页岩气密切割分段＋高强度加砂压裂新工艺

郑有成 范 宇 雍 锐 周小金

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院

0 引言

页岩储层以纳米级孔隙、纳达西级渗透率而著称，储层原始条件下不满足流体渗流要求，不具备工业开采价值[1-5]。经过数十年的科技攻关，水平井分段压裂技术已成为页岩气工业化开采的核心技术[6-7]，该技术以破碎储层，形成复杂缝网，建好“人造气藏”为核心内涵[8]，随着体积压裂改造认识的不断深化，雷群等[9]提出了“缝控储量”概念，更加强调裂缝对页岩气开发的重要作用。支撑剂作为克服储层闭合应力、维持裂缝张开状态、提供储层高导流能力渗流通道的基础介质，对于保证压裂改造效果具有至关重要的作用。

四川盆地川南地区下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组页岩气储层埋深4 500 m以浅可工作面积超过 2×104km2，页岩气地质资源量超过 10×1012m3，是中国页岩气资源最丰富、开发最现实的区块[1]。北美依靠“二次革命”页岩气产量大幅度提升，据EIA数据表明，美国2017年产页岩气量达5 264×108m3，是10年前的8.8倍，其技术核心为缩短分段簇间距、大幅度提高加砂强度。而同期四川长宁地区经过技术引进、自主创新实现了区域规模开发，定型了压裂主体工艺及参数，页岩气开发效果趋于稳定，压裂提效面临着技术瓶颈。为此，笔者以页岩气密切割分段＋高强度加砂增产技术原理为指导，分析了长宁地区密切割分段＋高强度加砂压裂新工艺先导性试验结果，以期为优化该区压裂工艺参数提供可靠的实践依据。

1 密切割分段＋高强度加砂技术原理

页岩气水平井压裂后多以空间网状裂缝形态存在，因此，针对页岩气产量预测多采用数值模拟方法或数据挖掘方法。为研究裂缝数量对气井产量的影响，揭示一般规律，假设各簇裂缝为单一主裂缝，各条裂缝参数特征一致。建立页岩气水平井多段多簇产量计算模型，假设气井以定井底压力生产。

页岩气水平井压后井控储量区域为长度为ye，宽度为xe的矩形区域，水平井分ns段压裂，每段簇数为nc，段内各簇间距为Δyc，段间裂缝间距为Δyi，靠近边界簇与边界间距为Δye，全井裂缝总条数为N=ncns，如图1所示。

井控储量区域长度ye与各参数间具有如下关系：

图1 水平井多段多簇产能计算模型井筒示意图

段内簇间储层纵横比为：

段间储层纵横比为：

水平井筒边界处储层纵横比为：

根据水平井产量计算公式，恒定井底流压条件下气井产量为：

式中qD(tD, λc) 表示段内簇间无因次产量，无量纲；qD(tD, λi) 表示段间无因次产量，无量纲 ；qD(tD, λe)表示边界附近无因次产量，无量纲；qD表示气井无因次产量，无量纲。

由上述公式可知，页岩气水平井随着改造段数的增加，气井无因次产量增加，因此，在水平段长一定的条件下通过增加人工裂缝条数、增加与储层的接触面积对页岩气井增产具有重要的作用。

通过在一定水平段长条件下分布更多的水力裂缝，不但可增加水力裂缝与储层的接触面积，同时裂缝间隔距离缩短产生的诱导应力改变了原地应力场。 Рalmer[10]建立的诱导应力场计算模型结果表明：在裂缝表面上，诱导应力等于缝内净压力，诱导应力场随着垂直裂缝表面距离的增加，诱导应力快速降低，当距离超过1.5倍裂缝高度时，诱导应力值非常小，可忽略。Nagel等[11]通过对诱导应力研究认为诱导应力所形成的应力阴影可降低应力阴影区域水平应力差值，更有利于形成复杂裂缝。

在此基础上，邓燕等[12]建立了水平井多段压裂应力场计算模型，如图2所示。

计算结果表明，段间距越短诱导应力干扰越严重。

笔者采用压裂数值模拟软件开展不同簇间距条件下压后裂缝复杂程度对比，结果表明，随着簇间距的缩短，单段SRA （储层改造裂缝表面积）逐渐增加，簇间应力干扰提高了裂缝复杂程度，如图3所示。

