深层页岩气水平井储层压裂改造技术

2019-11-12郭兴午陈马林

天然气工业 2019年10期

沈骋郭兴午陈马林雍锐范宇

1. 中国石油西南油气田公司页岩气研究院 2. 重庆页岩气勘探开发有限责任公司

0 引言

四川盆地南部（以下简称川南地区）页岩气资源丰富，通过引进国外先进技术，结合自主创新，目前在长宁—威远国家级页岩气示范区已经形成了3 500 m以浅的分段体积压裂主体工艺技术[1-2]。然而，3 500 m以深页岩气资源量占整个川南地区总资源量的比例高达86.5%，对深层页岩能否进行有效的储层改造是关乎该区页岩气产量能否实现快速增长的关键。由于该区深层页岩气藏构造复杂、地应力差异大，导致压裂形成复杂缝网的难度大[3-5]。为此，笔者基于“地质工程一体化”的技术思路，探索理论评价实时优化压裂施工的新思路，形成了适用于该区深层页岩气储层的压裂工艺技术，并在渝西地区典型井进行应用，取得了显著的增产效果。该研究成果为实现川南地区深层页岩气的效益开发提供了技术支撑，为深层页岩气藏的储层改造提供了有益的借鉴。

1 储层特征

渝西地区构造复杂，断裂较长宁地区发育，且以Ⅲ级断层为主。其中，Z202井区主要发育西山背斜、蒲吕场向斜和西温泉背斜，五峰组至龙马溪组页岩储层埋深超过3 500 m，裂缝带及天然微裂缝极为发育。如表1所示，与浅埋藏页岩储层相比，渝西区块优质页岩孔隙度、总有机碳含量（TOC）、含气量等地质参数略低，而储层厚度，脆性矿物含量，杨氏模量和泊松比等参数较高；受埋藏深与构造复杂的影响，三向主应力呈现高值特征，水平主应力差值介于13～18 MРa，裂缝闭合应力与地层破裂压力高，分别介于 78.6 ～ 92.6 MРa、99.2 ～ 104.9 MРa。可以看出，适于浅层页岩的压裂工艺若直接应用到深层页岩，形成复杂缝网的难度大，需针对深层页岩高脆性、高应力、天然裂缝带发育的特点，形成与之相适应的压裂改造模式，从而使页岩气井的产气量得到显著提升。

表1 川南地区3 500 m以浅、以深页岩气井储层参数与生产测试统计表

2 深层页岩储层改造技术

借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术，结合深层页岩的构造与储层特征，形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术。

2.1 天然裂缝综合预测技术

天然裂缝包括天然裂缝带和微裂缝。对天然裂缝带进行预测，需表征出裂缝带与井筒的三维关系，以指导压裂施工的优化，进而防止加砂困难、套管变形或井间压窜等施工异常现象的发生。首先，在把握整个工区构造的基础上，利用蚂蚁体属性定性预测天然裂缝带的展布情况（图1-a）；然后，采用最大正曲率进行辅助分析，以降低地震属性的多解性（图1-b）；根据叠合处蚂蚁体信号的强弱，对工区内的天然裂缝带进行精确定位，同时进行走向和规模的识别；最后，对识别出的天然裂缝带与水平井筒的三维关系进行判定（图1-c）。对天然微裂缝的预测，需表征出与水力裂缝实际相交后发生穿透与扩展的裂缝群落。然而，由于天然微裂缝多以层理缝为主，且蚂蚁体追踪技术受到精度的限制，难以实现对层理缝的准确预测。因此，首先，基于工区取心井的岩心观察及室内实验分析，获取储层矿物组分、物性及天然裂缝发育强度（缝宽与裂缝线密度的乘积）[6]；然后，建立各项参数与天然裂缝发育强度的多元回归解析式；最后将解析式应用到三维地质模型中，对模型各网格定量赋予天然裂缝发育强度（图1-d）。通过对天然裂缝带的精细刻画，使得对离天然裂缝带较近的水平井压裂段的施工有了更具针对性的优化调整，而对天然裂缝发育强度的定量预测，则有助于预先判断储层改造时水力裂缝发生转向扩展的可能性。

图1 天然裂缝综合预测结果图

2.2 储层可压性综合评价技术

可压性评价不仅要考虑岩石脆性，还要对储层含气性与形成缝网的难易程度进行评价，综合考虑地质甜点和工程甜点，对提高储层改造效果具有重要意义[3]。因此，储层综合可压性评价不仅要考虑岩石脆性，还需考虑基质可压性、天然裂缝发育强度、缝网扩展能力和含气性。如图2所示，以单井井控区域为评价对象，在对地震与测井数据进行解释和处理的基础上，采用脆性指数评价基质可压性[7]、天然裂缝发育强度评价天然裂缝的发育情况[8]、缝网扩展能力指数评价缝网扩展适应性[9]、含气性指数评价资源丰度[7]，进而形成最终的储层可压性指标。其中，脆性指数、缝网扩展能力指数、含气性指数越大，则储层可改造潜力越大、气井增产效果越好；综合可压性越好，SRV越大，与后续微地震监测结果形成良好对应。基于储层可压性综合评价，对压裂设计和施工方案进行优化，进而形成了适合于深层复杂构造页岩气储层的压裂改造工艺技术。

