页岩气水平井压裂改造多角度分析研究

曾凌翔, 郑云川, 蒲祖凤, 龚顺祥, 李松林

(中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司)

勘探开发页岩气资源最为成功是北美地区，北美地区页岩气年产量于2000年突破100×108m3，至2010年该地区的页岩气年产量达到1 500×108m3，10年间增长了10倍以上[1-2]。

四川盆地主要层位为五峰组—龙马溪组，涪陵、长宁、威远3 大页岩气田累计探明页岩气地质储量5 441.29×108m3，实现页岩气工业化开采，年产量逾40×108m3[3-4]。

页岩层具有展布广、规模大、储量大，但同时又具有渗透率低、连通性差、孔隙度小等特点。目前的思路是“打碎”岩石，形成复杂裂缝，沟通天然裂缝、微细孔隙空间，因此分段压裂技术成为了页岩气开发至关重要的技术。采用水平井多级分段，段内多簇射孔进行压裂，致使裂缝扩张、脆性岩石剪切滑移，形成复杂裂缝，增大接触面积，减小流通距离，提高开采效率。评价是否形成复杂裂缝，对指导优化页岩气改造压裂设计，实现有效增产具有重要意义。

通过近几年的探索，四川页岩气与北美几个重点页岩气区块的储层参数差别较大，呈现出埋深较深，有机碳含量较低、孔隙度较低、热成熟度较高、储层应力复杂的特点。总体而言，四川盆地页岩气改造难度大于北美大部分页岩气区块。

基于水击效应、生产数据、压裂施工压力等多角度分析页岩气水平井改造效果，能够快速有效定性评价分析，便于后期设计优化，最大限度提高有效储层动用率，提高页岩气单井产能。

一、压裂改造中水击效应分析

经典水击理论中连续方程[5-6]：

(1)

在停泵过程中，从稳态恒定流→低排量→排量为零，井底会发生多次水击作用。水击能量衰减循环是摩擦水头损失作用，压力脉动上下震动。

如果与大裂缝网络连接，压力通过人造网络裂缝大量释放，能量衰减更大，时间更短。

因此，复杂缝网群一旦沟通，压力脉动反应时间大幅降低，并且与长的单裂缝相比，有更高的压力震荡和更快的衰减速度[7-9]。

1. 单井实例分析

国内页岩气水平井A井：完钻井深5 000 m，完钻层位龙马溪组，采用Ø139.7 mm套管完井，水平段长1 500 m。改造段数20段，采用速钻桥塞作为分段工具，施工排量11～13 m3/min，力保足够净压力开启层理缝与纵向缝，单段注入液量2 000 m3，砂量120 t。

停泵时，压力振幅与产量贡献占比保持波动性一致，反映出一定的正相关性。

基于三参数(衰减时间、压力振幅、产量贡献占比)关系分析，产量越高，压力衰减时间越短，与压力水击响应保持一致。

在现场施工中，结合水击响应相关参数，可快速有效做出效果判断，为下段改造施工提供有效的修正意见。

施工过程中排量变化，发生水击效应，通过标定此刻微地震事件响应数，进行对比分析。

由图1可知，微地震监测事件响应中86%与水击效果保持一致保持；升排量过程中台阶数与压裂效果相关性不强。排量变化次数与微地震监测数据基本保持正相关性。变化次数越多，监测事件点越多，表明形成的裂缝越复杂，更有利于单井高产的目的。

图1 同层位参数对比图

2. 多井实例分析

同一平台3口井，垂深3 500 m左右，泵注滑溜水+胶液，油层套管Ø139.7 mm，施工排量12～14 m3/min，单段注入液量2 000 m3，砂量120 t，采用泵注射孔枪+桥塞进行分段压裂。

基于振幅压力、衰减时间、压力差值、产量贡献占比等参数分析(表1)，可以结合多参数来定性判定是否形成复杂裂缝。当波动压力值大于60 MPa，同时衰减时间小于30 s时，可以判定其形成了复杂裂缝，对单井产量具有明显贡献。现场施工中，停泵结束后可结合实际数据，快速判断压裂效果，并可以结合下一段地质情况，实时调整压裂参数，增大有效改造体积。压力差值与产量相关性不强，指导意义不明显。