图2 密切割分段提高裂缝复杂程度原理图

图3 不同簇间距条件下单段储层改造裂缝表面积柱状图

页岩矿物组分一般以硅质矿物、黏土矿物、碳酸盐类矿物为主，岩样在干燥条件下因富含硅质矿物多表现为强脆性，且层理缝发育，岩石抗压强度及硬度低。以北美典型页岩气区块为例，除了Barnett区块页岩硬度较高以外，其余区块页岩硬度均较低，大部分区块页岩硬度与煤相当[13]。页岩在浸水后因黏土矿物水化膨胀，岩石力学稳定性及硬度进一步降低，页岩储层支撑剂嵌入程度进一步增加，如图4所示，随着气井的生产，水力裂缝有效支撑剂量逐渐减少，长期裂缝导流能力快速降低，生产后期裂缝导流能力往往难以满足气井正常生产需求。

为确保气井生产所需的裂缝长期导流能力，提高支撑剂用量，增加支撑剂铺置浓度，降低支撑剂嵌入及破碎对裂缝导流能力下降的影响是现场采用的行之有效的技术措施。数值模拟表明，随着支撑剂加入量（以下简称支撑剂数）的增加，压裂增产产能比逐渐增加，但增幅逐渐放缓，如图5所示。支撑剂数计算公式如下。

图4 支撑剂在软地层中的嵌入示意图

图5 单段不同支撑剂加量条件下的气井产能比优化模板图

式中Nprop表示支撑剂数，无量纲；Vpropfrac表示支撑剂加入体积，m3；Vreserv表示压裂时波及的储层体积，m3；kf表示裂缝渗透率，mD；k表示储层基质渗透率，mD。

因此密切割分段＋高强度加砂压裂工艺实现了提高裂缝复杂程度与提高裂缝导流能力的有机统一。

2 密切割分段＋高强度加砂压裂工艺先导性试验

2.1 先导性试验方案制订

为研究密切割分段＋高强度加砂压裂工艺在长宁地区的技术适应性及支撑先导性试验方案编制，笔者采用长宁地区基础地质参数建立模型，该地区基础地质参数取值如下：孔隙度为6.5%，渗透率为100 nD，TOC为3%，含气量为6.5 m³/t，杨氏模量为32 GРa，泊松比为 0.23，最大水平主应力为 66 MРa，最小水平主应力为 54 MРa。以水平段长 1 500 m，单段压裂液量1 800 m3，单段射3簇为基础工程参数，开展不同簇间距、不同加砂强度条件下的数值模拟，如图6所示。模拟结果表明，随着簇间距的缩小、加砂强度的增加，气井5年累计产量逐渐增加，但增幅逐渐放缓。综合考虑成本因素，先导性试验方案的主体设计参数为分段簇间距介于13～17 m，加砂强度介于 2.0 ～ 3.0 t/m，单段液量保持 1 800 m3不变。

2.2 先导性试验概况

2018年，按照新工艺先导性试验分步实施、有序推进的原则，长宁地区在部分井采用常规主体工艺的基础上，部分井开展密切割分段＋高强度加砂压裂新工艺先导性试验，截至2018年12月，完成27井次新工艺试验，新工艺实施参数与常规工艺相比，簇间距平均15.90 m，较同期常规21.60 m缩短26%，用液强度平均38.30 m3/m，较同期常规提高32%；加砂强度平均2.34 t/m，较同期常规提高39%。

2.3 典型井效果分析

2.3.1 区域整体地质概况

X1、X2、X3平台位于宁201井区东部，3个平台整体位于高水平应力、低杨氏模量、泊松比变化过渡区。区域内水平应力差介于10～15 MРa，杨氏模量介于24～27 GРa，泊松比介于0.16～0.20。区域内蚂蚁体预测天然裂缝近似垂直于井筒方向，区域内TOC、孔隙度、含气量等关键地质参数相当。

2.3.2 区域内压裂效果分析

区域内X1-1、X2-4/5、X3-4/5/6井压裂实施期间采用井下微地震监测压裂裂缝，其中X1-1井采用密切割分段＋高强度加砂压裂工艺，其余井采用常规压裂工艺，压裂实施参数如表1所示。微地震监测结果表明：X1-1井页岩储层压裂造缝指标SRV、K值（K=微地震监测缝宽/分段段长，当K=0时为单一裂缝形态；0＜K＜3时，为复杂裂缝形态；K≥3时，为网络裂缝形态，K值越大，裂缝越复杂）及填砂指标加砂强度均为最高，为气井高产奠定了良好的基础（图7）。