2.3 深层页岩压裂工艺优化技术

深层页岩压裂工艺优化技术包括大规模前置液工艺、“高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂”工艺及缝网复杂度提升工艺。较之于中浅层，深层页岩受高水平主应力差的影响，在压裂施工过程中主要产生以下问题：①水力裂缝缝宽较窄，加砂难度大；②地层破裂压力高，施工压力高，设备负载大。在前置液阶段，采用冻胶或冻胶与滑溜水的混合液等高黏液体，虽能降低滤失从而提高液体造缝效率[10]，但相比于低黏滑溜水，形成复杂缝网的难度大、水力裂缝的规模小、能被支撑剂充填的空间少，后续滑溜水加砂过程中支撑剂易堆积在近井地带，从而影响整段改造效果。针对深层页岩的压裂，为保证施工顺利，实现气井有效增产，首先要保证在前置液阶段能够形成一定规模的裂缝，从而为支撑剂提供足够的空间，故优选滑溜水作为压裂液主体。在前置液阶段，通过增大滑溜水用液量400～600 m3，以保证初期裂缝能够充分扩展。若明确储层碳酸盐矿物的含量，可在其含量较高的压裂段增加酸液用量，提高近井地带岩石溶蚀度以降低地层破裂压力和施工压力[11-12]，从而形成了大规模前置液工艺。

图2 缝网可压性综合评价结果图

对于川南地区3 500 m以浅页岩，压裂液主体规模多介于 1 500 ～ 1 800 m3。而对深层页岩而言，前置液阶段用液量已提升，若总液量仍维持在主体规模，携砂液阶段势必采用高浓度加砂来确保水力裂缝得到有效支撑，但受缝宽的限制，高浓度加砂易引起砂堵，存在施工风险。因此，需增大压裂液总量来克服埋藏深带来的负面影响，以保证水力裂缝缝长的增加和压裂施工的顺利实施。同时，通过优化射孔孔眼数量，实现单孔进液量的提升，达到减小孔眼摩阻、延长压裂液扩展路径、缓解簇间非均匀扩展的目的[13-14]。另外，由于深层页岩地层压力与应力增大，砂敏感程度增强，高浓度加砂易导致施工压力陡升，连续加砂也容易引发缝内拥堵，影响正常的施工作业。因此，在大液量注入过程中，采用低浓度段塞式加砂方式，确保裂缝的有效支撑，以减少施工异常情况的发生。由于应力差增大，相比于浅层，在深层页岩中水力裂缝发生转向扩展的力学条件变得更苛刻，因此，在设备承压允许的条件下，通过增大施工排量来提高净压力[14-15]，增强簇间、段间的应力干扰，从而扩大裂缝转向扩展区域，增大SRV。所形成的“高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂”工艺，是深层页岩压裂工艺的主体。

并非所有压裂段均能在主体工艺条件下顺利施工，需要针对性地开展缝网复杂度提升工艺，以提升改造效果。对于距离天然裂缝带较近、天然裂缝发育强度较低或缝网扩展能力较差的压裂段，在相同工艺下缝网复杂度会较低。因此，需实施缝内暂堵转向，人为造成应力干扰[16-17]，促进裂缝转向扩展，从而沟通更多的储层。其中，暂堵剂以粉末为主，以避免造成砂堵。

3 矿场实践效果

基于渝西地区Z201井、Z202井的压裂改造经验，摸索深层页岩压裂工艺优化技术在Z203井的适应性。施工结果表明，Z203井改造规模最大（表2），单井测试产能最高（表1），验证了深层复杂构造页岩气水平井压裂工艺优化技术的适用性。

3.1 天然裂缝综合预测技术的应用

在Z201井、Z202井压裂施工前，由于对区内天然裂缝带空间展布及天然裂缝发育强度分布情况认识尚浅，未能准确指导压裂施工设计，导致施工时压裂液造缝效率难以保证，制约了水力裂缝的扩展。因此，在Z203井压裂施工前，对井控区域内的天然裂缝带进行蚂蚁体＋最大正曲率叠合预测。预测结果表明：Z203井从第11段到第25段300 m范围内存在两条天然裂缝带（图1-d），且东侧裂缝带逐渐靠近井筒，西侧裂缝带紧邻跟端。同时，对Z203井井控区域内的天然微裂缝发育强度进行了预测，利用3口井102块岩心、210块薄片的观察结果，建立了不同矿物组分、有机质含量等物性与天然裂缝发育强度的相关关系；通过定量表征区内天然裂缝发育强度（图1-d），可以看出，Z203井第1～10段范围内的天然微裂缝较第11～25段更发育。由此可见，尽管Z203井井筒穿行于同一小层，但由水平井趾端到跟端，所穿越的储层三维展布特征差异明显。

