焦页10HF井压裂技术研究及现场应用分析

裴颖杰 夏苏疆 马思卉

摘要：由于页岩气储层低孔隙度、低渗透率等特征，给页岩气规模开发带来巨大困难和挑战，而水平井分段压裂技术特别是可钻式桥塞分段压裂技术因具有大排量、封隔可靠性高、压裂层位精确、分层压裂的段数不受限制、钻磨桥塞快，对地层污染小等优点，目前已成为国内页岩气压裂的主流技术。本文通过对焦页10HF井储层的矿物成分特征、岩石力学参数、地应力特征及裂缝发育特征等方面进行分析，采用可钻式桥塞分段压裂技术及分簇射孔技术，并对压裂液体系进行优化选择，经现场实施后效果十分明显，稳定日产气量达到16万方/天。

关键词：页岩气 分段压裂 可钻式桥塞 分簇射孔

1、储层特征

1.1矿物成分特征

不同页岩储层的特征各不相同，在页岩储层中，硅质矿物、黏土矿物、碳酸盐岩矿物含量的不同，影响储层脆性指数的高低。如Barnett页岩和Woodford页岩中硅质矿物含量高，脆性指数较高（均大于40%），而Haynesville页岩黏土矿物含量高，脆性指数较低，仅为31%，如图1所示。对于脆性地层，石英和碳酸盐岩含量较高，储层的脆性指数较大，压裂时容易实现脆性断裂形成网状裂缝，从而容易实现体积改造。而塑性地层，因黏土矿物含量高，塑性特征较强，压裂改造难度大，易形成双翼裂缝，一般情况下改造效果不理想。

焦页10HF井五峰组-龙马溪组页岩段岩芯全岩X射线衍射实验分析结果显示，石英含量为48%，碳酸盐岩矿物含量6.3%，黏土矿物含量35%。测井解释显示，五峰组-龙马溪组页岩段石英含量51.8%，脆性指数达到71.6%。说明该井储层脆性特征较强，具备良好的改造条件，容易形成网状裂缝。

1.2岩石力学参数分析

根据测井解释，焦页10HF井水平段泊松比为0.2，杨氏模量35.8GPa，脆性指数63.7%。有利于压裂改造，容易增大体积改造。

1.3地应力特征分析

压裂裂缝的形态取决于地层三向应力状态，裂缝延伸方向总是平行于最大主应力，垂直于最小主应力。研究还表明，两向应力差是实现体积压裂的重要因素，水平应力差越小，压裂过程中越容易形成复杂的缝网。

结合井区构造，井眼轨迹与最小水平主应力夹角等因素，综合确定焦页10HF井水平段方位为SW230°，与最小水平主应力夹角为5°。一般情况下，夹角越小，越有利于压裂改造。测井解释水平段各小层页岩最大水平主应力69-75MPa，最小水平主应力60-68MPa，最大最小水平主应力差7MPa，水平应力差异系数0.1，有利于形成网络裂缝。

1.4裂缝发育特征

储层天然裂缝的发育程度以及方位对人工裂缝的延伸、缝网的形成有着重要影响。研究表明，储层天然裂缝发育程度越好，越容易形成复杂的网络裂缝，容易实现体积改造，而天然裂缝不发育或不能通过大型压裂形成复杂的网格裂缝的页岩储层很难成为有效储层[1]。与此同时，人工裂缝与天然裂缝之间的角度也对网络裂缝的形成有影响。

焦页10HF井优质页岩段页理、水平缝隙较为发育，其中2、3小层高角度裂缝发育，总体来看，该井页岩气层含气性好，高角度裂缝发育，纵向上无明显隔层，有利于裂缝在纵向上扩展和延伸，增大压裂改造体积。

2、页岩气压裂工艺技术

2.1可钻式桥塞分段压裂技术

可钻桥塞分段压裂技术是集水力泵送、射孔与桥塞联作以及快钻桥塞于一体的压裂工艺，如图2。该技术具有大排量、封隔可靠性高、压裂层位精确、分层压裂的段数不受限制、钻磨桥塞快，对地层污染小等优点，目前已成为国内页岩气压裂的主流技术。

