长宁地区龙马溪组页岩气工厂化压裂实践与认识

任　勇　钱　斌　张　剑　卓智川　乔　琳（.川庆钻探工程公司井下作业公司，四川成都　60000；.西南油气田分公司勘探事业部， 四川成都　60000）

长宁地区龙马溪组页岩气工厂化压裂实践与认识

任勇1钱斌1张剑1卓智川1乔琳2
（1.川庆钻探工程公司井下作业公司，四川成都610000；2.西南油气田分公司勘探事业部， 四川成都610000）

四川盆地长宁地区龙马溪组页岩气具有厚度大、有机质含量高、区域构造断裂系统局部发育、工区山地地貌复杂、地表水源分布不均等特点，为进一步提高该地区页岩气开发效率，降低开发成本，开展了工厂化压裂先导性试验，通过该地区前期改造，初步探索形成了集设计、工具、液体、分簇射孔、钻磨“一体化”的页岩气工厂化压裂改造技术。目前完成2个页岩气井组7口井的压裂实践，均获较好测试产量。实践表明，采用水平井丛式井组、工厂化压裂改造可有效地提高页岩气单井产量和开发效率，可为今后山地地区页岩气藏高效、规模开发提供参考。

长宁地区；页岩气；丛式井组；工厂化压裂；体积压裂

四川盆地长宁地区下志留统龙马溪组页岩分布广泛，厚度大，有机碳含量高，为1.64%～3.79%，热演化程度较高（R0＞1.5%），孔隙和裂缝发育［1］。工区属山地地貌，海拔一般在400～1 300 m，地表水源分布不均，部分井区降雨量充足，但是部分山区水资源情况较差，区域构造相对平缓，断裂系统局部发育。根据该地区页岩气藏主要地质和地理特征，经过不断探索与发展，逐步形成了集复合桥塞分段及多簇射孔工艺、大规模滑溜水体积压裂技术、低摩阻滑溜水压裂液体系、大型压裂施工配套技术、连续油管钻磨桥塞技术为一体的页岩气水平井分段压裂技术［2］。布井模式经历了单井-水平井-水平井组的发展历程，而近年水平井组的部署为实施工厂化压裂创造了条件，有利于地区页岩气规模化开发。

1　工厂化压裂技术

针对页岩气丛式井组，工厂化压裂模式主要是拉链式压裂（或称交叉压裂）、同步压裂2种（图1）。其机理是在2口或更多相邻井之间同时用多套车组进行分段多簇压裂，或者相邻井之间进行拉链式交替压裂，让页岩地层承受更高的压力，增强邻井间的应力干扰，从而产生更复杂的缝网，进而改变近井地带的应力场［3］。

图1　不同压裂模式示意图

工厂化压裂的成功实施，需要包括6大关键系统的紧密配合：通过连续供水系统把合格的压裂水送至作业现场；通过连续配液系统即时在线配置入井液体；通过连续供砂系统满足支撑剂供给；通过连续泵注系统将改造液体和支撑剂泵入页岩储层；通过射孔封隔系统实现桥塞分层、射孔；通过后勤保障系统满足工厂化大型连续压裂所需的油料、设备维护、人员生活支撑、工业垃圾处置。

2　试验丛式井组概况

2.1基本情况

井区内目前部署2个井组，2#井组同井场计划布井7口，第1批4口井完钻后实施压裂作业。3#井组同井场计划布井6口，第1批3口井完钻后实施压裂作业（表1）。

表1　2#/3#井组基本情况

井组水平段箱体距优质页岩底界35 m，伽马值约160GAPI，黏土含量平均约37.2%；孔隙度0.5%～4%，平均约2%；裂缝不发育；总有机碳含量1%～3%，平均约2%。总含气量约1.72 m3/t。根据井区实钻数据分析水平段总体脆性较高，脆性值为56～63，有利于通过体积压裂形成复杂裂缝网络。

2.2改造思路

（1）采用大规模滑溜水体积压裂形成复杂缝网的压裂理念。实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，使得裂缝表面与储层基质的接触面积最大化［4-5］。

（2）采用复合桥塞+分簇射孔联作工艺。压裂结束后可短时间钻掉所有桥塞，从而减少液体在地层的滞留时间和对地层伤害。

（3）为了试验不同的工厂化压裂模式，2#井组1井与2井拉链压裂，3井与4井拉链压裂，采用2套车组同时压裂采用同步压裂作业模式（图2），3#井组中1井与2井采用拉链压裂作业模式，3井单独压裂（图3）。

