彭成勇

（中海石油研究總院）

頁巖油氣水平井壓裂工藝技術(shù)展望*

彭成勇

（中海石油研究總院）

近年來國外大力發(fā)展水平井多級壓裂技術(shù)，并成功應用于頁巖油氣實現(xiàn)了商業(yè)化開發(fā)，為緩解世界能源危機鼓舞了信心。我國能源消耗巨大，對外依賴程度越來越高。盡管擁有豐富的頁巖油氣資源，但卻無法有效動用，其主要原因之一是國內(nèi)現(xiàn)有增產(chǎn)工藝技術(shù)落后。目前國內(nèi)水平井壓裂技術(shù)主要針對砂巖儲層，而應用于頁巖儲層則效果不佳。鑒于目前關(guān)于頁巖油氣的滲流機理尚未形成成熟理論，從工藝角度分析頁巖油氣開發(fā)，詳細介紹了國外主流增產(chǎn)工藝技術(shù)及現(xiàn)場試驗效果，并結(jié)合國內(nèi)技術(shù)現(xiàn)狀提出我國未來壓裂工藝技術(shù)研究方向，為加快國內(nèi)頁巖油氣資源大規(guī)模開發(fā)提供參考。圖5表2參10

頁巖油氣 多級壓裂 泵送橋塞 水平井壓裂 水力噴射 叢式固井滑套

0 前言

頁巖油氣是美國大規(guī)模經(jīng)濟性勘探開發(fā)的三大非常規(guī)類型氣（根緣氣、頁巖油氣、煤層氣）之一，近年來得到了空前的快速發(fā)展。自1981年第一口頁巖油氣井成功壓裂以來，壓裂工藝技術(shù)得到了不斷進步和完善，最終實現(xiàn)了頁巖油氣商業(yè)化開發(fā)。美國頁巖油氣逐漸成為主要能源供應之一，至2010年頁巖油氣產(chǎn)量為1378×108m3，占全國天然氣年總產(chǎn)量的23%，超過俄羅斯成為全球第一大天然氣生產(chǎn)國，預計2015年規(guī)劃頁巖油氣產(chǎn)量將達到三分之一。頁巖油氣將扮演著越來越重要角色獨步能源舞臺。中國頁巖油氣富集地質(zhì)條件優(yōu)越，具有與美國大致相同的頁巖油氣資源前景及開發(fā)潛力。但我國的頁巖油氣開發(fā)利用程度低，尚處于起步階段。國外頁巖油氣開發(fā)成功經(jīng)驗表明，壓裂工藝技術(shù)的不斷進步和創(chuàng)新是頁巖油氣開發(fā)的關(guān)鍵。目前，對于頁巖油氣滲流機理尚不成熟，本文主要從工藝角度分析頁巖油氣開發(fā)未來技術(shù)發(fā)展方向。

1 頁巖油氣開發(fā)對壓裂工藝技術(shù)要求

與常規(guī)砂巖氣不同，頁巖油氣存儲除了空隙中的游離氣外，還大量以吸附態(tài)存在于頁巖里。由于頁巖層滲透率極低，流通性差，這些氣體無法像常規(guī)氣體一樣自由運移。研究表明，只有充分暴露儲層面積，大量釋放吸附氣儲量，建立儲層流通通道，才能加快頁巖油氣釋放和流動，提高單井產(chǎn)能，最終達到商業(yè)化開發(fā)的目的。因此，頁巖油氣開發(fā)對壓裂工藝技術(shù)提出以下幾方面的基本要求：

·級數(shù)多：采用水平井開發(fā)，增加壓裂段密度，減少滲流能力差帶來的不足；

·規(guī)模大：泵入大量液體，“破碎”性壓裂儲層，增大暴露面積；

·成本低：減少壓裂施工工序、縮短壓裂時間，提高壓裂效率，控制單級壓裂成本；

·可靠性強：降低壓裂失效風險，提高壓裂成功率。

目前國外各大服務(wù)公司投入大量人力和物力開展水平井多級壓裂技術(shù)研究，并取得一系列成果，與此同時也產(chǎn)生了許多全新壓裂概念，如清水壓裂、縫網(wǎng)壓裂、體積壓裂、同步壓裂等。

2 國外典型頁巖油氣壓裂工藝技術(shù)展望

據(jù)不完全統(tǒng)計，美國頁巖油氣水平井壓裂工藝超過85%采用套管固井，泵送橋塞式壓裂技術(shù)，其次，裸眼封隔器滑套壓裂也相對應用較多。隨著技術(shù)的進步和成本的控制，現(xiàn)在也在嘗試一些新的壓裂工藝，如水力噴射、從式滑套固井壓裂技術(shù)等。

