水平井分段压裂工艺在延长油田陆相页岩气开发中的应用

郭　庆，张军涛，申　峰，张锋三，赵　逸，高　萌

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心 )



水平井分段压裂工艺在延长油田陆相页岩气开发中的应用

郭庆1，张军涛1，申峰1，张锋三1，赵逸2，高萌2

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心 )

鄂尔多斯盆地陆相页岩具有埋藏深度浅、脆性矿物含量低、黏土矿物含量高、孔隙度和基质渗透率极低等特点，水平井体积压裂技术是延长油田陆相页岩气高效开发的必要手段。结合延长油田陆相页岩气储层的特点，通过室内研究和现场试验，逐步优化形成了适合延长陆相页岩气水平井的分簇射孔、桥塞隔离分段压裂工艺技术以及液态CO2压裂液、滑溜水线性胶压裂液体系等技术，并在4口页岩气水平井进行了现场应用，均取得了试验成功，为延长油田陆相页岩气高效开发奠定了技术基础。

陆相页岩气；水平井；分段压裂；现场试验；延长油田

鄂尔多斯盆地陆相页岩具有分布广、脆性矿物含量低、黏土矿物含量高等特点[1-2]，由于其生成机理和所处环境的特点，一般常规压裂改造方式只能形成单一裂缝,很难获得好的增产效果，所以必须经过大型压裂形成裂缝网络，沟通尽可能多的天然裂缝，才能大幅度提高页岩气单井产能。美国开发页岩气的已有的成功经验表明，水平井技术、压裂技术的突破是页岩气规模开发的关键[3-6]。近年来在借鉴北美页岩气勘探开发经验的基础上，我国页岩气勘探开发不断取得重大突破，在四川盆地涪陵和宜宾等地区连续获得高产工业气流，涪陵地区焦石坝龙马溪组海相页岩水平井在大型压裂后增产效果比较显著[7-10]。延长油田近年来致力于陆相页岩气的勘探开发，经过技术攻关与现场实践，页岩气水平井压裂工艺技术也取得了较大的突破。

1　陆相页岩储层地质特征[11]

鄂尔多斯盆地延长组长7、长9页岩储集层埋藏深度一般小于2 000 m，岩相为黑色页岩相、深灰色-灰黑色泥岩相、灰色粉砂质泥岩、粉砂岩相，非均质性强。长7段页岩石英含量偏低，平均含量为27.75%，长石和黏土矿物含量偏高，平均含量分别达26.28%和42.11%，方解石平均含量1.31%，铁白云石平均含量0.75%，黄铁矿含量为1.31%。脆性矿物含量(石英、长石、碳酸盐和黄铁矿含量之和)为36%～77%，平均57.2%，脆性矿物含量较低，有利于页岩气压裂开发。页岩储层孔隙类型以微孔为主，其次为粒间孔、自生矿物的晶间孔、溶蚀孔隙。实验室岩心物性分析表明，页岩孔隙度为1.69%～6.83%，平均值为3.83%；渗透率主要为(0.01～0.43)×10-3μm2，平均值为0.068×10-3μm2。鄂尔多斯盆地相页岩气储层黏土水敏性强、储层压力低、物性差，这些因素都不同程度增加了压裂施工难度。为了达到高效开发的目的，需要对鄂尔多斯盆地的页岩气水平井采用大型体积压裂技术。

2　水平井分段压裂优化设计

2.1压裂设计思路

(1)该区域天然裂缝发育，两相水平主应力相差不大，为形成复杂的裂缝形态提供了有利条件，有利于增大裂缝与储层的接触面积。

(2)各级的多个射孔簇对应的应力应基本一样，以保证两条或三条裂缝同时延伸，各级的每个射孔簇对应物性相对较好的位置。

(3)延长陆相泥页岩储层微裂缝较为发育，前置液阶段采用70～100目陶粒段塞处理技术，打磨裂缝壁面消除弯曲效应，同时还具有降低滤失的作用，保证主裂缝起裂和延伸。

(4)页岩气水平井体积压裂施工用液量大、进入地层滞留时间长，对地层潜在伤害大，对后期试气液体返排及产量存在较大影响。为此将液态CO2压裂工艺技术引入页岩气水平井储层改造。液态CO2气化后能提高压裂液返排能力，降低液体表面张力，有助于压裂液的迅速返排；同时CO2与压裂液形成的泡沫能有效降低液体滤失，提高压裂液效率。

