渝东南常压页岩气压裂关键技术研究与应用

2020-09-25夏海帮

油气藏评价与开发 2020年5期

岑涛，夏海帮，雷林

（中国石化华东油气分公司南川页岩气项目部，重庆408400）

常压页岩气勘探主要分布在四川盆地盆缘—盆外区，其中渝东南盆外常压区属中国石化矿权面积为2.1×104km2，预测资源量为8.2×1012m3，气藏压力系数为0.9～1.3，参考国家标准GB/T 26979—2011《天然气藏分类》，属于常压气藏，发展前景广阔。“十三五”以来，为加快推进常压页岩气勘探开发进程，国家设立了科技重大专项《彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程》[1-2]。彭水区块行政区划隶属于重庆市彭水县、武隆县，贵州省道真县，区内地理地貌以丘陵和山地为主，地层出露完整，海拔在200～1 400 m，平均海拔为1 000 m。构造位置处于川东南—湘鄂西“槽—档”过渡区，构造形态以NE向复向斜和复背斜相间分布为主。道真向斜、武隆向斜、桑柘坪向斜，区内向斜构造相对宽缓，有利于页岩气成藏。五峰组—龙马溪组页岩埋深为2 200～3 488 m，优质页岩厚度为35 m，页岩品质好：TOC一般大于3.0%，含气量为2.0～4.0 m3/t，全烃含量为13%～22%，压力系数为0.9～1.1，吸附气占比为40 %～60 %[3-4]。彭水区块先期压裂测试的4 口井，由于水平应力差大，高角度裂缝和层理缝发育等地质特点造成压裂改造复杂程度小，改造体积受限，未能形成大型复杂缝网系统，压裂测试产量只有（1～4）×104m3，生产特征呈现返排率高、日产液高、产量递减相对较慢，需要人工举升工艺生产，从而无法实现商业开发价值。对于常压页岩气藏，北美的Barnett 常压页岩气在开发过程中，主要采用缩短段间距和增大加砂量等技术来提高改造效果，但渝东南盆外常压区位于山区，相比北美的平原地形，其钻完井成本更高，为实现商业开发则必须要求压裂改造效果更好。因此，以实现大型复杂缝网系统为目标，通过对加大压裂改造规模、连续加砂工艺和段内暂堵转向优化等关键技术不断优化，并在LY2HF 和JY10HF 井进行了先导试验，压裂后获得日产气9.6×104m3和16.7×104m3，实现了常压页岩气的商业突破。

1 彭水区块常压页岩气改造技术难点

处于渝东南盆缘转换带彭水区块常压页岩气在受到褶皱作用、断裂作用和抬升剥蚀作用等构造运动的影响下，应力得到释放，地层压力由超压变成常压，优质页岩层厚度较高压气藏变薄，厚度为24～35 m，页岩气总含气量相对较低，为2.0～4.0 m3/t，吸附气占比为40%～60%；受构造运动影响基质孔隙度仅为3.5%～5%，高角度裂缝及层理缝更发育，页岩层地应力相对较小，为40～60 MPa，但最大水平主应力和最小水平主应力差异大,差异系数为0.27～0.34；静态杨氏模量为21～35 GPa，泊松比为0.18～0.31；地温梯度为2.1～2.5 ℃/100 m。因此，常压页岩气因地质条件造成压裂改造主要面临3 个技术难点[5-7]：①储层含气总量低，且以吸附气为主，同时属于常压气藏，需要尽可能形成波及体积范围更广的裂缝，释放更多的储层产能；②应力得到释放，差异系数大，裂缝复杂程度低；③高角度裂缝发育，诱导效应强，不利于形成复杂裂网。

2 常压页岩气水平井压裂关键技术

针对常压页岩气因含气总量低、地应力低、压力系数低、应力差异系数大和施工窗口大等特点，为提升压裂改造效果，实现常压页岩气达到商业开采价值，采用加大压裂改造规模、增大加砂强度、连续加砂工艺、簇间暂堵优化和提高粗砂比例等技术去不断优化压裂参数，已经初步形成了一套常压页岩气水平井分段压裂技术，并通过LY2HF井和JY10HF井取得试验成功。

2.1 压裂规模优化

应用页岩储层缝网压裂模型，针对龙马溪组进行优化设计，分单段3 簇模拟1 400 m3、1 600 m3、1 800 m3、2 000 m3压裂规模的支撑裂缝几何参数（表1），根据Meyer 压裂设计软件模拟这4 种压裂规模下裂缝的形态[8-9]。