表1 水击多参数分析表

注：压力差值—最大值与稳定值的差值。

二、某区块页岩气产能拟合分析

生产曲线历史拟合表明(表2)，有效动用的储层厚度集中在6～10 m，有效动用储层厚度薄，压裂有效裂缝半长在100 m左右，与巷道间距300 m，有效裂缝缝长较短。有效储层薄和水平渗透率相对较高(层理缝发育)导致了单井产量递减速度快。页岩气储层非均质性强，水平渗透率4.2×10-5～2.9×10-4mD，水平渗透率变化和差异大。储层有效厚度明显呈现出减少的趋势，并且可以解释为优质储层钻遇率与产量具有一定的正相关性。

三、压裂数据分析

B井进行页岩气井储层改造，压裂液总量38 000 m3，其中滑溜水总量27 000 m3，100目粉砂总量136 t，40/70目低密度陶粒总量888 t。

表2 多井产能拟合分析结果表

粉砂段塞进入地层后，压力波动主要集中在p≤3.5 MPa(图2)。目前粉砂主要是打磨近井孔眼与近井扭曲以及裂缝转向，为后期陶粒顺利泵注与缝网形成提供便利条件。

分析中充分考虑了支撑剂未进入高压管线时与支撑剂完全进入地层后进行数据拾取，避免支撑剂重力作用、不同浓度、不同长度等因素的影响；整个加砂过程中，全程采用滑溜水进行携砂完成。

图2 加入粉砂压力响应

加砂时，井筒容积通常40～50 m3，设计段塞长度小于一个井筒容积，估算为30 m3，产生压力p1=40 MPa；同体积纯液柱产生压力p2=35 MPa；两者对比差值为p1-p2=5 MPa；在井筒中流体摩阻按井深4 000 m计算，产生压力p摩阻=16 MPa。

p泵压+p液柱(5 MPa)-p摩阻(3 MPa)=p延伸；泵压波动值为<2 MPa。

沟通天然裂缝时，p泵压(压力值降低)+p液柱-p摩阻=p延伸(压力值降低)，压力下降。

人造裂缝时，p泵压(压力值上升)+p液柱-p摩阻=p延伸(压力值上升)，压力上升。

B井施工过程中每一段压力波动范围3～7 MPa，段内每个段塞压力波动范围1.3～5 MPa，并且部分施工段整体压力曲线响应呈下降趋势。

大致能够定性推测在页岩气压裂中，层内压裂改造某些时间段形成了一定程度的人造裂缝；层间压裂改造之间形成的人造裂缝相互作用具有一定的干扰影响。

基于整体压力曲线来分析，无论是层间还是层内改造都具有一定的效果，可以作为现场快速分析效果的一种有效手段。仅通过压力值来确定裂缝复杂程度等相关参数还需进一步分析才能获得。

四、结论及建议

(1)排量变动，流体波动大，产生水击，更易于造新缝。压力峰值高，衰减快，裂缝更复杂。

(2)形成复杂缝网，储层沟通性好，压力降低快，当压力脉冲通过缝网时会吸收更多的能量，水击现象衰减更快。

(3)水击效应中，当波动压力值大于60 MPa，同时衰减时间小于30 s时，可以判定其形成了一定的复杂裂缝。

(4)国内页岩气储层改造有效动用储层厚度薄，有效裂缝半长、纵向改造还需要突破；页岩气储层非均质性强，包括渗透率等参数，需要有针对性，精细压裂改造。

(5)根据整个压裂施工曲线显示，粉砂段塞进入地层后，打磨过程中压力值波动小于3.5 MPa；陶粒进入地层，压力显示波动超过2 MPa，推测可能形成了新的裂缝。

(6)综合分析水击效应、施工中压力波动等压力值，可以快速有效分析本层改造，优化下层压裂改造施工手段；收集多井生产信息，能够更加真实反演地层特性。

(7)通常压后分析，需要大量的时间与大量的数据为基础，不能快速有效反馈给现场指挥，而此方法可以解决此问题。