一种改良压裂泵注工艺在焦石坝西部裂缝发育区的应用

张驰

(中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408014)

涪陵页岩气田西部靠近断层，天然裂缝发育，采用现有的压裂泵注工艺[1]施工难度加大，主要表现为压裂液滤失导致压力突升，砂比、排量提升困难，最终改造程度受限。针对涪陵页岩气田焦石坝区块裂缝发育区压裂改造效果不佳的问题，在原有压裂泵注工艺的基础上，对泵注各阶段均进行了相应的改进优化，形成了一套具有针对性的页岩气压裂泵注工艺，该工艺通过提高液体黏度、延长主缝、扩展缝宽，降低液体滤失，增大了最终改造SRV(stimulated reservoir volume，有效改造体积)，在焦石坝西部裂缝发育区A平台开展应用，取得了较好的效果。

1 压裂施工难点分析

涪陵页岩气田西部裂缝发育区较主体区裂缝发育程度差异较大，越靠近西部断层，微裂缝发育程度越高(见表1)。采用原有压裂泵注工艺进行压裂施工出现改造程度有限、试气效果不好的问题，通过总结分析发现，以下几点是造成这些问题的主要因素。

表1 不同区块FMI测井解释裂缝对比表

1.1 压裂液滤失

天然裂缝发育造成液体大量滤失，相同压裂规模条件下，滤失越多有效造缝液量就越少，最终形成的SRV也会越小。同时，滤失会导致携砂、顶替液量减少，造成缝内砂比增高，施工压力突升，降低加砂强度，严重时甚至导致砂堵[2]，严重影响现场施工安全。

1.2 改造SRV有限

前置阶段的改造效果决定了后期加砂改造的强度。前置滑溜水不利于扩展裂缝缝宽，后期很难提高砂比[3]；同时，滑溜水黏度较低容易在早期就构建出较为复杂的裂缝，后期大量的液体分流到复杂裂缝中，单条裂缝延伸受限[4]，后期施工改造往往出现加砂困难的问题。

1.3 后期裂缝复杂程度有限

不同于常规油井压裂，页岩气压裂施工改造在保证SRV的基础上，还力求在页岩地层中改造形成复杂的裂缝缝网[5～7]，以沟通更多的页岩储层。在裂缝发育区的压裂泵注过程中，稳定排量段塞式加入中砂，裂缝极有可能沿着最大主应力方向继续向远处延伸，裂缝复杂程度有限，未能沟通附近含气区域，影响最终的试气效果。

2 压裂泵注工艺优化思路

结合裂缝发育区压裂施工改造所面临的问题，泵注程序优化的总体思路是在原有泵注工艺的基础上，通过对液体性能调整、泵注程序改变等具体措施，使在压裂过程早期形成具备一定缝宽的主缝，后期在主缝的基础上形成较多分支裂缝或者转向，最终形成复杂的裂缝缝网，改善压裂效果[8，9]。主要的优化思路有以下4个方面。

2.1 前期扩展缝宽

缝宽过小不利于后期高砂比支撑剂的加入，因此，需要在压裂改造中保证一定的缝宽。从PKN模型可以看出影响裂缝缝宽的各项压裂参数[10]，模型表达式为：

(1)

式中：Q为注入排量，m3/min；L为人工裂缝缝长，m；E为弹性模量，MPa；w为裂缝缝宽，m；n为压裂液流动系数，1；μ为液体黏度，mPa·s。

从式(1)可以看出，排量、弹性模量一定的条件下，提高液体黏度、延长人工裂缝缝长可有效增大裂缝缝宽[11]。采用前置胶液不仅增大了前置液黏度，同时也易于裂缝的扩展[12]。

2.2 前期形成较长主缝

前期形成较长主缝有利于得到较大的SRV，而排量是影响裂缝缝长的重要因素。有实验表明：在排量不高、缝内净压力有限时，形成的裂缝短且复杂；而在排量较大、缝内净压力较大时，会将页岩劈成为大块，形成几条较长主缝[13]。前期裂缝复杂不利于缝长延伸，需要高净压力保证单条裂缝的延伸效果，再在单条主缝的基础上将裂缝复杂化。

