威远区块页岩气水平井高效压裂工艺参数分析

2020-11-21曾凌翔郑云川曾波

天然气技术与经济 2020年5期

曾凌翔郑云川曾波

（1.中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川成都610051；2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院，四川成都610051）

0 引言

页岩气是国家重点发展的清洁能源［1-8］，目前迎来了加大开发力度的时机，四川盆地威远页岩气区块需进行大规模改造开发［9-14］，但投产井生产现状总体上面临着压力下降较快［15-17］、产量稳产低、部分井难以达到经济有效开采目标等难题。针对页岩储层基本特征，以增加储层有效改造体积，提升裂缝网络改造程度［18-20］，达到驱使页岩气向井筒流动目的，按照地质因素及工程因素对开发效果的影响规律，优化改造设计技术，对于以最优投入实现最佳的改造效果具现实意义。

1 地质特点分析

威远页岩气风险作业区的区域构造隶属于川西南古中斜坡低陡褶带，工区位于威远背斜的东南翼，主要分为威202井区与威204井区。页岩埋深由威202井区向威204井区增加，威202井区主要埋深为2 100～2 800 m，以威204井区埋深为3 500 m埋深为界，北部埋深为3 000～3 500 m，南部主要埋深为3 500～3 700 m。

威远页岩气改造目的储层为龙马溪组，其杨氏模量为2.545～4.735×104MPa，平均杨氏模量为3.462×104MPa；泊松比为0.113～0.291，平均泊松比为0.211；通过实钻井岩心样品的X射线衍射、测井解释、岩屑元素录井解释分析，配以薄片、扫描电镜等技术手段测得脆性矿物含量分别为：龙一11小层达69.1%、龙一12小层为62.4%、龙一13小层为59.6%、龙一14小层为58.5%，其中龙一11中下部天然裂缝最发育，脆性矿物含量最高，对应TOC含量与杨氏模量最高，是最优地质甜点层段。

威202井区以高导缝为主，发育北东向与近东西向两组天然裂缝，威204井区以高导缝为主，走向以北东向为主，威204南部裂缝相对不太发育，近南北向的陡缓转折带天然裂缝非常发育。天然裂缝的发育程度、走向、连通性将会影响水力裂缝半径及波及范围，目前观测到的波及距离大于1 km。

基于优质页岩厚度、地层压力系数、总有机碳含量和孔隙度的预测，储层物性向西以及龙马溪页岩剥蚀线逐渐变差；结合前期改造效果，高产井（天然气产量大于30×104m3／d）主要处于优质页岩厚度大（龙一11页岩厚度大于5.5 m）、地层压力系数（大于1.6）高、陡缓转折带天然裂缝发育的构造位置。

2 前期储层改造分析

1）通过对前期已进行储层改造的148口井的改造参数统计（图1）可知：用液强度在25～30 m3／m区间共71口井，占48%，测试产量相对较高；加砂强度在1.5～2.0 t／m区间共44口井，占30%，测试产量也相对较高。

图1 148口井储层改造统计分析图

2）对压后井进行生产曲线历史拟合，结果显示：有效动用的储层厚度主要集中在15～20 m，压裂有效裂缝半长主要集中在150～180 m（图2、表1）。

图2裂缝参数反演曲线图

某平台井间距300 m，A井压裂施工期间，同平台B井（处于关井状态）多次发生井口压力上涨现象（图3），其中A井第12段压裂过程中，B井压力上涨高达12 MPa，由此说明压裂水力裂缝半长已超过150 m，亦或是沟通了天然裂缝等。

表1裂缝反演参数表

图3同平台A＼B井井口压力监测曲线

统计数据显示，用液强度在25～30 m3／m范围时，平均单段液量由原来的2 000 m3降低至1 600～1 700 m3，对高产井影响不明显。通过裂缝参数反演、现场实际井间干扰压力测试对缝长的识别，有效裂缝半长主要集中在150～180 m范围内。

3）施工过程中，受局部天然裂缝破碎带发育影响，裂缝延伸受控，压裂液滤失增大导致缝宽不足，支撑剂运移困难导致缝内沉积，从而表现出地面施工压力陡增等复杂情况。

压裂液主体采用滑溜水［21］，黏度为2 mPa·s。主要是通过大排量携支撑剂运移。依据斯托克斯沉降修正公式计算，运移粉砂时，压裂液黏度为5 mPa·s，排量为10 m3／min，支撑剂沉降时间等于水平运移时间；运移陶粒时，施工排量为15 m3／min，黏度为3.2 mPa·s，支撑剂沉降时间小于水平运移时间40 s左右。因此一旦发生复杂情况，处理手段较少。

3 裂缝与产量关系分析

基于同区域地层物性参数，通过数值模拟方法，改变裂缝参数，分析对产量的影响。

有效支撑裂缝半长对天然气产量变化的影响（图4）。红色曲线为水力裂缝长度100 m，蓝色曲线为水力裂缝长度200 m，当储层厚度一定的情况下，通过拟合计算，提高有效支撑缝长（裂缝半长从100 m提高到200 m），单井产量可提高18.2%～23.4%，平均单井还有近1 000～1 700×104m3的产气气量提升空间。

图4储层厚度一定时，裂缝条数增加对应产量变化曲线图

裂缝条数对天然气产量变化的影响（图5）。红色曲线为水力裂缝条数20条，蓝色曲线为水力裂缝条数30条，增加裂缝条数可以明显提高页岩气井初期产量，但产量递减较快。

图5储层厚度一定时，裂缝条数增加对应产量变化曲线图

裂缝导流能力对天然气产量变化的影响（图6）。红色曲线为导流能力1.38 mD·m，蓝色曲线为导流能力13.8 mD·m，裂缝导流能力的影响相对裂缝长度来讲影响较小，导流能力增加10倍，产量提高幅度2.4%～3.1%。因此，该区块页岩气未必需要较高的砂支撑剂浓度等。基于裂缝参数模拟结果显示，有效裂缝半长是影响压后产量、控制稳产能力的重要因素之一。三种裂缝参数影响产量排序为：有效裂缝半长＞分段段数＞裂缝导流能力，其权重系数分别为：0.53、0.41、0.06。

图6储层厚度一定时，导流能力提高对应产量变化曲线图

4 变黏压裂液

变黏压裂液技术将改进的滑溜水与胶液体系按不同比例混合，保持降阻剂用量1‰不变，即可得到不同黏度的滑溜水体系（表2），实现压裂液黏度在3～10 mPa·s范围内可调，可较大程度应对现场加砂困难的复杂情况。该技术增黏效果显著，且大幅降低了仅靠降阻剂增黏的成本。

表2混合液性能表

变黏压裂液在C井首次应用，创单段最大砂量达210 t，加砂强度为3.1 t／m，大大提高了施工规模（图7），减少了复杂情况。变黏压裂液总摩阻相对常规液体进一步降低了3～5 MPa（图8）。排量为12 m3／min时，每千米施工摩阻为2.5～3 MPa，则井深为5 000 m时的总施工摩阻小于15 MPa。极大程度地满足了现场不同加砂工艺与复杂情况处理需求。