永川深层页岩气藏水平井体积压裂技术

2019-11-28钟森谭明文赵祚培林立世

石油钻采工艺 2019年4期

钟森谭明文赵祚培林立世

中国石化西南油气分公司工程技术管理部

四川盆地页岩气资源量丰富，通过近几年的快速发展，目前已有涪陵、长宁、威远页岩气田实现商业开发，推动了我国页岩气开发水平［1］。永川区块地理上位于重庆市永川区，构造上处于川东断褶带向南呈帚状撒开的低背斜群，构造呈“两凹夹一隆”的格局。勘探开发思路采用整体部署、评探结合、滚动建产、效益开发。

永川区块开发层位为龙马溪页岩气层，埋藏深度 3 700～4 200 m、地层压力 67～71 MPa、地层温度148～159 ℃、压力系数1.7。龙马溪优质页岩段厚36.5～41.5 m，钻井水平段长1 500 m 左右，优质页岩钻遇率均达到100%，采用Ø139.7 mm 套管完井、桥塞+射孔联作分段压裂技术投产［2］。

1 深层页岩气压裂存在的问题

国内深层页岩气主要分布区域在川东南地区，包括礁石坝外围、丁山、南川、永川、威远区域，其中施工层位最深超过4 600 m。深层页岩压裂主要面临几个问题：一是地层应力高、三轴地应力关系复杂、层理缝发育，导致造缝宽度窄，大规模加砂难度大；二是岩石脆性特征减弱、塑性特征增强，两向地应力差值大于10 MPa，裂缝复杂程度及改造体积低；三是闭合压力高，改造程度低，导流能力递减快，裂缝易失效，长期稳产能力差［3-4］。要成功压裂深层页岩需要解决加砂、造复杂缝及裂缝失效的问题。

2 压裂材料

2.1 工作液

高黏压裂液滤失低，可以适当提高缝内净压力，对携砂造主缝更为有利；低黏压裂液流动迅速，滤失大，有利于在窄缝、微小天然裂缝中流动，可以向井筒的远端流动，从而扩大改造体积［5］。为解决深层大规模加砂难的难题，采用低黏降阻水(黏度小于6 mPa · s)、高黏降阻水(黏度9～15 mPa · s)、高黏胶液(高温剪切后黏度大于50 mPa · s)多种液体组合，发挥各自优势，配制的液体降阻率均在80%以上。降阻水配方为：0.07%～0.1%降阻剂+0.03%助排剂；胶液配方：0.2%稠化剂+0.03%助排剂+0.3%流变助剂。运用Meyer 软件对比2 000 m3液量时不同胶液与降阻水比例下的裂缝体积与导流能力(图1)，为增大裂缝体积、提高导流能力，确定降阻水所占比例为60%～70%。

图1 不同液体比例对应的裂缝体积和导流能力值Fig.1 Fracture volumes and flow conductivity at different fluid proportions

2.2 支撑剂

页岩气压裂形成多尺度的裂缝系统，较宽的主裂缝、较窄的次级裂缝和自支撑的微裂缝系统，为保证支撑剂在裂缝中的顺利运移和有效充填，采用多种粒径的组合，实现各级裂缝的有效支撑［6-7］。

永川龙马溪闭合应力85～90 MPa，考虑覆膜砂强度不够，选择低密度(体密度1.40～1.55 g/cm3)、抗压 86 MPa、70/140 目+40/70 目+30/50 目的组合陶粒。70/140 目粉陶进入微小裂缝，40/70 目的陶粒支撑主缝和次缝，30/50 目陶粒进行尾追，增加缝口导流能力。采用Meyer 软件模拟,次级裂缝导流能力大于0.3 μm2· cm 即满足需求，室内短期导流能力评价显示相关支撑剂导流能力均满足要求(图2)。根据室内不同比例支撑剂的导流能力评价，确定最优组合，粉陶所占 10%～25%、40/70 目陶粒占 65%～85%、30/50 目陶粒占5%左右。

图2 相同铺砂浓度下支撑剂导流能力Fig.2 Flow conductivity of proppants at the same proppant concentration

3 压裂工艺优化

3.1 分段工艺

永川页岩气井采用Ø139.7 mm 套管射孔完井，选择桥塞分段工艺。目前主要有可钻、大通径免钻、可溶3 种类型桥塞，永川地区停泵压力高(大于65 MPa)，压后扫塞存在井控风险，可钻桥塞不适用。大通径投球式桥塞可满足射孔无法点火情况下的二次泵送，在目前水平井中应用最多，且具有低成本的优势。因此，永川地区选择大通径桥塞(内径69 mm)+可溶球(直径82 mm)分段，同时试验应用了20 只可溶桥塞(图3)，压后连油通井显示球和桥塞完全溶解，井筒畅通。

