威远页岩气水平井控缝防窜技术优化与应用

曾凌翔

（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）

四川盆地页岩气资源丰富[1-3]，其中龙马溪组海相黑色页岩分布稳定[4-5]。目前长宁—威远国家级页岩气示范区内主要开发对象为埋深3 500 m以浅的龙马溪组[6-7]。北美地区构造简单、地层平缓，而四川盆地构造复杂、断裂发育，有机质处于高过成熟阶段，较北美高，有利区多处于丘陵—低山地区，地表条件较北美复杂[8-11]。

页岩储层孔隙度一般为4%～6%，未经改造的页岩基质渗透率一般为（0.000 1～0.000 01）×10-3μm2[12-14]。页岩储层必须经过压裂改造才能获得工业油气流。威远页岩气2017—2020年为建产期，实现50×108m3的年产规模。随着页岩气的规模开发[15-16]，压裂过程中出现了一些新的难题，其中2018—2019年井间窜扰现象凸显出来，影响着单井压裂的最终效果。邓惠等[17]运用Blasingame 特征曲线干扰分析理论和灰色关联理论进行井间干扰评价。黄灿[18]建立有效的页岩气干扰试井评价模型，对生产动态进行了预测及分析。刘霜[19]基于压裂时示踪剂监测等动态资料，结合井网加密试验，研究了井间干扰判别方法。李继庆等[20]建立了多区域耦合的渗流模型，分析了连通渗透率和激动量等因素对于干扰试井测试结果及压力场分布特征的影响。前期多以相关理论模型或判别方法等研究为主，并未涉猎压裂关键参数具体分析与优化，因此，有必要结合现场实际情况，开展水力裂缝延伸控制技术研究，为设计与施工提供有效的技术支撑。

1 目前页岩气改造分析

目前，威远页岩气施工规模约1 600～2 000 m3，单段施工加砂量约100～130 t，施工压力约54～75 MPa，微地震监测压裂改造体积约（3 000～5 000）×104m3，测试产量（12～20）×104m3/d,存在相当一部分页岩气井预测EUR（估算最终可采储量）小于1×108m3。

储层动用半径和厚度是决定单井产量大小的第一要素。多井生产历史拟合表明，采收率低于30%的井，其动用半径小于150 m，厚度小于15 m，且改造渗透率低。以A平台4口井日产45.3×104m3为例，其相邻的B 平台4口井压裂改造后，以100×104m3/d 投产，由此可推测存在储层动用程度不够的可能。基于压裂施工曲线G函数分析也表明，大部分改造井段形成的裂缝复杂程度不够、有效体积有限，仅少部分改造段可能形成了复杂裂缝。

为提高井间资源动用率，逐渐认识到缩小井间距、增加改造段数、提高水平段长等措施对于体积改造“打碎”储层具有重要意义。

井间资源动用方面，井间距由500 m 降低至300 m；地面限制区域资源动用方面，加长水平段段长（1 500～2 500m），尽可能动用地面无法布井区域的资源。

基于单井控气面积0.6 km2的条件下，若有效裂缝半长150 m，段长66.7 m，改造段数30段，则数值模拟结果显示EUR为1.53×108m3，采收率39.8%；若有效裂缝半长180 m，段长72.5 m，改造段数23段，则数值模拟结果显示EUR为0.97×108m3，采收率29.1%。

改造效果改善的同时，出现了一些新的工程问题，其中之一就是井间窜扰现象加剧，且多平台发生此现象。

页岩气C平台3井处于压裂改造阶段，邻井4井处于生产状态。3井施工过程中，4井井口压力从36 MPa急剧下降到28 MPa，瞬时产气量从30×104m3下降至2×104m3，降低约93%。

2 井间窜扰原因分析

井间窜扰主要分为三类：①同平台，多口井拉链式压裂时发生井间窜扰；②同平台，一口井压裂，另一口井生产时发生井间窜扰；③某平台进行压裂施工，相邻平台生产时（周边形成低压漏斗区域）发生井间窜扰。

压裂过程中，若沟通大型天然裂缝或水力裂缝延伸单一，则水力裂缝将会沿优势通道进行延展，当过度扩展时就存在裂缝沟通邻井的风险，发生井间窜扰的现象。

水力裂缝延伸单一通常是因为页岩储层水平应力差大、天然裂缝不发育等因素，导致水力分支缝减少，水力裂缝延伸单一，其缝长过度增加。以页岩气C平台为例，其水平应力差值范围为12～17 MPa，基于数值模拟对比，应力差值超过净压力值，那么本平台不利于复杂水力裂缝的形成。