图2　2#井组同步压裂作业模式示意图

（4）结合区块前期开发经验，以及三位地震资料优化分段、射孔、施工规模及参数。3-1井设计改造井段8段，3-2、3-3井均为12段，2#井组2-3、3-4设计改造井段12段，2-2井设计改造15段，2-1井设计改造17段。每段设计规模：1 800 m3滑溜水+100 t支撑剂。

（5）采用井中或地面微地震监测技术实时监测压裂裂缝走向，动态调整压裂方案。

（6）采用压裂、试气一体化组织管理模式。由井下作业公司总体负责2个页岩气井组的压裂、试气一体化作业，进一步实现资源集约化和管理项目化。

图3　3#井组拉链式压裂作业模式示意图

2.3改造难点

（1）井区龙马溪组页岩气藏最大主应力方向由于受局部地应力影响而变化较大，给井眼轨迹布局和压裂施工增加了难度。

（2）井区属低山丘陵地区，井组距取水河高差约85 m。2#井组预计需压裂用水11.2×104m3，3#井组预计需压裂用水6.4×104m3，考验集约化大规模稳定供水能力。

（3）大规模工厂化连续作业极大考验地面设备配套、现场组织和后勤支撑能力。

（4）国外“工厂化”作业模式在开发页岩气资源方面已经取得了巨大经济效益和社会效益，国内相关工作刚刚起步，配套技术规范、管理制度、计价方法都亟待完善［6］。

3　工厂化压裂实践

3.1压裂准备

（1）供水系统准备：修建储水池2个（3#井组储水池为17 000 m3和2#井组储水池为7 000 m3）向井场供水，从河流修建Ø273 mm×7.5 km供水管线向储水池供水。

（2）连续混配系统准备：优化滑溜水添加剂配方，所有添加剂均为液态，吨桶包装，通过混砂车按比例加入。

（3）连续供砂系统准备：采用30 m3立式砂罐6～10座，井场附近储备支撑剂，施工间隙连续补充。

（4）连续泵注系统准备：设计研制耐压103.4 MPa压裂专用井口，2#井组动用2000型/2500型压裂车32台，3#井组动用21台。

（5）射孔+桥塞封隔系统准备：2个井组第1段均采用连续油管传输射孔，2#井组采用测井电缆设备2套，进口桥塞；3#井组采用测井电缆设备1套，自主国产桥塞。

（6）后勤保障系统准备：采取作业人员轮班制，现场储备易损配件，施工间隙补给油料，现场设置休息区，配备消防车、救护车等措施。

3.2压裂实施情况

2#井组4口井设计压裂56段，实际压裂48段，射孔141簇。作业期间采用地面微地震监测技术实时监控裂缝情况。

3#井组3口井设计压裂32段，实际压裂32段，共射孔96簇。其中1井、2井进行24 h拉链式压裂，3井采用单独压裂（表2），作业期间采用深井微地震监测技术实时监控裂缝情况。

因疑似套管变形，2#井组2-1井、2-3井，桥塞无法下入，各有4段放弃改造，H2-4井余3只桥塞未钻；3#井组3-1井、3-2井连续油管钻磨桥塞作业时遇卡、遇阻，共进行53趟次磨铣套管、打铅印、文丘里打捞、钻磨等连续油管作业才完成所有桥塞钻磨。

表2　2#/3#井组压裂现场实施情况

3.3压裂改造分析

（1）井筒完整性。2个井组均在压裂过程中或钻磨桥塞过程中出现疑似套管变形情况，变形机理和控制措施还需进一步研究。其中2#井组有3口井出现不同程度疑似套管变形情况，3#井组有2口井出现不同程度疑似套管变形情况，但经过优化钻磨工艺，完成所有桥塞钻磨作业。

（2）压裂效率。2#井组采用2套压裂机组同步压裂模式，平均每天压裂4段；3#井组1井、2井采用1套压裂机组24 h拉链式压裂模式，平均每天压裂3.6段；3井采用单独压裂模式，平均一天压裂2段（表3）。工厂化作业效率较单独压裂的作业效率提高约1倍，但从机组利用率分析，同步压裂车组实际利用率较低，配套要求高，四川地区实施难度较大，拉链式压裂模式机组利用率最高，更适合四川山地地区的页岩气开发。