2.1 泵送橋塞分段壓裂技術(shù)

泵送橋塞分段壓裂技術(shù)采用泵送橋塞，通過電纜將射孔槍和橋塞同時傳輸?shù)街付ㄎ恢茫瑢崿F(xiàn)射孔和分級壓裂一體化，其泵送管柱見圖1。該技術(shù)具有以下幾方面優(yōu)點：①與常規(guī)套管井壓裂相比，減少一趟下入射孔管柱作業(yè)；②通過電纜連接泵送傳輸方式，克服了水平井大狗腿度管柱下入困難問題；③多簇射孔容易形成復雜的體積縫網(wǎng)，增大泄油面積；④可不占用鉆機批量作業(yè)等。但也存在作業(yè)工期較長、成本相對較高等問題。

泵送橋塞分段壓裂技術(shù)施工工藝如下：

·第一段采用油管或連續(xù)油管傳輸射孔，提出射孔槍；

·從環(huán)空進行第一段壓裂；

·凝膠沖洗井筒；

·用液體泵送電纜＋射孔槍＋橋塞工具入井；

·電引爆座封橋塞，射孔槍與橋塞分離，試壓；

·拖動電纜帶射孔槍至射孔段，射孔，拖出電纜；

·壓裂第二層，重復步驟④～⑦，實現(xiàn)多層分段壓裂。

圖1 泵送式電纜射孔槍

2.2 封隔器滑套分段壓裂技術(shù)

除泵送橋塞分段壓裂技術(shù)外，封隔器滑套壓裂技術(shù)在美國頁巖油氣開發(fā)中相對應用較多，其主要用于裸眼井。封隔器滑套分段壓裂技術(shù)采用封隔器實現(xiàn)分層，封隔器類型主要有遇油或遇水膨脹式和液壓坐封式。該技術(shù)最大優(yōu)點在于能夠充分發(fā)揮裸眼井優(yōu)勢，裸眼暴露更多泄油井段；其工藝簡單，作業(yè)時間短。但對于狗腿度較大或水平段過長的水平井，下入壓裂管柱可能存在一定風險，壓裂級數(shù)受滑套球座尺寸限制，同時裂縫起裂控制較難，可能影響裂縫效果。封隔器滑套分段壓裂管柱示意圖見圖2。

以裸眼水平井為例，采用封隔器滑套壓裂施工工藝如下：

·通井，井眼準備；

·用鉆桿下入完井管柱；

·泵入柴油膨脹封隔器；

·投球，坐封尾管懸掛器；

·下完井回接管柱；

·投球分段壓裂；

·放噴求產(chǎn)。

圖2 膨脹式封隔器分級壓裂示意圖

2.3 新型壓裂技術(shù)開發(fā)

隨著頁巖油氣開發(fā)規(guī)模不斷擴大，也誕生了一些新型的水平井多級壓裂技術(shù)，如固井滑套多級壓裂技術(shù)、水力噴射壓裂技術(shù)等。其中固井滑套壓裂技術(shù)不但減少了射孔作業(yè)，而且隨套管下入，不需封隔器或橋塞等器材，大大降低了開發(fā)成本，提高了作業(yè)效率，因此成為世界各大油田服務(wù)公司重點研發(fā)對象。

目前國外固井滑套壓裂技術(shù)主要有兩種：①單級固井壓裂技術(shù)，滑套通過液控管線連接，采用飛鏢打開滑套的同時將下一級擬壓裂滑套準備就緒，理論上可實現(xiàn)無限級壓裂；②叢式固井滑套壓裂技術(shù)，采用投一次球打開多個固井滑套，達到與泵送橋塞壓裂工藝類似的多簇射孔效果，其壓裂機理見圖3。

3 現(xiàn)場應用試驗

Chesapeake公司分別在DJ盆地和PR盆地油藏地質(zhì)條件相近的頁巖油氣井開展多種壓裂工藝效果評估試驗，其中主要對比分析了泵送橋塞分段壓裂技術(shù)和封隔器滑套分段壓裂技術(shù)。

3.1 DJ盆地應用試驗

DJ盆地開展了10口水平井現(xiàn)場應用試驗，其中封隔器滑套和泵送橋塞多級壓裂方式各5口，試驗井基本參數(shù)見表1，各井壓裂后產(chǎn)能見圖4。

