二次压裂提高川南深层页岩气缝网复杂性

2019-08-21林永茂

中小企业管理与科技 2019年20期

林永茂

（中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳618000）

1 引言

川南深层页岩气资源量达到9.5 万亿方[1-3]，是我国页岩气勘探开发的重要阵地。水平井分段压裂是页岩气开发的主要手段，由于深层页岩气埋藏深、地应力高、水平主应力差异大、天然裂缝不发育，导致压裂形成的裂缝复杂程度低，导致压后产量不理想。因此，本文提出通过应用二次压裂工艺技术，提高深层页岩气缝网复杂性，即在一次压裂后主动停泵较长时间，再起泵进行第二次压裂，第二次压裂迫使裂缝转向或开启更多的微裂缝，从而提高页岩气缝网的复杂程度,改善压后效果。

2 川南深层页岩气的概况及改造难点

2.1 川南深层页岩气的地质特征

川南深层页岩气主要位于四川威荣—永川区块，其龙马溪深层页岩纵向上发育9 套页岩气储层，优质页岩储层为①至⑤号小层，厚度27.5～49.5m，储层孔隙度3.1%～5.8%、TOC为2.2%～5.5%、含气量为3.3～6.4t/m3、地压系数为1.38～1.96。与浅层和国外页岩气相比，川南深层页岩气脆性指数更低、地应力更高、水平地应力差更大、天然裂缝欠发育，且以层理缝为主。

表1 深层页岩气储层基本特征

2.2 深层页岩压裂改造的难点

川南深层页岩气压裂改造主要面临以下两个难点：

①地应力高、地应力差值大，天然裂缝欠发育，压裂形成缝网复杂程度低。川南深层页岩气地应力为84～101MPa，水平地应力差为7～17.3MPa，压裂改造打碎储层难度较大，且天然裂缝欠发育，以层理缝为主，水力裂缝沟通天然裂缝的概率低，导致压裂形成的缝网复杂程度低。

②施工压力高，提高净压力手段缺乏。川南深层页岩气施工压力为70～95MPa，停泵压力为56～74MPa，在施工限压95MPa 的条件下压力，压力窗口窄（＜10MPa），将排量由8m3/min 提高至15m3/min、使用胶液作为压裂液，净压力仅提高了2.14MPa（如图1 所示），提高净压力工艺优化空间不足、措施手段有限。

图1 排量及液体类型对净压力的影响

3 二次压裂工艺技术

图2 第一次压裂后水平应力差异系数分布

二次压裂是指在常规压裂后主动停泵较长时间，再起泵进行第二次压裂的改造工艺技术。人工裂缝的扩展总是延耗能最小的方向扩展，主要受到地应力、天然裂缝分布、储层岩性、各向异性等因素的影响。二次压裂工艺技术就是在第一次常规压裂改变地层应力分布、降低水平主应力差值（如图2 所示）的基础上，再起泵进行第二次压裂，从而迫使裂缝转向，开启更多的天然裂缝。与此同时，缝内支撑剂和液体在第二次压裂时重新开始流动，阻力较大，提高了缝内的净压力，也有利于提高缝网的复杂程度。

4 现场实施

目前，二次压裂技术在川南深层页岩气WY23-1HF 和YY1-3HF 两口井的15 段中进行了现场实施，通过微地震监测和G 函数对比，均表明二次压裂有效地提高了压裂缝网的复杂程度。

WY23-1HF 井水平段长为1500.54m，段数为23 段（实际施工为20 段），其中第17、18 段采用了二次压裂工艺。第18段第一次压裂加入液量为1423m3、砂量43.6m3，施工排量12～16.5m3/min，施工压力76～97MPa，停泵压力60.8MPa；停泵7h后，开始第二次压裂施工。第二次压裂加入液量为1031m3、砂量40.2m3，施工排量15～18m3/min，施工压力74.4～93.4MPa，停泵压力61.0MPa。

图3 为第18 段二次压裂的微地震监测结果，第一次压裂事件点54 个，主要分布在井筒左侧，第二次压裂事件点31个，主要分布在井筒右侧，表明通过二次压裂，使得储层的改造更加充分，且裂缝有一定的转向，提高了压裂缝网的复杂性。