（3）压裂效果分。7口水平井钻磨完成后放喷测试均获得了较好的工业气流，反映出本区龙马溪组页岩具有较好的开发潜力（表3）。

表3　2#/3#井组工厂化压裂效果

（4）微地震监测结果：页岩气储层天然裂缝较发育的地区，将很大程度影响人工裂缝趋势与形态，在一些地方甚至超过了应力对裂缝延伸的控制作用（图4）。

图4　3#井组微地震响应事件示意图

3.4存在问题

（1）工厂化作业的噪音问题尚待解决。长宁地区人口较为密集，压裂施工过程中的噪音对周围居民生活带来一定影响，经噪声监测，压裂期间井场周围300 m范围内，噪声超过国家相关标准。

（2）2个水平井组均在压裂或桥塞钻磨过程中出现疑似套管变形情况，变形机理和控制措施还需进一步研究。

4　结论与认识

（1）通过采用一系列自主新型配套技术，顺利完成2个水平井组7口井的工厂化压裂实践，为该地区页岩气规模化开发积累了有益经验。

（2）工厂化压裂模式效率较单独压裂的作业效率提高约1倍，而拉链式压裂模式机组利用率最高，更适合山地地区的页岩气开发。

（3）目前页岩气开发相关标准体系尚未建立，开发观念尚待进一步转变，应以压裂改造为中心，逆向进行完井、钻井设计，以经济性最佳、实现高产为重点考虑因素。同时明确行业准入门槛和标准，形成有序竞争的页岩气发展格局，推进页岩气产业快速发展。

［1］蒲泊伶，蒋有录，王毅，等.四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利地区分析［J］.石油学报，2010，31（2）：227-229.

［2］尹丛彬，叶登胜，段国彬等.四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用［J］.天然气工业，2014，34（4）：67-71.

［3］李勇明，彭瑀，王中泽.页岩气压裂增产机理与施工技术分析［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2013，35（2）：90-95.

［4］吴奇，胥云，刘玉章，等. 美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示［J］.石油钻采工艺，2011，33（2）：1-6.

［5］叶静，胡永全.页岩气藏水力压裂技术进展［J］.天然气勘探与开发，2012，35（4）：64-68.

［6］司光，林好宾，丁丹红，等.页岩气水平井工厂化作业造价确定与控制对策［J］.天然气工业，2013，33（12）：163-16

［7］石艺. 页岩气的发展现状和未来走向［J］ 石油钻采工艺，2012，34（4）：70.

（修改稿收到日期2015-07-02）

〔编辑付丽霞〕

Practice and understanding of industrial fracturing for shale gas of Longmaxi Formation in Changning region

REN Yong1, QIAN Bin1, ZHANG Jian1, ZHUO Zhichuan1, QIAO Lin2
（1. Downhole Service Company, Chuanqing Drilling and Exploration Engineering Co. Ltd., Chengdu 610000, China; 2. Exploration Division of Petrochina Southwest Oil and Gas Field Comany, Chengdu 610000, China）

Shale gas of Longmaxi Formation in Changning region of Sichuan Basin is characterized with large thickness, high organic content, local development of fracture system of regional structure, complex mountain landform of construction site, nonuniform distribution of surface water source, etc. Pilot test for industrial fracturing is developed to further improve shale gas exploitation efficiency and lower exploitation cost for this region. Through early transformation for this region, the shale gas industrial fracturing transformation technology is developed, which integrates design, tool, liquid, clustered perforation and drilling upon preliminary exploration. The fracturing practice has been completed for 7 wells of 2 shale gas well groups, with satisfactory testing output. It is shown from practice that clustered horizontal well group and industrial fracturing transformation can effectively improve single-well output and exploitation efficiency of shale gas, and can provide reference for efficient and scale exploitation of mountainous region in the future.

Changning region; shale gas; clustered well group; industrial fracturing; volume fracturing

TE357.1

A

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0096 – 04

10.13639/j.odpt.2015.04.025

中石油集团公司页岩气丛式水平井开发钻完井技术（编号：2011D-4403）。

任勇，1980年生。2005年毕业于西南石油大学油气田开发专业，获得硕士学位，现在川庆井下作业公司从事油气田增产技术的现场服务和室内研究工作，工程师。电话：028-86019159。E-mail：swpiry@163.com。

引用格式：任勇，钱斌，张剑，等. 长宁地区龙马溪组页岩气工厂化压裂实践与认识［J］.石油钻采工艺，2015，37（4）：96-99.