JY1HF井筇竹寺组页岩气体积压裂实践

刘 斌，付育武

(中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000)

JY1HF井筇竹寺组页岩气体积压裂实践

刘 斌，付育武

(中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000)

井研-犍为区块筇竹寺组页岩气为页岩气勘探突破的有力区块，储层埋深3 500～4 000 m，资源量为4 658.1×108m3。JY1HF井为区域内第一口水平井风险探井，储层表现为水平应力差异大(32 MPa)、脆性矿物含量中等(56.2%)等特征。针对储层特征，通过体积压裂改造形成复杂裂缝网络，将大通径压裂技术、变排量控缝高技术、水平井分段优化技术、高砂比体积压裂技术等先进技术进行集成创新，并成功应用于JY1HF井。该井压后在油压18.5 MPa下，测试产量5.9×104m3/d，获得较好的增产效果，证实该套技术在井研-犍为区块具有较好的适应性。

筇竹寺页岩气 体积压裂 参数优化 压后分析

井研-犍为区块筇竹寺组页岩气为页岩气勘探突破的有力区块，储层埋深3 500～4 000 m，资源量为4 658.1×108m3。JY1HF井为区域内第一口水平井风险探井，储层表现为水平应力差异大(32 MPa)、脆性矿物含量中等(56.2%)等特征，导致体积压裂形成缝网难度大；同时，粘土矿物含量较高(42%～52%)、储层温度高(125 ℃)、节理发育等特点进一步增加了压裂改造难度。针对储层特征及压裂改造难点，将大通径压裂技术、变排量控缝高技术、水平井分段优化技术等先进技术进行集成创新，在JY1HF井成功应用。压后在油压18.5 MPa下，测试产量5.9×104m3/d，获得较好的增产效果，实现了该区块页岩气商业发现，为该区块投入开发打下了坚实的技术基础。

1 JY1HF井基本情况及压裂改造难点

1.1 基本情况

JY1HF井位于四川省自贡市荣县留佳镇瓦滓村2组，是在川西南坳陷威远构造南西斜坡布置的一口水平预探井，目的层为寒武系筇竹寺组页岩层。本井完钻井深4 623 m，完钻垂深3 297.96 m，水平段长1 160.02 m，采用后期套管射孔完井，其井身结构如图1所示。

图1 JY1HF井井身结构示意

1.2 储层特征

1.2.1 岩性特征

川南下寒武统筇竹寺组(3 288.19～3 311.90 m)石英含量为20.6%～38.5%，粘土含量11.2%～58.4%，脆性矿物含量平均56.2%(石英+长石+碳酸盐岩)。总体表现为硅质含量较高、粘土矿物含量较低的特点。按照矿物组分计算目的层脆性指数为0.35(利用均值，石英/(石英+粘土+碳酸盐岩))；考虑脆性矿物(石英+长石+碳酸盐岩)计算脆性指数为0.56，总体脆性中等。

1.2.2 物性特征

JY1HF井目的层段孔隙度0.86%～5.53%，平均2.17%；渗透率(0.000 5～1.5)×10-3μm2，平均0.27×10-3μm2。孔隙构成以粘土矿物层间孔隙和有机质孔隙为主，粘土层间孔平均87%，有机质孔隙平均11%，孔径主要分布在2～100 nm之间，中孔以上占86%。

氮气吸附实验结果如图2所示，均具有吸附回线，表明孔隙形态呈开放状态。通过岩心观察储层裂缝节理发育，结合成像测井成果，通过特征黄铁矿定位分析，节理走向北偏东30°，与最大主应力方向夹角为30°，与水平井方向夹角为55°。通过ECS测井计算目的层段游离气比例60%～83%，平均72%。总之，储层特征为有机质孔、无机质孔、微裂缝发育，储渗空间整体较好，游离气含量高。

