H202井区H3平台深层页岩气压裂效果分析

余致理 肖 晖 宋 伟 郭高峰 徐 吉 梁朝阳 刘 辉 胡志国

(1. 中国石油西南油气田分公司 重庆气矿， 重庆 400021;2. 重庆科技学院 石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

0 前 言

通常，深层页岩气藏的埋深介于3 500～4 500 m，超深层页岩气藏的埋深大于4 500 m[1]。自2010年开发出第一口页岩气井以来，我国中浅层页岩气开发工作取得了很大成绩[2]。目前，页岩气勘探开发工作正向着川南和渝西等深层页岩气区推进[3]。据估算，深层页岩气的勘探潜力巨大，其资源量有可能是中浅层页岩气的两倍[4]。随着埋深加大，深层页岩气藏更加明显地表现出致密化程度高、构造复杂、岩石塑性强、地应力较大、裂缝欠发育等特点[5-6]，使得地层起裂难度加大、闭合压力和施工压力升高、裂缝复杂程度降低[7-9]，进而导致页岩气稳产能力变差、可采储量降低[10-11]。

H202井区位于渝西深层页岩气区，其中龙马溪组 — 五峰组为目的层，垂深为4 200～4 300 m，产出气为典型的深层页岩气。该井区的H3平台上共布置4口水平井，均已完成压裂作业。在同等地质条件下，这4口水平井的压裂后测试产量低于同区块其他井，这为后期深层页岩气平台压裂作业的实施带来了较大的不确定性。为了确保平稳作业，本次研究将从可压性、压裂设计与实施、压后裂缝形态与排采等方面对H3平台进行评价，从中分析该平台压裂中的主要问题。

1 页岩储层可压性分析

1.1 物质基础

H202井区先导试验井位的部署情况如图1所示。结合水平井测井解释成果，采用水平段厚度加权平均法计算出H3平台的相关指标：水平段TOC为5.8%；含气量为5.4 m3/t；孔隙度为4.0%。H3平台龙马溪组 — 五峰组的储层总厚度为81.7 m，其中I类储层的厚度仅为10.8 m。

脆性指数是用于表征页岩储层脆性特征的关键参数，常用参数有通过石英矿物含量计算的矿物脆性指数，以及利用静态杨氏模量、泊松比计算的力学脆性指数[12-13]。针对H3平台4口井水平段，根据测井解释成果计算出其矿物脆性指数为72.9%～75.1%(平均为73.6%)，通过水平段测井计算出其力学脆性指数为45.3%～53.0%(平均为48.0%)。通过室内实验，测得H3平台龙马溪组岩石杨氏模量为36.3 GPa，泊松比为0.243，抗压强度为426 MPa(测试围压为98.6 MPa)，力学脆性指数为50.2%。实验测得数据与测井计算结果相近。H3平台呈现出矿物性高、力学脆性略低的特点。

1.3 天然裂缝发育情况

H3平台各水平井处于向斜位置，高角度缝几乎未发育，存在一定数量的水平缝。在各井中，斯通利波均无明显衰减，蚂蚁体预测裂缝的发育走向与井筒近乎平行。该平台4口井中，仅H3-3井和H3-4井在井筒区域各发育3组裂缝带，裂缝带与井筒之间呈较大夹角(见图2)。总体上，H202井区H3平台各水平井的天然裂缝欠发育。

1.4 应力特征

通过室内实验分析了渝西地区龙马溪组最大水平主应力方向分布情况，结果如图3所示。其中，测得H3平台龙马溪组的最大水平主应力为112.5 MPa，最小水平主应力为97.7 MPa，垂向应力为108.3 MPa，水平应力差为14.8 MPa，应力差异系数为0.15。此外，测得最大水平主应力方向为N120.0°E，与渝西区块最大水平主应力方向大致相同(120°～140°)。应力状态是影响裂缝复杂性的首要因素[14]，H3平台应力差异系数不大，但水平应力差值较大，因此较难形成复杂缝网。