(5)支撑剂主体类型选用低密度陶粒，选择3种粒径支撑剂组合。前置液阶段采用70～100目陶粒段塞处理技术，70～100目陶粒有利于充填开启的次生微裂缝的作用， 40/70目陶粒支撑主裂缝，30/50目陶粒用于封口，提高近井裂缝导流能力。

2.2压裂材料优选

2.2.1压裂液体系

针对延长陆相页岩储层微裂缝较发育会造成压裂液在储层中易滤失的问题，延长油田借鉴国内外页岩气选择压裂液的经验，优化出适应陆相页岩气水平井储层的滑溜水+线性胶混合压裂液体系。该体系为低/无固相体系，可以减少固相颗粒侵入储层造成堵塞；具有较低的表界面张力，进入储层后易返排，对储层水锁伤害小；还具备较强的黏土防膨能力，避免进入储层造成水敏伤害[17]。该体系在相同作业规模下成本较低，比常规凝胶压裂成本降低50%左右。滑溜水配方为清水+0.075%降阻剂+0.1%防水锁剂(含助排剂和表面活性剂)+1.0%KCl+0.08%杀菌剂；线性胶配方为清水+0.4%瓜胶+0.5%助排剂+1.0%KCl+0.1%杀菌剂+0.12%Na2CO3。该压裂液体系黏土防膨率大于80%，降阻率大于50%，储层岩心伤害率小于15%，具有溶解快、配制方便、易破胶水化、可连续混配的特点[18]。

2.2.2支撑剂选择

国内外页岩气压裂普遍采用滑溜水压裂液，该类压裂液体系悬砂性差。为克服这一弱点，通常选用低密度支撑剂。当储集层闭合压力大于20 MPa时，天然石英砂会被压碎，易在裂缝中运移堵塞孔喉，降低储层渗透率，故选用耐压性能更优越的人造陶粒砂。延长陆相页岩储层的闭合压力20～35 MPa，为了保证压裂效果，将支撑剂输送至裂缝的远端，选用了三种不同粒径的低密度陶粒作为支撑剂，密度为1.43～1.60 g/cm3，并进行多粒径组合(70～100目+40～70目+20～40目陶粒)加砂压裂，其中，粉陶主要作用是对天然裂缝进行封堵和降虑失，并对弯曲裂缝进行逐级打磨，减小弯曲摩阻，进一步降低施工压力[5，15-16]。延长油田还将超低密度支撑剂(40～70目、密度为0.65 g/cm3)引入水平井压裂施工，以能更好地优化支撑剂对裂缝的支撑效果。经过现场压裂试验及微地震裂缝实时监测资料显示，选用超低密度支撑剂在中砂阶段混合加入，可以达到改善裂缝上部支撑的目的。

2.3水平井射孔参数优化

页岩气水平井的射孔方式不同于直井，合理的射孔段或者压裂间距可增大产生裂缝网络的几率。页岩气水平井射孔采用簇射孔的方式，即在每一级压裂井段中多点射孔。

通过输入陆相页岩储层相应的储层参数，进行数值模拟研究。输入参数为：页岩厚度60 m，净压力拟合有效渗透率0.005×10-3μm2，平均孔隙度4%，含水饱和度50%，井底流压2 MPa。数值模拟分析表明，储层射孔15，18，21，24，27，30簇，缝长300 m，导流能力10×10-3μm2·m时，日产气量与时间的关系曲线见图1，随着射孔簇数的增加，日产气量呈增加的趋势，但超过24簇后产量增幅变小。

图1　射孔簇数对增产效果的影响

通过孔眼摩阻公式计算，孔数、排量与孔眼摩阻关系见表1。前期陆相页岩储层降排量测试分析结果表明，排量9.59 m3/min时，近井摩阻16.76 MPa，射孔孔眼摩阻为0，与理论计算结果相吻合。

2.4水平井裂缝间距优化

页岩气水平井分段压裂过程中，通过减小裂缝间距可以使得井筒周围储层压力下降速度加快，有利于气体的解吸附，提高开采速度。但裂缝间距过小会产生应力干扰，应力干扰从几十米到几百米不等，主要取决于水力裂缝的高度和长度。分析表明：离裂缝越近，应力干扰越严重，当裂缝的距离超过裂缝高度的1.5倍以上时，应力干扰基本可以忽略。

为了确保压裂段内各射孔簇之间裂缝相互作用形成网络，避免段与段之间缝间干扰，射孔数据应结合测试压裂及测井解释成果确定。

表1　孔数、排量、摩阻之间的关系

2.5水平井裂缝长度优化

裂缝长度是影响页岩气水平井产能的一个重要因素，模拟结果显示(图2)，裂缝越长产量越高，随着裂缝的增长，增产幅度逐渐变小，但施工难度和投资都随之增加，对于特定的地层存在一个最佳值。

