页岩气水平井大型体积压裂套损预测和控制方法

2019-05-13李凡华杜卫强孙清华

天然气工业 2019年4期

李凡华董凯付盼乔磊杜卫强孙清华

1. 中国石油集团工程技术研究院有限公司 2. 中国石油长城钻探工程公司 3. 中国石油大学（北京）

0 引言

目前通常采用大规模水平井体积压裂[1-2]作为页岩气开发的主体技术，但是由于设计的水平井压裂方案需要使用的压裂液高达40 000 m3、压裂加砂2 000 m3，施工现场出现了套管变形[3-7]（以下简称套变）的问题，在威远示范区套管损坏（以下简称套损）率高达50%（套损率按照套损井数占总压裂井数的百分数计算），套变后需要各种技术手段、工程措施检测套变程度，分析评估套变的损害，优化后续的压裂设计和施工工艺，极大地影响了现场施工效率和开发项目的经济效益。

2015年田中兰等[8]建立了多因素耦合套损评价模型，对影响套损的各种因素进行了分析。于浩等[9]认为套变是压裂过程中地层岩石性能降低、改造区域不对称、施工压力大以及地应力场重新分布等共同作用的综合结果。虽然页岩气水平井压裂的套变问题从2014年起就引起各方专家的重视和研究，从工程角度分析了原因并提出了一些对策，但现场施工时套变依然时有发生。因此需要从与以往不同的角度分析套变发生的原因并找到解决问题的办法。

1 套变特征和套变原因分析

威远页岩气示范区的A公司有57口压裂水平井，套变28口，占49%。其中威远202区块19口压裂水平井，套变16口，套变率84.2%；威远204区块38口压裂水平井，套变12口，套变率31.6%。B公司在威远页岩气示范区也有50余口压裂水平井，套变率与A公司分别在两个区块的数据接近。

通过分析100余口压裂水平井的基础资料，包括套变井套变的井筒位置、地层情况、套变形状、套变处固井质量、套变处套管参数、压裂参数、套变与时间的关系、套变与井间干扰的关系等，发现套变主要与压裂液用量和加砂量有明显的相关关系。套变多数是在压裂过程中发生的，肯定与压裂密切相关。一个有意思的结果是套变点的固井质量绝大多数是优良，这是压裂施工前的检测结果，显然在压裂过程中套变处的固井水泥环是渐渐损坏的。另外分析压裂过程中的微地震监测资料，发现利用蚂蚁体裂缝预测技术预测的“天然裂缝带”在压裂过程中多有开启，但发生套变的位置位于天然裂缝发育带的不多，说明天然裂缝带滑移不是造成套变的主要原因。

A公司和B公司在威远202区块和204区块的水平井压裂采用的工艺技术指标比较接近，但在这两个区块的套变率差别却都很大。因此认为两个区块的页岩气储层的不同应该是影响套变的主要因素。

威远区块的页岩气储层主要为志留系龙马溪组和奥陶系五峰组。前者为一套深水陆棚相碎屑岩，上部主要为绿灰色泥岩、页岩夹泥质粉砂岩，下部为灰色、深灰色、灰黑色、黑色的页岩。由于受乐山—龙女寺古隆起的影响，厚度分布不均，一般介于0～600 m，往威远的东南方向变厚；该组主力页岩气储层位于底部的50～100 m，最好的甜点位于最底部的龙一11层。后者厚度介于0.5～15.0 m，顶部为全区广泛分布的坚硬的生物灰岩，中、下部主要为泥岩、云质页岩、泥灰岩。图1是威远202区块和204区块的页岩储层岩心照片，两个区块储层的差别十分明显。202区块页岩气储层龙一11下部层理缝极为发育，是一段岩性特殊的层理缝较为发育的粉砂质页岩储层，龙一11层上部层理缝相对不发育；204区块页岩储层龙一11层下部、上部层理缝都较为发育，相对而言，下部比上部层理缝更为发育。

图1 威远区块岩心照片

威远202区块某水平井测算的纵向上的储层的破裂压力在五峰组顶部最高为85.4 MPa，龙一11层下部的甜点区页岩最低为55.5 MPa，相差30 MPa。在水平井大规模体积压裂过程中，网络裂缝最先开启的是龙一1

