要采用70/40目细砂。采用段塞式加砂方式，即一段加砂，一段冲洗。由于该井井深结构的特殊性，为了施工安全，注入压力始终不能突破50 MPa(油压:39.09～49.71 MPa)(限制了排量，排量3.74～6.2 m3/min)，远远低于设计要求(12 m3/min)。加石英砂100目砂5 m3，40～70目石英砂29.01 m3，平均砂比4.27%,入地总液量1279.21 m3。在施工过程中，始终监测表套与技术套管的压力，以防止压穿上部没有固井的技术套管。

3.3 试气效果

该井地层压力很低，压力系数只有0.55。截至2012年4月29日，累计排液量838 m3，返排率高达65.5%，矿化度由当初的2200×10-6逐步升高到3 300×10-6，并趋于稳定。水温在20 ℃左右，动液面在750 m左右趋于稳定。4月29日早上9:00排液口闻到浓浓的液化气味道，使用气体检测仪检测，可燃气体含量达到100%，随即在每抽子的排水末端开始点火，见到蓝色火焰。后经过人工举升方式改变和井口分离器、计量装置等整改，进行二次排采试气，返排率100%，日稳定产水50～60 m3，日产气50 m3左右，水温超过50 ℃。经过天然气和水组分分析，天然气甲烷含量在98%以上，水性为NaHCO3型，返排水中稀有元素Sr超标，质量分数高达7.04×10-6。

4 压裂难点及影响因素分析

4.1 压裂难点

(1)该井属于地质调查井的设计范畴，目的是通过取心分析了解黔北牛蹄塘组页岩的品质特点，钻完井设计没有考虑后期压裂的技术要求，简易井口和固井水泥返高不到地面，对后期压裂施工造成困难。

(2)该井井位论证也属于资料井，井位部署之前资料极为有限，没有二维勘探等资料，甚至所使用的区域地质图也是早期地质普查的结果，井位选择缺乏邻井钻探资料类比和物探资料佐证，井点据断层距离不详。

(3)取心分析资料不够，缺乏力学参数分析和应力参数分析，为后期压裂设计带来了难题。

4.2 压裂效果影响因素分析

岑页1井压裂突破了出气关，折算每天产气量100 m3左右，实现了预期的设计目标。但是，由于大量出水，最终没有突破工业气流关。截至目前，贵州黔北累计三口页岩气直井(其他两口分别为方深1井和黄页井)压裂试气牛蹄塘组页岩因为出水均告失败。对比另外两口井，本井出水原因不同。其他两口井所处区域牛蹄塘组下伏震旦系灯影组为含水白云岩，压裂产生的纵向裂缝贯通了下面的含水层，导致大量出水，水中氯离子含量都在10 000×10-6以上。本井目的层牛蹄塘组页岩下伏地层存在相变，是不含水的老堡组硅质页岩，产气量较低的主要原因除了大量出水因素外，本地区页岩的赋存条件和页岩品质方面也存在问题。

4.2.1 出水原因分析

根据压裂后产出状态和压裂过程的反应，初步判断是压裂产生的水平裂缝贯通了天然裂缝系统，造成了大量出水，原因分析如下：

(1)本井目的层埋藏偏浅，根据水力压裂理论[3]，在垂向应力最小的境况下，以产生水平裂缝为主，不但产能的裂缝缝网体积有限，而且裂缝沿水平方向延伸较远，很容易沟通附近的天然裂缝系统。

(2)本井采用的区域地质图较早，根据近期出版的贵州1∶20万区域地质图，本探区内有一条北东向大断裂延伸至本井附近，本井应该处于复杂的断裂破碎带上，压裂很容易沟通天然裂缝系统。

(3)本探区2013年二维地震资料显示，过本井垂直于构造走向的构造剖面证实，本井正好部署在一个断层破碎带上。

(4)本井水质监测资料显示，矿化度800～3 000×10-6，微量元素Sr含量较高，根据文献[4]，初次排采水源方向应该是来自上部灰岩破碎带的补给水。二次排采水源主要来自破碎带远端沟通的断裂深部温泉水。本地区正常地温系统是低地温梯度，根据贵州省地矿局新编的贵州省地温梯度等值线图，本地区的地温梯度小于2 ℃/100 m，而二次排采显示的水温折算地温梯度3～4 ℃/100 m，显然本井人工诱导裂缝贯通了天然裂缝，后期排采的地下水应该来自附近天然裂缝沟通的深部地层水。

4.2.2 页岩气地质条件分析

本井钻遇的牛蹄塘组页岩气赋存条件存在先天不足，也是试气效果较差的重要因素之一。

(1)埋藏深度较浅。根据李玉喜的研究成果[5]，本井1 400～1 500 m的埋深，游离气本身含量就基本与吸附气相当，而游离气含量越高，初产越高，所以，埋藏深度太浅，也是低产的主要因素之一。

(2)保存条件遭到破坏。根据上述分析，本井区域断裂发育，页岩本身的保存条件已经遭到严重破坏，游离气基本跑掉。从排采试气现场的套压表数字显示看，整个试气过程中，套压基本为零，甚至为负压，只是在抽吸过程中地层水中少量的溶解气到井口释放出少量的天然气,这个试气结果也符合李传亮的结论[6]。

(3)页岩成熟度过高，有机质已经炭化，已经没有生气能力，在漫长的地质历史过程中，一旦停止生气，即使保存条件再好，页岩气的缓慢扩散作用也会使页岩气含量下降。