页岩气水平井不同压裂模式改造效果分析

刘 吉

(中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院， 辽宁 盘锦 124000)

页岩气藏储层致密，孔渗条件差，一般通过大规模体积压裂工艺在页岩储层内建立有效的渗流通道，释放产能，从而最终实现高效开发[1]。目前，国内页岩气藏开发所采用的压裂工艺主要借鉴国外成功开发经验[2]，对于压裂工艺在国内的适应性研究较少。本次研究综合考虑了页岩气藏的地质与工程因素，在威远地区选择地质条件相近、压裂工艺不同的2口井，通过地质条件、施工参数、测试数据及生产数据等分析，模拟压后裂缝形态及压裂改造体积，以评价不同压裂工艺的改造效果，优选本地区页岩气藏适用工艺。

1 国外页岩气压裂工艺

水平井多级分段大规模水力压裂是页岩气成功开发的关键工艺[3-4]。通过数十年的实践，美国率先实现了页岩气商业开发，并形成了一整套适合页岩气藏开发的压裂工艺技术[5-6]。

1.1 水平井分段压裂技术

北美地区页岩气开发常用的水平井分段压裂技术，主要包括桥塞分段压裂、封隔器分段压裂、同步拉链式压裂重复压裂等。

桥塞分段压裂技术主要流程是，先进行电缆泵送“桥塞+射孔”联合作业，再投球封堵已压裂井段，最后实施新井段压裂，重复以上步骤直至压裂完成。与其他压裂方法相比，桥塞分段压裂技术可大幅提高作业效率。

封隔器分段压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器分段封隔，在水力压裂过程中逐级投球打开滑套。该技术的优势在于，封隔器与滑套的安全性及可靠性较高，可提高作业效率，但对完井井眼的质量要求也高。

同步拉链式压裂技术，是指对2口及以上相邻井同时进行交替拉链式压裂。在此过程中邻井之间产生应力干扰，有助于形成更加复杂的裂缝系统，从而增加改造体积[7]。

1.2 压裂液体系

压裂液体系主要包括冻胶、泡沫压裂液、滑溜水及复合压裂液等，其中滑溜水和复合压裂液应用最为广泛。

滑溜水，是在清水中加入一定量的减阻剂、杀菌剂、防膨剂等添加剂而形成的液体。滑溜水具有易于配置、降阻效果好、伤害率低、易返排等优点，能适应各类水质，满足工厂化作业大排量连续施工的要求。同时，滑溜水黏度较低，穿透能力较强，易于诱导结构弱面发生剪切滑移破坏[8]，从而形成较大裂缝缝网改造体积，增大储层泄流面积，提高最终采收率。

混合压裂液，是滑溜水与胶液体的组合。采用混合压裂液，可以低黏滑溜水造缝，以高黏胶液携砂，控制支撑剂沉降速率，从而形成具有高导流能力的压后裂缝。该技术主要应用于塑性较强的地层[9]。

与美国相比，我国页岩气藏资源量相当，但储层情况相对复杂，页岩层薄且埋藏较深，岩石结构及矿物成分差异甚大。因此，不能完全照搬美国页岩气开发的经验与技术，应该发展适应我国页岩储层地质特征的压裂技术。

2 水平井基本参数对比

威远地区构造上属于四川盆地川中隆起区的川西南低陡褶带，为大型穹窿背斜构造。研究区整体为一个北西至南东方向的单斜构造，开发目的层为志留系龙马溪组，地层以黑色海相笔石页岩为主。A井、B井为该区域内东北部的2口相临水平井，其基础资料如表1所示。从地质条件上看，A井、B井有机碳含量(TOC)、孔隙度、含气量、自然伽马值(GR)等参数基本接近。

A井、B井均采用桥塞分段的压裂作业方式，A井采用“低黏滑溜水+交联胶连续加砂”压裂工艺，B井采用“低黏滑溜水段塞式加砂”压裂工艺。压裂数据统计结果如表2所示。由于压裂模式不同，A井单井用液量和用液强度小于B井，加砂量和加砂强度大于B井。

表1 2口水平井基础资料

表2 A井、B井压裂数据统计表

2口井所采用的压裂液体系黏度如图1所示。A井、B井所用滑溜水性质基本一致，黏度为1～3 mPa·s，A井所用胶液黏度为18～22 mPa·s。

图1 A井、B井压裂液体系黏度

3 压裂改造效果分析

A井、B井均于2015年9月开始投产，压后排采情况如表3所示，日产气量与累计日产气量曲线如图2、图3所示。

A井、B井均在压裂结束并关井3 ～ 4 d后开井，单井测试日产气量相当，A井返排率明显高于B井。A井、B井首年日产气量、首年累计日产气量基本相当，后续生产中，B井优于A井。截至2017年底， B井累计日产气量比A井高出23.25%，二者差距十分明显。

根据各井每段压裂施工数据，通过软件模拟对施工压力进行拟合(见图4、图5)，得到裂缝形态及压裂改造体积(见表4)。模拟结果显示，与B井相比，A井的压裂半缝长、缝宽、缝高都较大，这可以解释其测试产气量及首年累计产气量较好的原因；但是A井压裂改造体积小于B井，表示其压裂后形成的裂缝没有B井复杂，这一点可以通过返排率反映出来。相对于交联胶压裂工艺，采用滑溜水压裂工艺更容易形成复杂的裂缝网络，改造体积更大[10-11]。尽管A井、B井测试产量相当，但是B井预测的最终可采储量为1.06×108m3，明显高于A井的0.66×108m3。

表3 A井、B井压后排采情况表

注：数据截至2017年底。

图2 A井、B井日产气量曲线

图3 A井、B井累计日产气量曲线

图5 B井某段压裂压力拟合图

井名平均半缝长∕m缝宽∕mm缝高∕m改造体积∕(104m3)A井1912.517.21.92B井1531.613.33.61

4 结 语

威远地区A井、B井为页岩气水平井，地质条件相近，压裂模式不同，分别采用“低黏滑溜水+交联胶连续加砂”工艺与“低黏滑溜水段塞式加砂”工艺。两井测试日产气量、首年累计日产气量相当；但采用“低黏滑溜冰+交联胶连续加砂”工艺的A井返排率较高，单井最终可采储量较低。采用“低黏滑溜水段塞式加砂”工艺的B井，压裂后改造体积较大，形成的裂缝形态更加复杂。分析表明，“低黏滑溜水段塞式加砂”压裂工艺效果更好，更适合威远地区页岩气藏开发的需要。