图2 JY1HF井3 297.65，3 304.21 m氮气吸附实验数据

1.2.3 应力特征

岩石力学实验表明(见表1)，JY1HF井平均水平最大主应力为101.07 MPa，水平最小主应力为83.28 MPa，垂向主应力为87.27 MPa，计算水平应力差异系数为0.214。因此，水平方向上应力差异绝对值较大，不利于形成复杂缝网。

表1 JY1HF井岩石力学测定结果

1.3 压裂改造难点

JY1HF井与邻区页岩气井储层物性对比见表2。通过该井储层地质特征分析，同时与邻区储层特征对比(见表2)，本井压裂改造难点主要为储层脆性中等偏差，裂缝产状和应力状态复杂，压力系数不高，形成大体积的网络裂缝有相当难度[1-2]。

表2 JY1HF井与邻区页岩气井储层物性对比

(1)筇竹寺组以灰黑色页岩为主，夹灰色粉砂质泥岩，烃源岩主要发育在上部。

(2)粘土矿物含量较高，平均在40.76%，石英含量平均27.64%，脆性矿物总含量56.2%，脆性条件中等，三轴压缩试验表现具有部分塑性特征。

(3)下部储层节理发育，会增加液体的滤失，裂缝延伸过程中的多缝竞争和垂向裂缝过度延伸同样会影响到主缝的延伸，影响ESRV和EUR。

(4)弱面缝开启临界净压力理论值32 MPa相对较高，诱导应力作用范围相对有限，形成网缝难度大。

2 压裂改造思路及施工参数优化[3-6]

2.1 压裂改造总体思路

(1)立足于地质认识和商业发现，增加裂缝密度和网络裂缝复杂程度，以尽可能增大有效改造体积和采出程度，提高最终可采储量为目标。

(2)采用泵送桥塞分段压裂方式进行体积压裂，压后扫塞，确保井筒的全通径，避免由于井筒沉砂对产量的影响。

(3)结合固井质量，优化段簇间距，确保整体覆盖；结合水平井穿行轨迹，同类同段，“W”型布缝，进行针对性射孔压裂设计。

(4)JY1HF井应力差异较大，形成复杂缝网困难。因此，胶液前置造缝后，变排量段塞注入低粘滑溜水和活性胶液，利用滑溜水粘性指进作用，实现纵向上裂缝覆盖和有效支撑，从而增加有效改造体积。

2.2 施工参数优化

2.2.1 分段数优化

以3年累积产量为目标，同时兼顾日产量，通过软件模拟压裂段数分别为10，12，14，16，18，20段，每段压裂2～3簇裂缝情况下改造效果(见图3)。从图3可以看出，产量随压裂段数增加而增大，压裂段数大于16段时累产量递增减缓，综合考虑确定压裂段数为16段。

图3 不同压裂段数下日产量随时间的变化

图4 不同布缝方式对应的1 400 d累产量

2.2.2 布缝方式优化

确定压裂段数为16段的情况下，分别模拟均一布缝、“W”型布缝和两端裂缝较长3种布缝方式下的累积产量及日产量(见图4)，“W”型布缝方式日产量和累产量最高，均一布缝最小。

2.2.3 裂缝半长优化

确定压裂段数为16的情况下，以30 m为增量分别模拟裂缝半长180～330 m产量随裂缝半长增加的情况(见图5)。裂缝半长大于300 m时，累产量递增减缓。综合考虑，确定最优裂缝半长为270～300 m。

图5 不同裂缝半长对应的1 400 d累产量

图6 不同排量、降阻率下压裂施工井口压力曲线

2.3 压裂液优选

页岩气压裂成功与否主要取决于形成的缝网体积，而压裂施工时的排量至关重要。受井口承压限制，为达到设计的施工排量，对压裂液体系的降阻率提出了更高要求(见图6)。

JY1HF井施工限压95 MPa，施工排量大于14 m3/min。因此，要求压裂液降阻率大于65%。以此为主要依据，同时考虑压裂液综合性能(见表3)及成本因素，最终确定压裂液配方。