1层下部的甜点区，大规模体积压裂后将会形成以甜点区为主体的立体缝网。威远202区块的水平井压裂的微地震资料显示，在压裂段的水平井轨迹位于甜点区之上时，压裂的起裂“事件点”主要位于轨迹之下的甜点区中，如图2所示。

通过分析页岩气地质、储层的特征，结合工程技术的施工特点，认为威远202区块套损率特高的主要原因在于该区块页岩储层的特殊性。虽然威远202区块的水平井的水平段设计轨道位于龙一11层，目前来看真实完钻的水平井轨迹落在龙一11层下部的甜点区中的长度比例并不高。

图2 威远202区块某水平井微地震监测图

图3 威远202区块某水平井钻井轨迹图

在钻井过程中还有部分井段钻入龙一11层下边的五峰组顶部的坚硬的生物灰岩，如图3、4所示。图3中白色圆圈为两个套损点位置，位于甜点区中，白色圆圈之间的水平井轨迹位于五峰组顶部的生物灰岩中。一旦水平段钻遇五峰组，在压裂过程中，位于五峰组中的水平井段相对不动，位于容易破碎的甜点页岩储层中的水平井段由于压裂导致的井筒周围页岩破碎、固井水泥环破坏等，反复错动，特别是靠近五峰组井段的两侧就是层理缝最发育的粉砂质页岩层段甜点，固井保护最先失效，最终导致套损。A公司威远202区块16口套损的页岩气水平井，套损点位于甜点区的有14口，另两口井的套损点可能落在裂缝带。A公司202区块有7口井钻进五峰组，全部套损，还有7口井的套损点位于A靶点附近。

图4是B公司的测井曲线和套损点位置图，彩色圆点处为套损位置，绿色圈内GR值较低的曲线段为五峰组井段，套损点位置在测井曲线上的特征十分明显。

A公司在威远204区块的压裂水平井发生套损12口，其中9口井的套损点落在甜点区中，4口套损井的9个套损井点在A靶点附近，威远204区块的套损主要发生在A靶点附近。B公司的威远204区块的套损规律和A公司类似。为什么威远202区块和204区块的套损率差别如此之大？①主要因为两个区块的页岩气储层甜点不同。由于202区块的水平井压裂形成的立体缝网主要分布在龙一11层下部的甜点区中，这样压裂时大量的压裂液和压裂砂分布于龙一1

图4 威远202区块套损点测井曲线图

1层下部的甜点区中，因此套损点也位于甜点区中。②A公司威远202区块和204区块套损点的位置分布规律也不同，204区块20个套损井点14个位于A靶点附近，占70%；202区块33个套损井点11个位于A靶点附近，占33%。202区块和204区块的主要区别是202区块的水平井很多钻入甜点之下坚硬的较厚的五峰组生物灰岩，增大了202区块页岩气水平井的套损率，204区块甜点之下的五峰组生物灰岩相比202区块变得很薄，对套损的影响很小；威远204区块龙一11层下部的主力甜点之上的页岩储层，层理缝相比威远202区块更为发育，204区块压裂时形成的立体缝的分布范围广的多，因此威远204区块的套损率整体上比威远202区块的低了约50个百分点，这些说明了储层特点是影响威远区块套损发生的主要因素。③由于威远区块的大范围的地应力机制也不同于其他已开发的页岩气区块，该区块的垂向主应力介于横向最大主应力和最小主应力之间，容易形成横向缝，考虑到威远页岩气区块的横向层理缝发育也非常丰富，页岩气水平井压裂时会形成以甜点为主体的横向缝为主的立体缝网。这是其套损率高的主要原因。

2 主要套损预测方法

综上可以看出页岩气压裂水平井的套损有3个显著的特点：①井轨迹钻遇较硬的五峰组易套损；②绝大多数套损点位于甜点区中；③很大一部分套损点位于A靶点附近的甜点区中。其实在水平井完钻之后，利用测井曲线就可以预测容易发生套损的位置，进而采取相应的措施进一步规避套损发生。