表1 龙马溪组不同压裂规模下三维裂缝参数Table1 3D fracture parameters of Longmaxi Formation under different fracturing scales

模拟支撑剂用量为50～80 m3，不同压裂液用量对裂缝形态的影响见图1，波及裂缝半长在240～310 m，裂缝高度在54～65 m。从表1对比可以看出随着压裂规模增大，缝长、缝高也在不断增加，软件模拟显示液量在1 800～2 000 m3时，裂缝半缝长286～310 m，支撑半缝长240～265 m，单段砂量70～80 m3，满足常压页岩气压裂改造需求[10-11]。

2.2 加砂工艺优选

常压页岩气地层压力系数低，为实现提高单井EUR，要提高裂缝导流能力、加砂强度来促进缝网复杂化。采取连续加砂、增大加砂强度、提高粗砂比例3 项措施，提高支撑裂缝的连续性以及导流能力，形成页岩气流动“快速通道”，且加入同样砂量情况下，所用压裂液量较常规段塞加砂减少10%以上，大幅度降低了压裂液的成本，为常压页岩气低成本开发奠定了基础[12]。

图1 不同液量对应支撑半缝长Fig.1 Half supporting fracture length of different fluid volumes

从图2可以看出加砂强度与测试产量呈正相关。随着加砂强度的增大，改造体积越大，测试产量越高。

图2 加砂强度与日产气量关系Fig.2 Relation between sanding strength and daily gas production

2.3 段内暂堵转向优化

LY1HF 井连续油管生产剖面测试结果显示，簇与簇之间的进液量不一致，导致其压后产能贡献程度差距较大，甚至部分射孔簇无产能。因此，采用投球暂堵既解决射孔簇不能改造的问题又可实现段内转向，实现裂缝均衡拓展，增大改造体积。簇间暂堵转向是在压裂施工中投入一定数量的暂堵可溶球，遵循流体向阻力最小方向流动的原理，利用暂堵可溶球外径比射孔炮眼大的特点，对射孔孔眼进行桥堵，形成高于裂缝破裂压力的压力值，改变孔眼处原地应力场，从而压裂液转入高压力或新裂缝层，促使新裂缝产生，确保每簇射孔段都得到充分改造，最终达到整体改造水平段的目的[13-16]。

常压页岩气压裂要求暂堵可溶球必须具备强度高、封堵率高、压后完全溶解和无污染的特点。因此，选取暂堵球需镁铝合金及其他合金元素等可溶材料，并通过室内试验模拟地层高温高压状态下暂堵球的抗压强度及自溶性见表2。

结果为：φ5.5～φ13.0 mm 4种不同直径的暂堵可溶球（图3）在130 ℃下的抗压强度在30～60 MPa；在滑溜水中15 h后开始溶解，3～5 d完全溶解；完全满足常压页岩储层压裂施工要求。页岩气射孔选用的是89枪，弹型为SDP35HMX25-4XF，孔密为20 孔/m，孔径为9.5 mm，扩径率在20 %～40 %，扩径后孔径在11.4～13.3 mm，因此，实施段内暂堵转向时，选择φ13.5 mm暂堵球，每段投30～35个。

表2 暂堵球溶解及抗压性能Table2 Dissolution and compression performance of temporarily blocked ball

图3 不同直径暂堵球Fig.3 Temporary blocking balls of different diameters

2.4 建立“三阶梯”压裂加砂工艺模式

通过对前期压裂井的总结和分析，提出“三阶梯”压裂加砂工艺模式，其核心思想是加大排量，最大程度形成复杂缝网，增大不同粒径的砂比，支撑裂缝，提升裂缝的导流能力。在压裂施工过程中（图4）：①阶梯升排量，保持净压力稳步增长，保近扩远开启更多微裂缝，增大改造体积；②阶梯提砂比，采用多台阶的加砂模式快速推高砂比，建立连续铺砂剖面；③阶梯加粒径，采用70/140、40/70、30/50目的砂粒径组合，适时增加粗砂用量，提升裂缝导流能力。