表2 Z201井、Z202井、Z203井施工参数对比表

3.2 储层可压性综合评价技术的应用

在同一小层中，不仅天然裂缝发育特征存在差异，储层物性、岩石力学性质、缝网扩展能力在复杂地质背景下也存在较大差异。Z203井在压前评估环节首次进行了储层可压性综合评价技术的应用，实现了对储层基质可压性、天然裂缝发育强度、缝网扩展能力及含气性的综合评价（图2）。结果表明：各项评价指标总体上均表现出趾端优于跟端的特征，但分布规律存在差异；将基质可压性、天然裂缝发育强度、缝网扩展能力及含气性进行等效叠合，进行储层可压性综合评价，结果显示趾端压裂段的储层可压性综合评价指标优于跟端压裂段；通过与压裂后的微地震监测结果进行对比，发现二者具有较好的一致性，证实了该评价技术可靠。储层可压性综合评价指标的优势区域与各指标的优势区域并未完全重叠，也反映了储层可压性评价不能仅考虑页岩脆性，缝网扩展能力、含气性等因素也不可忽视。

3.3 深层页岩压裂工艺优化技术的应用

3.3.1 大规模前置液工艺

在Z201井、Z202井压裂施工时，发现在前置液阶段施工压力高，对深层页岩气井的压裂而言，施工压力过高会增加设备负担。因此在前置液阶段，需要通过技术手段降低地层破裂压力来实现裂缝顺利起裂。通过对不同矿物组分的三维展布进行预测，得到了井控区域内碳酸盐矿物含量分布，然后在碳酸盐矿物含量高的压裂段加倍注入酸液，显著降低了施工压力，实现了顺利加砂（图3）。以造缝为目的，在Z203井第21段、24段进行了前置液用量的对比试验，可以看出，与低前置液用量压裂段的施工压力相比，高前置液用量压裂段在携砂阶段的施工压力更平稳（图4），施工难度相对较小。

3.3.2 “高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂”工艺

工艺参数优化主要涉及压裂液体系及用量、射孔参数、砂浓度和施工排量等方面。

Z201井的压裂采用前置冻胶或滑溜水＋冻胶混合液体系携砂，虽具有良好的携砂能力[18]，但不利于提高SRV与裂缝复杂度，支撑剂铺置空间少，加砂强度低于1.5 t/m；Z202井采用全程滑溜水体系，同时增加单段进液量，增强了造缝能力，使得加砂强度高于1.5 t/m；Z203井沿用了全程滑溜水体系，进一步增大了用液量，加砂强度也高于1.5 t/m，水力裂缝得到了有效支撑。

图3 Z203井第2段、第6段施工曲线图

图4 Z203井第21段、第24段施工曲线图

Z201、Z202井单段孔数均介于45～48孔，较多的孔眼数量会造成压裂液分流，这将不利于深层页岩储层中水力裂缝向远端扩展。因此，Z203井单段孔数采用36孔，然后将储层可压性综合评价指标相近、天然裂缝带影响较小的压裂段采用40孔，把两种情况的改造效果进行对比，如图5所示，孔数增加导致缝长缩短，而缝宽和缝高的差异较小，最终SRV减小，证实了孔数减少的必要性。

图5 Z203井第9、10段（36孔）与第11、12段（40孔）改造效果对比图

在携砂阶段，Z201井、Z202井的砂浓度超过140 kg/m3时，普遍存在压力明显增大的异常现象。因此，Z203井加砂浓度整体控制在140 kg/m3以下，加砂模式主体采用段塞式加砂，砂浓度介于100～120 kg/m3，保证了施工的顺利进行。

Z201井、Z202井施工排量均控制在14 m3/min以下，产生的净压力平均为12.49 MРa，仅能在井筒附近克服水平主应力差，产生的应力阴影小，裂缝复杂程度无法有效提升。因此，对水平主应力差更大的Z203井提升施工排量至17 m3/min，使净压力平均达30.64 MРa，应力阴影显著扩展。

3.3.3 缝网复杂度提升工艺

基于缝网复杂度提升工艺实施原则，将天然裂缝综合预测结果和储层可压性综合评价结果相结合，对距离天然裂缝带较近、天然裂缝发育强度相对较弱、缝网扩展能力相对较差的Z203井后半部分压裂段实施暂堵转向，并设置对比段。在实施过程中，实时诊断施工曲线，略提升砂浓度，并适度降低施工排量，“人为”堆积支撑剂，然后在低排量下注入粉末暂堵剂，实现对已压裂裂缝的封堵，迫使水力裂缝发生转向扩展，使缝网复杂度得到有效提升。将储层物性与力学参数、与天然裂缝带的距离均相近的压裂段进行暂堵与未暂堵的改造效果对比，如图6所示，暂堵转向工艺的实施有助于裂缝缝宽及缝高的增加、SRV增大。