但在施工排量过高时，裂缝会更多地向裂缝缝高方向延伸，裂缝缝长延伸同样得不到保证，因此，在快速提高排量的同时，需要对施工排量进行控制，防止裂缝向缝高方向延伸。

2.3 降低裂缝滤失

页岩储层中微小天然裂缝导致的液体滤失极大地影响裂缝发育区压裂改造效果[14，15]，压裂液的滤失系数一定程度反映压裂液的滤失程度。受压裂液黏度控制的滤失系数表达式为：

(2)

式中：c为滤失系数，m/s1/2；K为地层有效渗透率，D；Δp为缝中净压差，MPa；φ为地层孔隙度，1；μa为压裂液视黏度，mPa·s。

通过式(2)可以看出，压裂液视黏度增高将有助于降低压裂过程中的滤失[16]。通过提高减阻剂浓度，使基液黏度提高，一方面可有效降低裂缝滤失，另一方面保证了液体携砂的强度。

2.4 提高裂缝复杂程度

压裂改造后期，排量稳定，裂缝极有可能沿最大主应力方向延伸，随着液体、支撑剂的泵入，整体SRV增大，但裂缝的复杂程度有限。粉砂的加入还可实现压裂暂堵转向[17]：封堵原有裂缝，迫使裂缝向未压裂改造的区域延伸，促进裂缝复杂化，改善压裂改造效果。

3 压裂泵注工艺调整

图1 不同压裂施工排量下对应的有效改造面积对比图

图2 不同胶液黏度缝长模拟结果

图3 不同胶液黏度缝宽模拟结果

涪陵气田原有泵注工艺是采用前置酸降低破裂压力，压力下降后转滑溜水并阶梯提升排量，随后全程使用滑溜水携带支撑剂，支撑剂先使用粉砂降低摩阻，中后期转中砂支撑裂缝。根据优化思路对裂缝发育区的压裂泵注工艺进行调整，主要体现在以下几个方面。

图4 不同滑溜水黏度降滤效果对比图

3.1 快速提高目的排量，增强前期裂缝的破裂效果

利用软件模拟该A平台不同排量下的压裂改造效果，结果见图1。模拟结果显示：当排量小于14m3/min时，压裂改造有效面积(SRA)随排量的增大而增大，但当排量超过16m3/min时，SRA增长明显变缓，裂缝更多的向缝高方向延伸，缝高过大，不利于支撑剂的铺置，压裂改造效果受限。因此，根据模拟结果，设计现场施工排量为14m3/min，并且快速提高施工排量。

3.2 前期酸降后转线性胶液体体系降滤促缝

前期酸降后转线性胶液体体系(体系包含低分子稠化剂、流变助剂、复合增效剂、黏度调节剂、消泡剂)降滤促缝，模拟了14m3/min排量、总液量2000m3条件下，30、40、50、60、70mPa·s胶液黏度下的裂缝延伸状态，结果见图2和图3。模拟结果表明，胶液黏度越大，裂缝半长越长、缝宽越大，但当黏度超过50 mPa·s时，摩阻增加速率明显加快，设计现场使用50mPa·s的前置胶液。

3.3 提高滑溜水黏度，降低滤失

计算不同黏度条件下储层的滤失系数，滤失系数越高表明滤失程度越大。计算结果表明：提高滑溜水黏度虽可提高降滤效果，但随着黏度的提高，地层滤失系数降低速率呈现减缓的趋势(见图4)，考虑到黏度过高可能导致施工摩阻增加，因此，设计使用黏度为11mPa·s的滑溜水进行施工。因此，设计使用黏度为11mPa·s的滑溜水进行施工。

3.4 中途加入粉砂段塞，降低滤失、暂堵促缝

后期砂比提高，但随着压裂液的滤失，缝内净压力不足，裂缝延伸受限；最终导致压力突涨。加入粉砂段塞封堵微小裂缝，保证缝内净压力，促进裂缝延伸。由于地下滤失情况不明，难以确定具体实施粉砂暂堵的时间。因此，在现场施工过程中，一般在压力出现异常上升时采用与前段中砂段塞砂比相同的粉砂段塞，在保证铺砂均匀连续的基础上，提高造缝效果。