3 现场实施情况

3.1 压裂施工

截至2019年，常压页岩气彭水区块压裂试气7口井（表3），压裂井垂深为2 300～3 300 m，水平段长为1 000～1 700 m，孔隙度为3 %～6 %，含气量为2.0～4.0 m3/t，气测全烃为9 %～12 %，地应力为40～63 MPa，差异系数为0.27～0.34。从2012年第一口井PY1HF井开始，为解决因水平应力差大、高角度裂缝和层理缝发育难以形成复杂缝网体系，实现形成大型复杂缝网的特点，采取了不断加大压裂规模（单段液量1 318 m3上升至2 286 m3，单段砂量68 m3上升至129 m3），提高加砂强度（0.7 m3/m上升至1.52 m3/m），增加粗砂比例（4%上升至11%）等措施，并在LY2HF井和JY10HF井获得突破，压裂后获得日产气9.6×104m3和16.7×104m3[17]。

3.2 压裂效果分析

从图5中可以看出，在同一地质条件下，页岩气井压裂用液量对比为PY3HF 井＞JY10HF 井＞LY2HF井＞LY1HF井＞PY4HF井＞PY2HF井＞PY1HF井，从数据上看储层的压裂改造效果与压裂液用量有一定关系，但不明显。加砂量对比为LY2HF井＞JY10HF井＞PY3HF 井＞LY1HF 井＞PY1HF 井＞PY4HF 井＞PY2HF井，总加砂量用量均与产气量表现出明显的一致性，单段加砂量控制在130 m3之内，随着加砂量的提高储层改造效果增大，产量越高。

图4 压裂加砂工艺特征Fig.4 Characteristic of fracturing sanding process

表3 常压页岩气压裂施工参数Table3 Fracturing construction parameters of normal pressure shale gas

图5 日产气量与压裂液量、加砂量关系Fig.5 Relation between daily gas production and fracturing fluid volume,sand content,respectively

从图6可以看出，同一地质条件下加砂强度与产气量表现出明显的一致性，即随着加砂强度量的提高储层改造效果增大，产量越高，而PY3HF井因储层含气性和地层压力等地质条件较LY1HF、LY2HF 和JY10HF3口井差，因此，虽然加砂强度最大但产量不是最高。

图6 日产气量与加砂强度关系Fig.6 Relation between daily gas production and sand strength

从图7可以看出，段间距越小，段数越多，产量越高。整体呈现出大规模小段间距的日产气量最高，其次，中等规模中等段间距和小规模中等段间距，中等规模大段间距最差。

图7 段间距与压裂段数关系Fig.7 Relation between segment spacing and number of fracturing segments

图8 支撑剂用量对比Fig.8 Comparison of proppant dosage

从图8和表3可以看出粉砂、中砂和粗砂用量均与产气量表现出明显的一致性，即随着中砂和粗砂用量的提高储层改造效果增大，产量显示较好。值得一提的是，PY2HF 和PY4HF 井在压裂施工过程中增加了粗砂的用量，但产气显示效果没有PY1HF 井理想。分析原因之一：可能是由于压裂施工中使用粉砂和中砂相对较少，粉砂在前期打磨和降滤过程中并未充分发挥作用，同时中砂用量较少也在一定程度上导致了造缝不彻底，裂缝未充分延伸。虽然后期增加了一定的粗砂量，但由于前期未形成有效的裂缝体系，效果并不明显。因此，常压区块进行压裂施工时，应保证前期足够的粉砂打磨降滤和中砂的充分造缝，在此基础上加入适量的粗砂才可以起到有效支撑裂缝的作用[18]。

LY2HF 和JY10HF 井分段压裂施工首次采用连续加砂工艺（图9）和簇间暂堵组合工艺，投射35～50个可溶式暂堵球，实现裂缝均衡拓展，投球后净压力升高6～16 MPa，通过综合净压力、G函数形态分析，储层裂缝复杂度得到了较好的提升，较LY1HF 井有效改造体积（SRV）提高了7%～10%。

图9 连续加砂压裂曲线Fig.9 Continuous sanding fracturing curve

图10 暂堵球投送前后延伸压力/净压力对比Fig.10 Comparison of extension pressure/net pressure before and after delivery of temporary blocking ball

图11 压裂段G函数特征Fig.11 Characteristic of G function for fracturing section

由图10看出在第10—第20 段共9 段进行簇间暂堵投球，共计投13.5 mm 暂堵球300 个，平均投球后升压19 MPa，投球前净压力为12 MPa，投球后净压力增加至26.4 MPa，净压力升高11～26 MPa：投球前平均延伸压力梯度为2.5 MPa/100 m，投球后平均延伸压力梯度为3 MPa/100 m，投球后实现了段内转向，有效提高裂缝延伸压力梯度，有利于提高裂缝复杂度，G 函数特征显示复杂裂缝和剪切网缝占90%以上[19-20]（图11、表4）。