2.1 水平段钻遇五峰组

从完钻后的测井曲线上看，如果水平井部分井段钻遇五峰组，套损发生概率大增，套损是否发生还要看剩余水平井段轨迹的位置，如果大部分井段落在甜点区中，压裂时进入储层的压裂液能量可以被储层吸收，就不会套损，如图5中A公司位于威远204区块的某水平井，在A靶点附近钻入五峰组，但其后的水平井段基本上都落在龙一11层的甜点区中，压裂后没有套损；如果其余大部分井段落在较硬的非甜点区，也可能不会套损。

2.2 水平段小部分钻遇甜点区

如果水平井段只有小部分落在甜点区，大部分储层较差，则容易在甜点位置发生套损，如图6所示，威远204区块某水平水平井在A靶点附近测井数据资料显示储层硅质含量最高，压裂后在A靶点附近能谱铀值高的200 m长的段内有6处发生套损。

2.3 水平段A靶点

套损井中套损点位于A靶点附近的甜点中的井的比例较高，预测是否容易发生套损时，主要需要考虑压裂时大量的入井液的能量是否有足够的储层吸收，大部分井轨迹如果落在甜点区，则不易发生套损，否则压裂时在A靶点附近易套损。

2.4 水平段钻遇天然裂缝带

由于页岩气储层中天然裂缝比较发育，很多水平井钻遇天然裂缝带。虽然压裂时天然裂缝开启，裂缝滑移引起的套损井的数量不多，因而在明确知道水平井钻遇天然裂缝带时，也要充分重视。

3 套损控制方法

3.1 精细地质研究，准确刻画甜点，建立准确的三维地质模型

在页岩气开发区块内开展精细地质研究，准确判断甜点的储层地质特征，准确刻画出甜点的位置和范围，为钻井时水平井轨迹完全落在甜点中奠定基础，这样会大大减少套损的发生。如果能够在钻井前建立准确的三维地质模型，对后续的水平井轨道设计、压裂设计、钻井施工意义更大。

3.2 优化水平井轨道设计，保护A靶点易套损区

在准确了解甜点的位置和范围后，把水平段轨迹设计在甜点中，同时从管柱力学的角度优化设计造斜段，施工时降低狗腿度，预防先期损坏，从而降低A靶点附近的这个风险点处套损发生的概率。

3.3 提高水平段钻井导向精度的水平

只要水平段全部位于甜点中，套损就很少发生，所以水平段钻进时的导向技术至关重要，如果地质上甜点位置刻画的精度足够高，配合旋转导向技术的实施，降低套损率的效果会更理想。

3.4 水平段钻遇五峰组

水平段钻遇五峰组，则视不同情况采取不同的控制套损的方法。如果大部分井段落在相对坚硬的页岩中，不会套损；如果大部分井段落在甜点中，也不会套损；如果大部分井段的储层物性不太好，则在五峰组周边分段压裂时适当降低压裂规模。

图5 威远204区块某水平井综合曲线图

图6 威远204区块某水平井曲线图

3.5 优化水平井井距，减少井间干扰

从压裂现场的微地震监测资料来看，部分压裂缝相互连通，井间干扰现象时常发生，如图7所示，应该增加水平井井距。如果甜点区薄，压裂缝较长，应该适当增大水平井间距；如果甜点区厚，压裂缝短，可以适当减小水平井间距。

3.6 降低威远202区块的压裂规模

通过分析B公司威远区块的44口页岩气水平井的生产资料，发现202区块和204区块的压裂水平井的产量高低和水平井的轨迹在纵向上的位置密切相关，如果水平井的轨迹落在龙一11层下部的甜点区中，产量最高，轨迹越往上产量越低，图8给出了3口位置不同的水平井轨迹与生产曲线图。图8-a中绿色部分代表龙一11层，图8-b给出了相应3口井的生产曲线，很明显越靠近龙一11层下部的甜点产量越高。

图7 微地震监测图

图8 威远202区块3口水平井钻井轨迹与生产曲线图

总之，B公司44口页岩气水平井的产量高低主要与水平井的轨迹位置关系比较密切，轨迹越好产量越高，产量高低和压裂段数、压裂规模关系不大，当然所有水平井都实施了一定规模的分段压裂。所有生产井均具有页岩气水平井“初期产量高、递减快”的规律。因此在威远202区块可以适当降低压裂规模、增大井距节约成本，减少套损发生，对产量影响也不大。