图3 渝西地区龙马溪组最大水平主应力方向分布

1.5 可压性综合分析

对比H3平台与各典型页岩气区块的物质基础、脆性指数、天然裂缝发育情况、地应力特征等，分析H3平台的深层页岩气储层可压性，相关参数见表1。

表1 H3平台和各典型页岩气井区参数对比

可以看出， H3平台物质基础较好、地层能量充足、矿物脆性较强，但天然裂缝欠发育、应力差较大，形成缝网的难度较大，页岩的可压性一般。

2 压裂设计与实施情况

2.1 压裂设计

(1) 主体工艺。采用段内多簇、大排量、中强度加砂改造模式。

(2) 压裂液体系。主体使用变黏滑溜水体系，根据井筒清洁的需要，针对裂缝发育井段注入一定量的中黏滑溜水。

(3) 支撑剂优选。以“70/140目石英砂 + 40/70陶粒”作为主体支撑剂，现场准备一定量的70/140目小粒径陶粒。

(4) 射孔参数。本井主体分6簇射孔，射孔密度为16孔/m，每簇射孔段长为0.5 m，单段总孔数为48；天然裂缝段分为9簇射孔，射孔密度为12孔/m，每簇射孔段长为0.5 m，单段总孔数为54。

(5) 暂堵工艺。为保证段内多个射孔簇均匀开启，每段投入16颗直径为19 mm的暂堵球；在天然裂缝发育段加入暂堵剂300 kg，其中粉末暂堵剂140 kg，颗粒暂堵剂160 kg。

2.2 压裂实施情况

在H3平台4口试采井实施压裂作业，平均各分段的长度为61.8 m，单段采用6簇射孔工艺技术，最高施工排量达19 m3/min，加砂强度达4.1 t/m，用液强度达33.3 m3/m。H3平台压裂设计参数与实际施工参数对比结果显示(见表2)，该平台实际加砂量均高于设计加砂量，而实际用液量大都低于设计量。由此可见，地层进砂难度不大，但液量较低则会影响改造体积。此外，该平台70/140石英砂与40/70目陶粒的使用比例为53 ∶47，小粒径支撑剂占比过高导致导流能力相对较低。水平应力差为14.8 MPa，而计算所得的平台平均净压力仅为12.6 MPa，相对较低。这些现象均不利于提高裂缝的复杂程度。

表2 H3平台压裂设计参数与实际施工参数对比结果

3 压裂裂缝形态分析

3.1 裂缝监测情况

通过H3平台对其中97段裂缝进行了监测，累计监测到微地震事件5 052起。H3平台压裂事件点单段延伸平均长度约为361 m，宽度约为103 m，高度约为80 m，事件延伸方位主要范围为124°～140°。

3.2 暂堵转向分析

在针对96段裂缝实施暂堵转向的压裂施工过程中，其中有56段曾监测到微地震，暂堵效果不明显，其占比为58.3%。暂堵效果较好的压裂段压力升高，井筒东侧响应减弱、西侧响应增强(见图4)，而暂堵效果较差的压裂段无压力响应。H3-3井第17段为该井唯一采用粉末暂堵剂和暂堵球组合的压裂段(其余各段均只采用了暂堵球进行暂堵)，在与其他段压裂规模相近的情况下微地震事件发生次数最多。由此可见，采用粉末暂堵剂和暂堵球组合可以较好地提高裂缝复杂性。

图4 暂堵效果较好压裂段微地震监测效果图

H202井区与阳101井区、泸203井区和大足井区的垂深相近，它们均属于典型深层页岩气区；宜宾井区的垂深略浅(介于3 600～3 800 m)，为中深层页岩气区；涪陵页岩井区的垂深则更浅，为典型的中浅层页岩气区。H3平台与各典型页岩气井区的平均单段增产体积(SRV)对比情况如图5所示。从中可以看出：H202井区单井产量高，而其单段SRV水平一般；H3平台单段SRV与典型井的深层页岩气SRV相近，远低于宜宾井区的中深层页岩气区，而略高于涪陵井区的中浅层页岩气区。其主要原因在于，深层页岩气的改造规模普遍大于中浅层页岩气。与深层页岩气相比，宜宾井区中深层页岩气的改造规模与其相近，但深度较浅，天然裂缝发育，应力差偏小，因此单段SRV相对较大。