3 水平井控缝防窜技术分析

发生井间窜扰现象主要是由于水力裂缝延伸至邻井，因此，针对水力裂缝半长控制，提出了具体技术措施。

1）多裂缝控缝长技术

该技术主要利用增加水力裂缝条数，降低净压力值，控制水力裂缝延伸，最终实现井控泄气区域内形成复杂裂缝，有效开发页岩气。

如图1所示，按照单段长度65 m、液体黏度3 mPa·s，分别模拟不同规模（1 400 m3、1 600 m3及1 800 m3），在相同射孔簇数的裂缝长度变化。降低施工规模，形成的裂缝长度降低0.2%～6%。施工规模越小，压裂液波及范围越小，形成的水力裂缝长度越小。

如图2所示，若增加射孔簇数（4～5簇），水力裂缝条数相应增加，对比3 簇射孔水力裂缝缝长，结果显示在此基础上缩短了11.9%～24.8%。射孔簇数增加，裂缝条数增加，单簇进液量减少，净压力得到有效控制，形成的水力裂缝长度减小。

基于上述对比分析，对于控制裂缝长度，增加裂缝条数优于规模控制。

图1 不同规模（1 800～1 400 m3，3簇）的缝长模拟Fig.1 Simulation of hydraulic fracture length of different scale（1 800～1 400 m3,3 clusters）

图2 不同簇数（3～5簇）的缝长模拟Fig.2 Simulation of hydraulic fracture of different clusters（3～5 clusters）

2）转向控缝长技术

该技术主要基于暂堵转向工艺，致使裂缝远端延伸方向发生改变，同时增加了水力裂缝复杂程度，控制了水力裂缝缝长，避免与邻井发生窜扰现象。

通过微地震实时监测水力裂缝形态，并结合邻井井口压力监控，择机投放暂堵材料，优化泵送排量，实现转向控缝长的目的。该技术主要涵盖三大要点：暂堵材料类型的优选、暂堵材料的用量、泵送暂堵材料的排量。

可降解暂堵材料主要有暂堵剂、暂堵球等，暂堵材料为可溶材料，对储层无伤害。组合模式包括暂堵剂、暂堵剂+暂堵球、暂堵剂+适量支撑剂等。暂堵材料的用量与泵送排量在不同页岩区块存在不同的最优值，目前通常暂堵剂用量为20～150 kg，泵送排量为10～12 m3/min，且暂堵材料泵送到位后，井口压力存在一个上涨现象。

4 现场应用及分析

水平井控缝防窜技术效果主要通过以下几种措施判别：①通过微地震监测事件点响应，表征压裂过程中水力裂缝的实时形态及延伸走向；②投放暂堵剂前后施工压力的变化；③邻井井口压力变化的监测。

表1 3井由3簇增加到4簇对应施工参数Table1 Corresponding construction parameters of Well-3 from three clusters to four clusters

4.1 多裂缝控缝长技术在页岩气C平台的应用

3井第25～31段进行4簇射孔压裂改造后，微地震监测显示裂缝缝长为145 m；与第20～24段3簇射孔同比降低24%（图3，表1）。相同规模与排量条件下，增加射孔簇数，既不影响压裂施工，又增加了裂缝条数，邻井窜扰现象得到有效控制。

图3 3井3簇（第20～24段）与4簇（第25～31段）微地震监测对比Fig.3 Comparison of microseismic monitoring of three clusters（section 20～24）and four clusters（section 25～31）in Well-3

4.2 转向控缝长技术在页岩气D平台的应用

该平台3、4井施工过程中发生井间窜扰现象。前期，3井压裂过程中，1、2、4井井口压力存在响应（压力上涨明显，范围为1～12 MPa），证明发生井间窜扰现象；后期，结合微地震响应与邻井压力监测，在总规模400～1 000 m3进行投放暂堵剂，泵送排量5～14 m3/min，暂堵剂用量23～69 kg。

不同改造段选择适宜时机，投放了不同数量可溶暂堵剂，进行转向控缝长技术，本井暂堵剂到位后压力响应值为0.7～11 MPa，邻井压力上涨值几乎为0 MPa，取得了一定的效果。

5 结论及建议

1）针对多平台页岩气水平井发生井间窜扰现象，提出了一种页岩气水平井控缝防窜技术，该技术有效控制了水力裂缝长度，增加了裂缝复杂程度，提高了单井采收率。

2）页岩气水平井控缝防窜技术主要包含：①多裂缝控缝长技术；②转向控缝长技术。基于现场实际施工情况分析，可单独应用，也可综合两者应用，达到控缝防窜的目的。

3）对于控制裂缝长度，增加裂缝条数优于规模控制。降低施工规模，同比裂缝长度缩短了0.2%～6%；增加裂缝条数，同比裂缝长度缩短了11.9%～24.8%。

4）页岩气水平井控缝防窜技术现场应用取得一定效果。运用该技术后，微地震监测裂缝显示水力裂缝缝长同比降低24%，邻井压力监测无异常显示，有效控制了井间窜扰，避免了施工复杂。

5）继续开展室内实验与现场试验，优化暂堵剂用量，选择投放时机，进一步完善转向控缝长技术。