图2　裂缝长度对增产效果的影响

3　水平井压裂工艺技术

为了获取更好的页岩气产能，延长油田在直井压裂工艺基础上开展了水平井分段压裂工艺研究。根据陆相页岩水平井地质条件，主要进行了分段压裂工具优选、压裂裂缝参数(段数、段长、加砂规模及射孔簇等)优化、施工参数(排量、砂比及泵注程序等)优化及配套工艺技术，采用先进的水平井分簇射孔+多级可钻式桥塞分段压裂技术。该工艺利用压裂泵车泵送电缆下入水力桥塞+射孔枪的方式，一次完成桥塞封隔前一级压裂段，对下级层段射孔作业，完成下级压裂准备。通过循环该过程，实现多级压裂的目的。第一级使用连续油管/油管、爬行器带电缆等方式进行射孔，实现第一级与储层连通。在进行第一级压裂以后，通过水力泵入(或者爬行器或连续油管)，将一个由复合桥塞、射孔枪和点火器的井下工具串送到设计位置，并通过第一次电子点火将复合桥塞座封。将射孔枪脱手并上移到下一级射孔位置进行第二次点火射孔，然后将电缆提出井筒，进行下一级的压裂施工。通过不断重复这个过程可以实现无限级的分级压裂改造。每级通常包括2～5个射孔簇，以增加施工效率和降低施工总体费用。在完成所有分级压裂施工后，下入连续油管将井下的桥塞全部磨除，恢复整个井筒并进行生产。

页岩气水平井压裂规模大，进入储层的压裂液对储层潜在伤害大。为了提高压裂液返排速度，延长油田还首次将CO2混合压裂工艺应用于页岩气水平井分段压裂施工中。CO2混合压裂技术可以提高压裂液的返排速度和返排率，减少压裂液滞留和水锁伤害，提高改造效果。目前，此项技术所需的配套设备、施工工艺业已具备，已在陆相页岩气井开展相应的试验推广工作。另外，结合了延长陆相页岩气储层特征参数，如压力系数等，优化计算出了CO2的最佳注入量，达到既降低成本、又提高压裂液返排率的目的。

4　现场试验(以YYP-1井为例)

2011年-2014年，延长油田先后进行了4口陆相页岩气水平井大型压裂施工。第1段均采用油管输送射孔，从第2段开始全部采用泵送可钻式桥塞分层+电缆射孔枪联作技术逐段进行射孔、压裂和分层作业。其中YYP-1井为国内首口采用CO2+滑溜水混合压裂工艺技术施工的页岩气水平井，该井进行了10段大型压裂，施工排量12 m3/min，施工压力33.1～68.9 MPa，总施工液量20 447.5 m3，液态CO2712.8 m3，累计砂量600 m3。YYP-1井具体参数见表2。

由于延长油田陆相页岩气地层压力系数低，地层能量不足，压裂液体返排速度较慢。经过半年时间的排液，YYP-1井产气稳定在工业气流范围，实现了陆相页岩气水平井产量的突破，达到了陆相页岩储层压裂改造的设计预期。

5　结论与建议

(1)经过近年不断研究和现场试验优化，延长油田在陆相页岩气水平井储层改造工艺技术方面取得突破，逐步形成了一套适合鄂尔多斯盆地陆相页岩气水平井压裂工艺技术体系。

(2)多井次水平井压裂现场试验证明，滑溜水、线性胶压裂液体系结合水平井分簇射孔+多级可钻式桥塞分段压裂工艺对延长油田陆相页岩气储层压裂改造是适用的；YYP-1井现场试验取得了成功并取得了较好产量的工业气流。建议下阶段继续开展页岩气水平井CO2压裂工艺技术研究及现场试验。

表2　YYP-1井压裂施工参数汇总

(3)延长油田陆相页岩气水平井压裂工艺技术相对成熟，但是水平井储层改造裂缝起裂、延伸等增产机理方面的研究相对滞后，一定程度影响储层改造效果。建议下一步开展陆相页岩压裂裂缝开启及延伸机理研究，为页岩气水平井压裂设计参数优化提供理论依据。

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编辑：李金华

1673-8217(2016)05-0120-04

2016-02-25

郭庆，工程师，1982年生，2009年毕业于西安石油大学油气田开发工程专业，现从事储层压裂改造方面的研究工作。

陕西省科技统筹创新工程“陆相页岩气资源地质研究与勘探开发关键技术攻关”(2012KTZB03-03)。

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