图5 H3平台与各典型页岩气井区平均单段SRV对比

为了便于对比裂缝复杂程度，将微地震监测的裂缝宽度与裂缝长度之比定义为裂缝复杂指数。H3平台与各典型页岩气井区的裂缝复杂指数对比情况如图6所示。可以看出，H3平台的裂缝复杂指数大于大足区块而小于其他井区，其储层按照裂缝复杂指数从大到小依次划分为中浅层、中深层、深层。

图6 H3平台与各典型页岩气井区裂缝复杂指数对比

相较于中浅层，针对深层页岩气复杂缝网的改造难度更大，还需通过提高压裂规模来大幅提高深层页岩气SRV。此外，还应采取措施提高裂缝复杂性，才能进一步提升深层页岩气的压裂效果。

4 压后排采情况分析

4.1 返排测试情况

H3平台有4口水平井，H3-1井、H3-2井、H3-3井、H3-4井。其中，H3-1井的日产气量约为8.175×104m3，定产压力为32.76 MPa；H3-2井的日产气量约为8.677×104m3，定产压力为 29.64 MPa；H3-3井的日产气量约为15.400×104m3，定产压力为32.80 MPa；H3-4井的日产气量约为14.290×104m3，定产压力为24.18 MPa。平台上各井的测试产量均远低于井区内的H202井(测试日产气量约为22.370×104m3、定产压力为24.97 MPa)，压裂效果未达预期。

对H3平台与长宁、威远井区的气井返排特征参数进行了对比，如图7所示。可以看出，H3平台各气井的见气时间较晚，平均见气时间为16 d，且以上4口井的见气返排率、最大产气量返排率均明显高于H202井与长宁、威远井区气井的平均值。在完成压裂作业之后，页岩气井总体呈现低返排率特征，其中 H3平台气井的返排率相对较高，这表明裂缝的复杂性不足。

图7 H3平台与长宁、威远井区的气井返排特征参数柱状图

4.2 井间连通性分析

实施压裂后，不同页岩气井的井间连通性也不相同。若井距过小，将会导致多段压裂裂缝在两口井之间相互连通；若井距过大，则会导致井间多数区域不能被充分改造。通过井距，即可充分了解井间的连通性。

针对上述4口井开展了井距现场试验，井距分别设为300、350和400 m。为了测定井距对井间连通性的影响，向平台中部H3-2井、H3-3井的压裂液中分别加入23、25种水溶性示踪剂，共计48种水溶性示踪剂。在施工结束后的排采期间，分别从4口井中采集不少于25份水样，用于检测分析返排液中所含上述48种水溶性示踪剂的种类及数量，以及连通率(连通段数在本井总压裂段数中的占比)。测试结果表明，井间连通性较为严重。其中，从 H3-1井水样中检测到H3-2井所注示踪剂6种，连通率为26%；从H3-2井水样中检测到H3-3井所注示踪剂4种，连通率为16%；从H3-3井水样中检测到H3-2井所注示踪剂 5种，连通率为22%；从H3-4井水样中检测到 H3-2井所注示踪剂1种及H3-3井所注示踪剂 4种，连通率分别为4%、16%。井距与连通率具较好的负相关性，井距越小，连通率越大(见图8)。300 m井距的连通率高达26%，对压裂效果的影响较为显著。经过综合分析，认为井距不宜低于350 m。

图8 H3平台井距与连通率的关系

5 结 语

渝西深层页岩气H202井区H3平台有4口水平井压后测试产量较差，后期平台作业存在较大的不确定性。为了确保平稳作业，本次研究从可压性、压裂设计与实施、压后裂缝形态与排采等方面对H3平台进行了评价，分析其中主要压裂问题。

H3平台物质基础较好、地层能量充足、矿物脆性较强，但天然裂缝欠发育、应力差较大，形成复杂缝网的难度较大，工程可压性一般。采用大排量和多簇射孔压裂工艺可增大改造体积，但施工净压力偏低、裂缝复杂性不足，且小粒径石英砂占比过高也减弱了导流能力。在此建议：进一步提高施工排量，并采用粉末暂堵剂和暂堵球组合的方式，以提高裂缝复杂程度；同时，降低小粒径支撑剂占比，以提高导流能力。

H3平台各井测试产量相对较低，见气返排率、最大产气量返排率均明显高于邻区相应参数的的平均值，裂缝的复杂性明显不足。同时，井距与井间连通性呈负相关性。经过综合分析，认为井距不宜低于350 m。