4 现场应用效果

涪陵页岩气田焦石坝区块西部裂缝发育区应用优化后的压裂泵注工艺进行现场施工A平台2井次，结合现场实时微地震监测结果及压后生产数据，对比分析优化前后2种工艺的施工效果，对比发现采用优化后的泵注工艺取得的改造效果更好。

以焦页A平台1井第20段与第22段为例，焦页A平台位于焦石坝区块西部裂缝发育区，两段同穿行于龙马溪组4小层，第20段采用优化前的泵注工艺，第22段采用优化后的泵注工艺。焦页A平台1井第20段与第22段泵注工艺对比见表2。

表2 焦页A平台1井第20段与第22段泵注工艺对比表

优化后的施工工艺明显降低了现场施工难度：在第20段的压裂过程中，前置低黏滑溜水且提升排量采用2～6～12m3/min的方式阶梯提排量，加入中砂后由于缝宽不足对高砂比敏感，施工压力突然从63MPa升高至77MPa，施工被迫降低排量至10m3/min，最高砂比仅为9%，加砂量仅有44.08m3。而在第22段压裂过程中，加入了111m3的前置胶液并快速提排量至14m3/min，采用黏度更高的滑溜水携砂，现场施工显示裂缝延伸较好，压力稳定在60MPa左右，砂比提升至13%，加砂量也提高至60.86m3。

同时，井下微地震监测结果也可以反映出泵注工艺的施工效果。通过微地震监测可以发现：采用前置滑溜水阶梯提排量的第20段在前置阶段仅在井筒周边监测到9个事件点响应，表现为破裂不充分，该段微地震解释SRV为438625m3。而采用优化工艺施工的第22段在前置液阶段监测到217个微地震事件点，且事件点响应逐渐出现在远离炮眼的区域，表现破裂更充分，且改造形成的裂缝缝长更长、不断向远端延伸(见图5)，该段微地震解释SRV达到542376m3，明显好于未优化工艺的第20段。

图5 第20段与第22段前置阶段微地震监测图

两段施工中，微地震监测结果显示中途转向效果显著。以第15段压裂为例，在第15段压裂施工过程中，随着中途加入的粉砂段塞进入地层，出现了大量的微地震事件点响应，且监测到的微地震事件点的方位发生了明显的改变，在原先未出现事件点响应的区域出现了大量的微地震事件点(见图6)，中途粉砂段塞的加入使人工裂缝的延伸发生转向，向新的区域延伸，扩大了改造范围。

图6 第15段中途转向微地震监测结果图

通过压裂曲线以及微地震监测结果可以看出，优化后的压裂泵送工艺达到了设计的要求，使形成的人工裂缝更加复杂；A平台两口井与B平台1、2两井地质条件相似，气测显示相当(见表3)，将使用优化方案的A平台与相邻平台对比可以发现，采用优化后工艺的平台气井获得的试气产量更高(见表4)，新工艺取得了较好的应用效果。

表3 A平台与相邻平台地质条件对比表

5 结论

表4 A平台1井与邻平台气井产量对比表

1)涪陵页岩气田焦石坝西部裂缝发育区压裂施工过程中，原有泵注工艺压裂液滤失、前置改造不充分以及后期裂缝复杂程度有限是影响压裂改造的主要因素。

2)现场压裂施工曲线以及微地震实时监测结果都表明，优化后的压裂泵注工艺相比于气田原有压裂泵注工艺，前置阶段裂缝缝长、缝宽均明显增加；在前期裂缝延伸较好的条件下通过中期强制裂缝转向使裂缝复杂化，提高了页岩储层的有效改造体积。

3)对比未采用优化后压裂泵注工艺的相邻平台，焦页A平台采用优化压裂泵注工艺单井的试气产量明显更高，工艺提升压裂改造效果明显。

4)优化后的压裂泵注工艺在改善压裂效果的同时，仍然具有原有压裂泵送工艺的优点，可适用于深层页岩裂缝发育区块的压裂施工改造，在涪陵页岩气田后期的开发中具有较好的应用前景。

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