根据页岩储层的岩性及矿物组成特征，结合岩石力学参数和测井解释等因素，焦页10HF井分为21段。第1段采用连续油管带射孔枪进行射孔，起出射孔枪，实施第1段套管加砂压裂。剩余20段采用泵送电缆桥塞并电引爆坐封、射孔，实施第2段套管加砂压裂。重复以上步骤进入下段压裂，压裂施工结束用连续油管带磨铣工具钻磨井下桥塞，钻塞结束后下生产管柱测试求产。

2.2水平井分簇射孔技术

为了压裂形成网格裂缝，增大改造体积，采用分簇射孔技术。本井采用每段2-4簇射孔，0.8-1.5m/簇，簇间距12.2-22m，段间距31.2-45m，螺旋布孔，20孔/m，孔径9.5mm，相位角60°。

2.3压裂材料选择

2.3.1压裂液体系选择

不同的页岩储层应所采用的工艺技术和液体体系是不一样的，要结合地层的岩性、敏感性、脆性指数等方面合理选择。国外在页岩气开发过程中总结出了一套压裂液选择依据[2]，如图3所示。从图中可以看出，压裂液类型、加砂浓度及排量大小等与储层特点有着密切的联系。焦页10HF井属于脆性储层，现场采用低黏度液体、低砂比、高排量施工，满足施工需求。

另外根据岩石敏感性实验分析，焦页10HF井页岩储层属于弱水敏地层，敏感性不强，适合采用低黏度的滑溜水压裂液。因为滑溜水能够进入更深的裂缝网格中，从而形成更大的裂缝网络和泄气面积，增大改造体积；同时返排率高、残渣少，减少了对地层的二次伤害。而交联冻胶压裂液由于黏度高，很难进入微裂缝，改造范围较小，且成本较高。图4为滑溜水压裂和交联冻胶压裂改造范围d的比较曲线[3]。从图中可以看出，滑溜水压裂液延展距离较长，改造体积较大。

鉴于單独使用滑溜水体系，虽形成了网络裂缝，但其覆盖范围极为有限。而胶液体系由于携砂能力强，能在主裂缝中形成高导流裂缝通道。所以综合评价后焦页10HF井分段压裂采用滑溜水+胶液的复合压裂液体系，同时为了降低破裂压力和施工压力，采用酸液预处理。本井分21段，优化施工排量为16-18m3/min，优化压裂液规模为45300m3。其中滑溜水38774m3，胶液6096m3，酸液430m3。

2.3.2支撑剂优选

考虑该井页岩储层中部埋深3302m，闭合应力为55-65MPa，以及支撑剂耐压性和导流能力，采用70/140目粉陶+40/70目低密度陶粒+30/50目低密度陶粒组合。

3、应用分析

3.1施工概况

该井压裂施工累计注入滑溜水41546m3，胶液4535.5m3，支撑剂2007.6m3，其中，70/140目粉陶504.8m3，40/70目低密度陶粒1235.9m3，30/50目低密度陶粒266.9m3，最大破裂压力88.9MPa。加砂过程比较顺利，与压前预测基本一致。

3.2压后效果分析

压裂后先后采用套管8mm、12mm油嘴控制放喷，当累计返排液2223.58m3时见气。后采用12mm油嘴控制放喷，套压13.5MPa，测试稳定日产气量16万方/天高产，实现了该井产量的突破，达到了页岩气井压裂改造的目的。

4认识与结论

4.1页岩气属于典型的非常规气藏，其成藏规律、储集空间和渗流规律有其自身特点。该井采用可钻式桥塞分段压裂技术，不仅具有大排量、封隔可靠性高、压裂层位精确等优点，而且易钻桥塞钻磨较快，对地层污染较小。

4.2焦页10HF井页岩储层硅质含量高，黏土含量低，脆性特征明显，现场采用低黏度、低砂比、大排量的复合压裂液体系，能满足现场施工需求，压裂时容易形成网状裂缝，实现体积改造。

4.3该井压裂后喜获高产气流，预示该区块具有巨大的勘探开发潜力，同时为今后页岩气分段压裂施工提供了经验参考。

参考文献：

[1] 孙海成，汤达祯等.压裂改造技术在页岩气储层中的应用[J].石油钻采工艺，2011，33（4）：75-80.

[2] 薛承瑾.页岩气压裂技术现状及发展建议[J].石油钻探技术，2011，39（3）：24-29.

[3] 陈作，薛承瑾等.页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议[J].天然气工业，2010，30（10）：30-32.

作者简介：裴颖杰，1985年生，工程师，现从事页岩气压裂试气等方面的技术管理工作。