根據(jù)表1數(shù)據(jù)，本次試驗10口井除State 2－16－1井1581.3 m外，其余井水平段長度均在1000 m左右，單級控制水平段長度為60.1～99.2 m，平均為75 m。根據(jù)圖4所示，各井生產(chǎn)狀況存在較大差異，其中產(chǎn)量最高的2口井是采用泵送橋塞壓裂的State8－60 16 1H和State 10－67 28－1H井，最高日產(chǎn)頁巖油分別達到596桶／天和494桶／天，明顯高出該地區(qū)其它試驗井。對比其它試驗井，也可以看出，其采用泵送橋塞壓裂的井效果明顯好于采用封隔器滑套壓裂的井。初步分析原因，由于該地區(qū)地勢平緩，水平方向地應力差較小，泵送橋塞采用多簇射孔后，壓裂效果明顯好于裸眼完井采用的封隔器滑套壓裂方式。

表1 DJ盆地試驗井基本參數(shù)

表2 Powder River盆地試驗井基本參數(shù)

3.2 Powder River盆地應用試驗

Powder River盆地在4口水平井上也開展了封隔器滑套和泵送橋塞多級壓裂實現(xiàn)，每種方式2口，試驗井基本參數(shù)見表2，壓裂后生產(chǎn)情況見圖5。

由表2、圖5可知，對比WAGONHOUND 33－71 30－1H和WAGONHOUND 33－72 13－1H、WAGONHOUND 33－72 25－1H和WAGONHOUND 33－72 14－1H兩組試驗井可以看出，產(chǎn)能影響與壓裂級數(shù)、單級控制長度等關(guān)系較大，而與壓裂方式關(guān)系較小。初步分析原因在于該地區(qū)水平地應力差較大，裂縫難以形成縫網(wǎng)。

圖3 叢式固井滑套分級壓裂原理示意圖

圖4 DJ盆地試驗井產(chǎn)能分布圖

圖5 Powder River盆地試驗井產(chǎn)能分布圖

根據(jù)DJ盆地與Powder River盆地現(xiàn)場試驗，初步認為頁巖油氣產(chǎn)能與完井壓裂方式存在一定聯(lián)系，但是不同地區(qū)各種完井方式下的壓裂效果可能存在較大差異。因此，選擇合適的完井壓裂方式，需要結(jié)合地質(zhì)特征進一步深入研究其適應性和造縫特征。

4 國內(nèi)水平井分段壓裂技術(shù)現(xiàn)狀展望

目前我國水平井壓裂技術(shù)主要基于超低滲砂巖儲層，主要包括雙封單級壓裂、封隔器滑套壓裂、水力噴射壓裂、限流法壓裂、橋塞壓裂（包括液體橋塞）等技術(shù)。這些技術(shù)壓后以形成平面雙翼裂縫為主，平面雙翼裂縫儲層暴露面積較小，要實現(xiàn)頁巖油氣中大量吸附態(tài)氣體的充分釋放，需要進一步研究裂縫的起裂及延伸機理，開發(fā)新型體積縫網(wǎng)壓裂技術(shù)。另外，國內(nèi)目前總體而言水平井壓裂級數(shù)較少，大部分在3～6段左右，對于水平段超過千米的頁巖油氣井來說，從規(guī)模上遠不能滿足頁巖油氣井開發(fā)要求。而目前國內(nèi)在滑套球坐制造、封隔器性能方面達不到要求，對于泵送橋塞壓裂方式，目前國內(nèi)尚無自主研發(fā)，其中最重要的難題在于橋塞制造、電纜準確射孔等方面，與國外存在較大差距。因此，需要開展頁巖壓裂裂縫延伸機理研究，根據(jù)延伸規(guī)律，針對不同特征的頁巖儲層，選擇合適的壓裂工藝和技術(shù)。同時，成本和可靠性也是頁巖油氣壓裂工藝開發(fā)最需要考慮的方面。

5 認識與結(jié)論

國外頁巖油氣水力壓裂技術(shù)主要以泵送橋塞分段壓裂技術(shù)為主，也采用封隔器滑套壓裂技術(shù)。從壓裂效果可以看出，壓裂工藝級數(shù)對頁巖油氣產(chǎn)能具有一定影響，選擇合適的壓裂工藝還需進一步開展裂縫起裂及延伸規(guī)律研究。國內(nèi)水平井壓裂技術(shù)總體而言還不能滿足頁巖油氣開發(fā)要求，需進一步從裂縫延伸機理、規(guī)模、級數(shù)、成本和可靠性方面開展深入研究工作。

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（修改回稿日期 2013－05－20 編輯 文敏）

中國海洋石油有限公司綜合科研項目“頁巖氣研究”（2010－YXZHKY－011）。

彭成勇，男，1981年出生，碩士；現(xiàn)就職于中海油研究總院，主要從事非常規(guī)油氣開發(fā)增產(chǎn)工作。地址：（100027）北京市東城區(qū)東直門外小街6號海油大廈1308室。電話：18910879620。E－mail：pengchy＠cnooc.com.cn