页岩气藏压裂前水化预处理工艺先导试验

朱炬辉， 梁 兴， 曾 晶， 耿周梅， 吴 凯， 张俊成， 邹龙庆

1中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司 2中国石油浙江油田分公司

0 引言

川南地区页岩气在钻井和压裂过程中，井壁失稳现象、低返排率以及岩心水化试验结果表明，页岩气储层具有典型脆性泥水化破坏特征[1]。近几年国内外正在开展页岩气水化作用对页岩储层压裂影响的研究，目前四川盆地页岩水化特性对页岩气储层改造的有利作用已逐渐被业内认可[2]。钱斌等[3]以滇黔北昭通页岩气岩心为研究对象，在围压10 MPa条件下研究了水化作用对页岩储层微裂纹扩展的影响，认为水化作用能够促使原有较大孔径孔隙膨胀和扩展，孔隙分布密集的区域将相互连通形成新裂缝，水化裂缝主要沿层理方向扩展。国内外学者也大量采用页岩露头结合CT扫描研究页岩储层微观裂缝水化后的变化特征，包括加拿大霍恩河盆地、马塞勒斯等区域的页岩气露头[4- 7]。

前期试验结果表明，矿物组分、围压、泥质含量、水质等因素都与页岩水化效果有关。如何证明水化作用的有效性并在压裂过程中有效利用有待进一步探索。前期针对昭通页岩气示范区龙马溪组岩心进行室内清水水化实验，已经初步验证了清水对页岩岩心水化后存在的天然裂缝宽度增加、原始胶结弱面剥离垮塌、出现新的微细裂纹等现象[3- 8]，表明岩样的裂缝复杂程度有所提高。基于该区域页岩气水平井在压裂前的水化预处理工艺先导试验，通过现场试验与室内实验的结果对比,验证了水化作用在压裂过程中的影响。因此，如何认识和利用水化作用对我国海相页岩气的储层改造有意义重大。

1 水化预处理工艺特点

基于前期室内实验研究，为了进一步验证水化作用在页岩储层压裂时的影响，用于压裂前提升裂缝复杂程度，选取室内实验所用取心井岩心的邻井开展现场试验。对页岩气水平井压裂前的层段先进行射孔，桥塞坐封并封堵已经压裂的层段，通过低于储层破裂压力的排量对准备压裂的层段泵注一定量的清水，水化时间大于11 h后，再开展主压裂，并对压裂初期的破裂点和延伸压力进行分析。水化预处理现场作业技术流程如图1所示。

图1 水化预处理现场作业技术流程图

为更好的与室内实验结果保持一致，验证水化作用对后期主压裂的影响，现场泵注清水过程中，严格控制泵注排量不超过5 m3/min，确保整个水化过程中，泵注液体的高压作用不会导致储层产生大规模破裂。水化预处理所用的液体为不含任何添加剂的清水，储层水化预处理过程应保证清水泵注的连续性，注入清水体积大于该段储层改造方案中设计液量的20%。清水泵注完成后关井等待水化反应，水化作用时间大于11 h。

2 水化预处理现场试验与分析

2.1 A井水化预处理分析

水化预处理的地层主要在井筒周围地带，因此现场试验主要考虑水化后对压裂初期裂缝起裂和延伸的影响。A井水化试验段在射孔完成后，投球坐封桥塞封堵已压裂段，在施工限压内高压泵注300 m3清水，该段水化用液强度2.33 m3/m，排量小于3 m3/min，然后关井进行水化预处理，水化时间11 h。

A井主压裂初期水化预处理段与邻段对比如图2所示，黑色箭头标记水化层段破裂点，蓝色箭头标记邻段破裂点，水化处理段裂缝破裂点个数相对较多(明显破裂点4个)，且破裂后压力波动幅度大，压降幅度最大达到3.1 MPa，破裂特征明显。破裂点明显增加，反映了地层水化后破裂位置增加。

图2 A井主压裂初期水化预处理段与邻段对比

2.2 B井水化预处理分析

B井水化段共2段，平均垂深405.8 m，天然缝呈中高角度发育，脆性(52%～70%)较高，水平两向应力差值小(2.6～3.6 MPa)，垂向应力居中，呈走滑状态，裂缝形态多为垂直裂缝。B井进行压裂前水化试验，在图3中，施工限压范围内水化层段B(a)段(段长95 m)，高压泵注303.87 m3清水，平均液量3.20 m3/m；在图4中，水化层段B(b)段(段长70 m)，高压泵注清水301.38 m3，平均液量4.30 m3/m，关井进行水化预处理，水化时间11 h。

如图3、图4所示，黑色箭头标明水化层段破裂点，在压裂初期，支撑剂未进入地层之前，水化层段有更多破裂迹象，根据测井解释结果显示本井裂缝较为发育，经过水化预处理后，如图3中放大的部分，水化层段B(a)破裂后压降虽然不大，但是破裂次数较多。图4中水化层段B(b)不仅在初期破裂点相较于邻段更多，且压力波动幅度大,两个明显的破裂点破裂后压降为1.68 MPa和2.5 MPa。

图3 B井主压裂初期水化预处理段B(a)与邻段对比

图4 B井主压裂初期水化预处理段B(b)与邻段对比

结合岩心室内实验来看，水化处理后天然裂缝胶结面存在剥离现象，且部分岩心产生了新的裂缝，导致岩心内部薄弱点增加，对压裂初期多个破裂点的产生具有一致性。

2.3 水化预处理对裂缝延伸压力的影响

裂缝延伸压力与储集层岩石断裂韧性、压开的裂缝体积、地应力以及压裂液在裂缝中的阻力有关，在同一水平井中，裂缝延伸压力与该层段的岩石力学性质有关。可由压裂结束时的瞬时停泵压力来计算裂缝延伸压力[9]。

pF=pS+pH

式中：pF—裂缝延伸压力，MPa；pS—瞬时停泵压力，MPa；pH—压裂井筒中的静液柱压力，MPa。

延伸压力差是水化预处理层段延伸压力与邻段的差值，根据测井应力解释结果，对施工数据进行分析计算，结果如图5与表1所示。

图5 水化预处理作用与邻段参数对比

表1 水化预处理段与邻段施工参数对比表

A井、B井的井段进行水化预处理后，裂缝延伸压力均低于邻近层段，延伸压力差A井为1.36 MPa；B井为5.50 MPa、0.98 MPa，B井水化层段B(b)裂缝延伸压力最多低于邻段5.5 MPa。测井解释结果表明，水化段与邻近层段最小水平主应力差值A分别为-0.13 MPa，B(a)为-0.47 MPa、B(b)为0.62 MPa。在考虑地层本身应力大小的情况下，延伸压力仍然存在一定额外偏差。结合室内试验分析结果来看，部分岩心水化后存在缝宽增加的现象，因此延伸压力的差异可能与水化后井筒附近裂缝宽度增加有一定关系。

3 结论

(1)现场试验2口井3个层段在压裂前泵注清水后，与相邻层段对比发现：主压裂破裂点相对较多，延伸压力相对较低，在一定程度上提升了人工裂缝的复杂度。这一现象与室内岩心水化后天然裂缝宽度增加、新的微细裂纹产生等现象具有一定的关联性，进一步验证了清水对页岩储层微观结构产生的影响。

(2)裂缝的起裂和延伸受到应力、天然裂缝等多种因素影响，页岩储层水化现象在压裂改造中对裂缝复杂度提升的效果和强度仍需在更多地层条件类似的试验井中开展进一步研究。