3.2 分段分簇优化

页岩气水平井分段分簇是确定射孔位置和分簇数，常用的方法是依据油藏数值模拟的经济产量来确定压裂段数，再结合测录井解释结果，选择含气性好、可压性好的地质工程双甜点进行射孔，最大程度实现体积改造［8-10］。采用ECLIPSE 数值模拟软件模拟永川1 500 m 水平段55～80 簇的产量，产量随压裂簇数增加而增大，压裂簇数大于70 时累产量递增减缓，初步推荐70～75 簇左右。见图4。

图3 可溶桥塞实物图Fig.3 Soluble bridge plug

图4 不同簇数日产量预测Fig.4 Prediction of daily production with different clusters

建立沿水平井筒的两向应力差值、脆性指数剖面，将水平段分为3 区(图5)。1 区低应力差值，相对利于形成缝网，适当增大簇间距；2 区应力差值、脆性指数中等，分簇间距适中；3 区应力差值大，形成缝网难度更大、施工难度更高，适当减小簇间距、考虑单段两簇压裂。

图5 水平段储层可压性分区示意图Fig.5 Zone division diagram based on fracturability of reservoirs in lateral section

同时，TOC 含量高、气测显示好、高伽马的井段为优质储层段，加密分段；裂缝发育段、预测蚂蚁体发育段减小至1～2 簇数，防止压裂中套管损伤及改造不充分；水平段下凹至宝塔组地应力较高，施工风险较大，采用2 簇压裂；固井质量差的井段扩大簇间距。

3.3 泵注工艺设计

3.3.1 多段制注入模式

充分利用不同黏度压裂液的优点，进行变黏度的多级交替注入，实现主导裂缝充分延伸及大范围的复杂裂缝沟通，同时增加加砂量。采用“酸预处理+胶液前置+粉陶段塞+降阻水加胶液连续加砂+降阻水段塞式高砂比加砂+胶液大粒径加砂”6 段制混合注入模式，并采用13～15 m3/min 的大排量注入方式(表1)。

表1 深层压裂典型的泵注模式Table 1 Typical pumping mode for deep zone fracturing

3.3.2 加砂模式

深层页岩气压裂裂缝宽度不足，敏感砂比低，容易导致加砂困难出现砂堵。为顺利加砂，采用先细后粗加砂、低砂比连续加砂、大段中顶胶液、高砂比段塞、拇指加砂等方法［11］。中、低砂比加砂阶段采用大液量连续加砂，争取平稳加砂；加入大量支撑剂后，注入100 m3以上的纯液体推动支撑剂移动，防止缝内充填脱砂；高砂比阶段压力高，风险大，利用中顶液推动段塞至远端；在一个段塞加砂后期提高砂比至下个段塞的砂比，探测下个高砂比的难易程度，防止高砂比阶段出现砂堵的突发情况(图6)。

4 配套工艺

4.1 射孔工艺

深层页岩气井以大孔径、等孔径、深穿透为目标，采用超深穿透射孔弹+枪套扶正，孔径一致性较好。统计射孔枪身发射的孔弹孔径为7.4～11 mm，平均值为8.95 mm，8～10 mm 孔径占 90.9%。初期采用 3 簇×1 m/簇、2 簇×1.5 m/簇射孔，后期试验3 簇×0.6 m/簇、2 簇×0.9 m/簇、2 簇×0.6 m/簇。缩短射孔簇后，多次闭合的特征相对更明显，3 簇都进液的可能性相对更大。但射孔段长小于1.8 m 后，泵注压力高、加砂难度大，显示了较高的摩阻。

图6 YY2HF 井第 9 段压裂曲线Fig.6 YY2HF stage 9th fracturing curve

4.2 暂堵工艺

注入的暂堵剂在先压开裂缝口处形成暂时封堵，井底压力升高迫使液体转向，最终所有射孔簇按破裂压力由低到高依次得到改造，可在不增加桥塞用量的前提下增加分段效果，实现体积压裂［12］。YY2HF 井试验了金属可溶暂堵剂暂堵工艺，分2 次投放，第 1 次投放直径 1～2、4、8 mm 小颗粒暂堵剂，第2 次投放直径12 mm 圆球暂堵剂，两次投放共计8 kg。施工曲线显示暂堵后在相同排量下施工压力上升3.5 MPa、停泵压力上升1.72 MPa，缝口暂堵工艺初步取得成功，可以作为保证各射孔簇有效改造的辅助手段。见图7。

4.3 压后闷井

压后进行长时间闷井，压裂液中的水通过毛细管自吸作用进入岩石基质，页岩基质中矿物颗粒间原有的氢键被羟基取代进而发生水化作用，造成黏土颗粒膨胀运移，从而形成新的微裂纹，利于后期生产［13］。采用岩心进行自吸实验，自吸量约为0.45 g(图8)，约占样品总孔隙体积的30%，且岩心破碎产生明显的裂纹。统计几口井压后关井井口压力降落趋势，在150 h 左右出现稳定，所以，确定永川地区压后闷井溶球时间为7 d。