压后X1-1、X2-4/5、X3-4/5/6井分别获测试气量 62.02×104m3/d、30.55×104m3/d、20.53×104m3/d、26.43×104m3/d、43.30×104m3/d、35.17×104m3/d，多元线性拟合表明该区域折算改造段长度1 500 m 测试产量 =－74.0755＋4.111 788×K－16.102 5×SRV＋ 68.861 11×加砂强度，相关系数R2= 0.917 3。折算改造段长度1 500 m 测试产量与裂缝复杂程度及加砂强度存在较强正相关关系。

图6 不同簇间距及加砂强度条件下的气井5年累计产量模拟曲线图

表1 X1、X2、X3平台压裂各井实施参数表

2.4 先导性试验效益评价

密切割分段＋高强度加砂压裂工艺提高了储层改造效果，但密切割分段＋高强度加砂压裂工艺将增加单井分段段数及支撑剂用量，从而增加压裂作业成本。因此，开展密切割分段＋高强度加砂压裂工艺先导性试验经济效益评价及工艺参数优化具有重要的现实意义。

图7 X1-1与相关井微地震监测结果与测试产量对比分析图

以长宁地区2018年常规工艺实施井为基准，开展密切割分段＋高强度加砂压裂工艺效益分析，结果表明，新工艺现有实施参数条件下井均EUR增加0.21×108m3，井均成本增加620万元，当折算至1 500 m改造段长度时，井均成本增加至936万元，井均EUR增加0.31×108m3。因此，密切割分段＋高强度加砂压裂工艺有利于提高页岩气开发效益。

3 密切割分段＋高强度加砂压裂工艺参数优化

3.1 密切割分段＋高强度加砂压裂工艺实施环境分析

长宁地区地下工程地质条件复杂，天然裂缝发育，优质页岩储层厚度薄，一般不超过5 m。水平段钻进期间，井眼轨迹易偏离靶体，为实现优质页岩储层钻遇率最大化，通常需多次穿越不同地质层位或天然裂缝/断层才能顺利完钻，井眼轨迹光滑程度难以保证，水平段固井套管在各处受力存在一定差异，可能诱发套损、套变。据陈朝伟等[14-16]研究表明，长宁—威远地区61.7%的套管变形发生于裂缝/断层及岩性界面等位置。同时，随着川南页岩气产能建设的加快推进，长宁地区页岩气井作业量明显上升，平台压裂—排采同步作业普遍存在，综合因素导致长宁地区2018年压裂实施井套管变形、压窜等井下复杂时常发生，且相较于前期有增长趋势。在长宁地区固有的复杂地质特征及现有的钻井技术条件下，前期在该地区开展了诸如可降解暂堵球等套变段压裂技术的探索应用[17]，取得了一定效果。结合工作进度安排，开展压裂工艺参数进一步优化支撑长宁地区页岩气快速上产具有重要的现实意义。

3.2 密切割分段＋高强度加砂压裂工艺参数优化

通过对比分析长宁地区压裂主体工艺定型后的改造效果，结果表明随着簇间距的缩小、用液强度及加砂强度的提高，页岩气井短期产能指标折算改造段长1 500 m测试产量及长期生产指标折算改造段长1 500 m EUR均出现一定幅度的提高，但涨幅逐渐变缓。综合考虑套变及压窜井下复杂，优化分段簇间距介于15～20 m、加砂强度介于2.0～2.5 t/m、用液强度介于30～35 m3/m为下一步长宁地区推荐参数。

4 结论

1）通过缩短主裂缝间隔，增加诱导应力干扰程度，提高人工裂缝对低孔、特低渗页岩储层的改造程度是密切割分段工艺的技术内涵；页岩储层软塑性特征明显，依靠提高支撑剂加量降低支撑剂嵌入及破碎对裂缝导流能力衰减的影响程度，确保支撑裂缝具备足够的长期导流能力是高强度加砂的内在原因。因此，密切割分段＋高强度加砂压裂工艺实现了提高裂缝复杂程度与提高支撑裂缝导流能力的整合。

2）长宁地区密切割分段＋高强度加砂压裂新工艺先导性试验提高储层改造效果显著，开发效益得以提升，但同期区域地质、工程、生产组织等综合因素导致套变、压窜时常发生。综合储层改造效果及井下复杂预防，推荐后期密切割分段＋高强度加砂压裂主体参数为：分段簇间距15～20 m，加砂强度2.0～2.5 t/m，用液强度30～35 m3/m。