常压页岩气水平井段内投球转向压裂工艺应用分析

程轶妍

（中国石化华东油气分公司勘探开发研究院 南京 210000）

常压页岩气在国内分布范围广、储量大，具有巨大的资源潜力和广阔的开发前景，但目前尚未实现有效开发。面对常压页岩气地层压力低、能量不足、产量低等困难，套用高压页岩气水平井常规压裂工艺技术的效果并不理想。工程技术人员在不断探索中开展了常压页岩气水平井段内投球转向压裂试验，取得一定效果。

1 工艺改造效果评价

LY2HF井是部署在向斜构造翼部的一口常压页岩气井，水平段主要穿行层位志留系龙马溪组②、③小层，固井质量好，压裂段平均段长96m，主体施工压力50～60MPa，施工排量14～18m3/min。为了更好的对比分析工艺改造效果，该井分别选用两种方法进行施工。其中前两段采用广泛应用于高压页岩气水平井的常规压裂工艺，其余采用段内投球转向压裂工艺。同区块邻井LY1HF井整体采用常规压裂技术。

1.1 支撑剂用量

LY2HF井采用常规工艺的压裂段平均单段加砂量72m3，平均单段用液量2008.5m3，平均砂比7.75%，与邻井LY1HF井相当；采用段内投球工艺的压裂段平均单段加砂量135.1m3，平均单段用液量2316.8m3，平均砂比9.74%。LY1HF井平均单段加砂量70.1m3，平均单段用液量2008.2m3，平均砂比4%。在用液量相当的情况下，投球段加砂量远远高于常规压裂段，铺砂浓度高，裂缝导流能力强。

1.2 裂缝复杂性

对比LY2HF井投球压裂段与本井常规压裂段、LY1HF井常规压裂段的G函数曲线，发现投球压裂段裂缝复杂性高于常规压裂段。LY2HF井第二段为常规压裂段，G函数曲线快速上升后在高位又下降，多次大幅度上下波动，具有剪切网络缝特征；LY1HF井第十段为常规压裂段，G函数曲线逐步上升后在高位，发生微小波动，具有复杂裂缝特征；LY2HF井第八段为投球压裂段，G函数曲线波动大，逐渐爬升至高位，具有复杂缝特征，曲线波动明显。可见，对于常压页岩气水平井而言，段内投球转向压裂工艺有利于提高裂缝复杂程度、提高压裂改造完善程度。

2 影响投球封堵效果的主要因素

由于储层的非均质性，压裂段内地质条件存在差异，施工过程中各处裂缝不能均匀起裂。根据这一特性，段内投球转向压裂工艺利用暂堵球封堵先开或进液量大的孔眼，迫使压裂液进入未开或进液量小的孔眼，提高单段改造完善程度。LY2HF井现场试验中，采用段内投球转向工艺的压裂段封堵效果具有不确定性，针对这一现象，从以下四个方面展开研究。

2.1 球孔比与暂堵球粒径

LY2HF井压裂单段射孔孔数60，孔径10mm，其中第三段至第六段在施工过程中投入11.5mm小暂堵球24个、13.5mm大暂堵球6个，共30球；第七段至第九段投入13.5mm大暂堵球30个，第十段至第十六段投入13.5mm大暂堵球35个。

以投球后压力上升值表征封堵效果，以球孔比表示投球数量与射孔孔数的比值（图1）。当球孔比=0.5时，改变投球粒径，投球后压力上升情况没有发生明显变化；当球孔比>0.5，即开始投入35个暂堵球后，投球压力上升明显，封堵效果好。

图1 LY2HF井球孔比与投球压升图

由此可见，对于10mm射孔孔眼，11.5mm暂堵球与13.5mm暂堵球均可以满足封堵要求；球孔比对投球封堵效果影响明显。

2.2 压裂段长、射孔簇数与簇间距

LY2HF井投球压裂段单段段长65～167m，单段射孔簇数2～6，平均簇间距15m，段间距30m。分别将投球压升与压裂段长、射孔簇数、射孔簇间距进行对比，未见明显相关性。

2.3 储层物性、矿物组分、岩石力学性质

分别将投球比＝0.5、投球比＞0.5压裂段的投球压升与储层物性参数、矿物组分、岩石力学等参数进行曲线拟合，未见明显相关性。

2.4 段内应力差

受构造、沉积、岩性、矿物、埋深等因素影响，不同储层之间及同一储层内部地应力分布不均。沿井筒的应力可以控制裂缝起裂和裂缝发育，是影响压裂施工的核心因素。地应力的大小决定裂缝能否开启，地应力的方向决定裂缝的扩展方向，地层应力差是控制裂缝缝高的主要因素，低水平应力与应力各向异性是开启复杂裂缝的重要条件。对于页岩气水平井而言，原地应力是影响施工破裂压力、施工压力、裂缝延伸压力的主要因素，段内不同位置的应力差异将直接关系到裂缝的起裂顺序，以及扩展程度。

LY2HF井测井解释最小水平主应力②小层＞③小层（图2）。其中，第六段穿行层位③小层，第七段穿越②③小层，第八、第九段穿行层位②小层。在该井球孔比=0.5的各压裂段中，第七段投球后压力上升明显高于其余段，封堵效果好。

图2 LY2HF井测井解释应力剖面图

3 异常情况分析

LY2HF井投球压裂段球孔比>0.5时，后续施工出现异常。

3.1 异常情况描述

3.1.1 射孔压降异常

射孔压降受控于地层能量与储层物性、近井地带污染程度。LY2HF井井施工改造初期，原始地层条件下，首簇射孔压降大，次簇、三簇逐渐降低。随着段内投球施工的进行，首簇射孔压降降低，次簇射孔压降升高。当球孔比>0.5时，射孔压降规律发生明显变化，首簇射孔压降不明显。第十四段整体射孔压降低，第十六段恢复正常。

3.1.2 施工情况异常

LY2HF井第十三段至第十五段穿行③小层底部，地质条件相当，施工工艺相同，施工情况迥异。第十三段破裂压力57MPa，整体施工压力50～56MPa，施工顺利。第十四段射孔压降低，酸降不明显，初期破裂压力71MPa，为所有段最高，投球前施工压力高，较第十三段高15MPa左右，砂比敏感，加砂困难；投球后粉陶打磨无效，施工压力仍维持高位，砂堵。 第十五段与第十四段整体施工情况相似，投球后施工压力高，加砂困难，后期出现砂堵迹象。第十六段整体施工压力低，施工正常。第十四段与第十五段中砂、粗砂用量低，单段加砂总量低。

3.2 异常原因分析

LY2HF井投球压裂施工中，前段投球压升与随后一段首簇射孔压降具有负相关特征，球孔比>0.5时，相关性尤为明显。一段施工对后续压裂造成影响，即产生段间应力干扰，该段改造程度过高。该井第十四段、第十五段连续两段施工异常、改造规模小，应力干扰作用减小，逐渐恢复正常。

4 结论

（1）轨迹控制：尽可能穿行高应力层位，或在不影响施工的情况下，顺应地层倾角变化，多次穿行高应力层位；

（2）应力剖面：根据测井等资料作出地应力剖面，为压裂设计优化提供依据；

（3）压裂设计：储层地质条件均匀的井段可采用常规压裂工艺，应力差异大的井段选用段内投球转向压裂工艺，控制球孔比，优化段间距、簇间距，避免段间应力干扰。