表3 压裂液及降阻水性能

压裂液配方为：

降阻水：0.2%高效减阻剂SRFR-1+0.1%复合防膨剂+0.1%复合增效剂+0.02%消泡剂；

压裂液：0.4%低分子稠化剂+0.3%流变助剂+0.15%复合增效剂+0.05%粘度调节剂+0.3%温度稳定剂+0.02%消泡剂。

3 现场实施情况

JY1HF井于2014年11月13日至27日完成15段压裂施工，总入地液量27 010.8 m3，入地砂量1 114 m3，施工排量10～18 m3/min，创造了18 m3/min国内页岩气压裂最大施工排量记录。该井压裂施工曲线见图7。

该井压后进行了扫塞作业，平均单个桥塞钻扫时间67 min。压后在油压18.5 MPa下，测试产量5.9×104m3/d，取得较好改造效果。

图7 JY1HF井压裂施工曲线

4 压后分析及评价

4.1 裂缝复杂性评价[7-8]

G函数曲线显示，储层具有天然裂缝+主裂缝的复杂多裂缝特征，尤其携砂阶段经滑溜水和胶液交替注入后，净压力显著提升，直到关井停泵结束，大段裂缝未发生闭合(见图8)。

4.2 裂缝形态评价

JY1HF井第一段及第十二段裂缝形态如图9所示。

图8 压裂G函数曲线

a.第一段压裂 b.第十二段压裂

图9 JY1HF井裂缝形态示意

压后静压力曲线拟合显示，本井压裂平均波及缝长260～320 m，平均支撑缝长250～300 m；平均波及缝高48～58 m，平均支撑缝高40～50 m。按椭球计算，波及体积为0.34×108m3，支撑体积为0.29×108m3，波及储量(1.5～1.8)×108m3。

5 结论

(1)井研-犍为区块筇竹寺组页岩气储层埋藏深，岩石脆性中等偏差，裂缝产状和应力状态复杂，不利于形成大体积的网络裂缝。

(2)针对JY1HF井将大通径压裂技术、变排量控缝高技术、水平井分段优化技术、高砂比体积压裂技术等进行集成创新，形成的高砂比体积压裂技术施工成功，并取得该区块页岩气勘探突破。

(3)压后分析表明，JY1HF井经分段压裂后形成了天然裂缝+主裂缝的复杂多裂缝形态。

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(编辑 谢 葵)

Practice on shale gas volume fracturing for Qiongzhusi Formation in JY1HF well

Liu Bin,Fu Yuwu

(ResearchInstituteofPetroleumEngineering,SouthwestOil&GasCompany，SINOPEC，Deyang618000,China)

Qiongzhusi Formation shale gas is an exploration breakthrough in Jingyan-Qianwei block with a reservoir depth from 3 500 m to 4 000 m and a reserve volume of 4 658.1×108m3.The JY1HF risk exploration well is the first horizontal one in the area，which has reservoir characteristics of large horizontal stress difference (32 MPa)，and moderate brittle mineral content (56.2%)，etc.According to reservoir characteristics，innovative integrating some advance technologies such as large diameter fracturing technology，variable displacement fracture height control technology，horizontal well staged optimization technology，and high sand ratio volume fracturing technology，and so on，the volume fracturing was carried out to form complex fracture network and applied successfully in JY1HF well.After fracturing，the test yield of the well was 5.9×104m3/d under the pressure of 18.5 MPa and good yield-increasing effect was obtained.

Qiongzhusi shale gas;volume fracturing；parameters optimization;fracturing analysis

2016-01-06；改回日期：2016-03-27。

刘斌(1981—)，高级工程师，现从事储层改造研究及服务工作。电话：18942898690，E-mail：lb0557@163.com。

国家重大专项“四川盆地低渗气藏储层改造工艺技术研究”(2011ZX05002-004-003)内容。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.03.015

TE357.13

A