賈長貴, 路保平, 蔣廷學, 李真祥

(1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中國石化勘探南方分公司，四川成都 610041)

近年來，在借鑒北美頁巖氣勘探開發(fā)經驗的基礎上，我國頁巖氣勘探開發(fā)不斷取得重大突破，在四川盆地涪陵和宜賓等地區(qū)連續(xù)獲得高產工業(yè)氣流。涪陵地區(qū)焦石壩龍馬溪組海相頁巖氣水平井在大型分段壓裂改造后，平均單井穩(wěn)定日產氣量15.0×104m3以上，其中焦頁1HF井的穩(wěn)產時間長達450 d以上，效果顯著[1-4]。DY2HF井是位于丁山構造目的層為龍馬溪組地層的一口頁巖氣水平井，與焦石等中淺層頁巖氣水平井相比，該井具有頁巖氣儲層深、應力高、破裂壓力高、延伸壓力高和溫度高等特點，壓裂改造難度較大。為此，筆者對DY2HF井的井口施工壓力、排量和壓裂參數進行了優(yōu)化，提出采取加大前置液用量和膠液用量、小砂比起步和小段塞加砂等技術對策，優(yōu)選高減阻低傷害滑溜水和活性膠液進行混合壓裂，采用低密度高強度覆膜支撐劑進行組合加砂，成功完成12段壓裂施工，壓后獲得10.5×104m3/d的高產工業(yè)氣流。

1 頁巖特征

1.1 物性和含氣性

丁山構造深層頁巖氣目的層為上奧陶統五峰組-下志留統龍馬溪組頁巖，埋深4 417.43 m，巖性以粉砂、粉砂質碳質泥巖為主，少量碳質泥巖、見筆石、放射蟲生物化石，為深水陸棚相沉積產物。地層平均孔隙度5.81%，平均滲透率0.142 5 mD；從上至下總有機碳含量具有明顯增高的趨勢，下部優(yōu)質泥頁巖層段總有機碳含量平均3.65%。有機質類型主要為Ⅰ—Ⅱ1型，為頁巖氣生成的有利類型；鏡質體反射率為1.85%～2.23%，主要處于生氣階段?？偤瑲饬科骄鶠?.48 m3/t，解吸氣量平均為1.35 m3/t。頁巖含氣量從上往下逐漸增大，龍馬溪組底部至五峰組儲層含氣量最高。

1.2 礦物特征組分

對取心層段4 353.05～4 353.25，4 357.02～4 357.20和4 362.37～4 362.55 m進行全巖礦物X射線衍射分析和黏土礦物X射線衍射分析，結果表明：脆性礦物中石英含量最高，含量為35.1%～65.6%，平均48.5%；長石平均含量6.2%；白云巖、方解石平均含量分別為9.1%、6.0%；黃鐵礦平均含量0.9%；黏土礦物平均含量29.7%(見表1)。黏土礦物以伊/蒙混層為主，占礦物組分的78.1%，伊利石平均含量11.0%，高嶺石平均含量5.3%，綠泥石平均含量5.0%，未見蒙脫石(見表2)。高脆性礦物低黏土礦物是頁巖儲層大規(guī)模壓裂改造后形成復雜網絡裂縫的必要條件[2-4]。按礦物組分計算，丁山深層頁巖脆性指數為54.4%～72.9%，平均63.6%，黏土礦物含量小于30%，滿足網絡壓裂的要求。

表1 丁山龍馬溪組頁巖巖石礦物組分Table 1 Mineral composition of Longmaxi shale in Dingshan

表2丁山龍馬溪組頁巖黏土礦物組分

Table2ClaymineralcomponentsofLongmaxishaleinDingshan

取心井段/m伊利石,%高嶺石,%綠泥石,%伊/蒙混層,%4 353.05～4 353.256.07.06.081.04 357.02～4 357.208.03.03.086.04 362.37～4 362.5519.06.06.069.0平均11.05.35.078.7

1.3 裂縫發(fā)育特征

巖心描述和FMI成像測井資料顯示，地層水平層理發(fā)育，常見頁巖微層理面、層間縫發(fā)育，高導縫主要發(fā)育在龍馬溪組中部，在龍馬溪組中部和底部發(fā)育較多高阻縫。水平段巖屑中常見方解石，是泥巖裂縫內充填的次生方解石，反映出天然裂縫發(fā)育特征。根據鉆遇方解石情況，判斷4 810.00～5 000.00，5 044.00～5 120.00和5 275.00～5 320.00 m井段天然裂縫較發(fā)育。丁山五峰組-龍馬溪組頁巖發(fā)育的水平層理縫、紋理縫和充填縫等弱面縫，不僅為頁巖氣提供了良好的儲集空間，而且為壓后形成復雜的網絡裂縫、增大有效改造體積創(chuàng)造了有利條件[2-8]。

1.4 巖石力學特征

對取自4 353.05～4 353.25，4 357.02～4 357.20和4 362.37～4 362.55 m井段的巖心進行了三軸巖石力學試驗和地應力參數測試，彈性模量平均32.32 GPa，泊松比平均0.2，抗拉強度平均9.59 MPa，上覆巖層壓力145 MPa，最大水平主應力121.6 MPa，最小水平主應力109.0 MPa，兩向水平應力差12.6 MPa，差異系數為11.6%。壓裂裂縫易沿最大水平主應力擴展，為了獲得大體積的橫切裂縫系統，頁巖氣水平井一般沿最小水平主應力或小于30°夾角鉆進。但要獲得有效的改造體積，需要較高的凈壓力，才能夠使頁巖中原先存在的層理縫、紋理縫和充填縫等弱面縫張開，形成較為充分的復雜裂縫網絡[2,6,8-12]。M.J.Economides和K.G.Notlte[13]認為，在壓裂主裂縫擴展過程中，使弱面縫張開的臨界凈壓力計算公式為:

(1)

式中：pc net為臨界凈壓力，MPa；σH為最大水平主應力，MPa；σh為最小水平主應力，MPa；ν為泊松比。

1.5 地層壓力及溫度預測

主要依據地震壓力預測及實鉆使用鉆井液密度資料進行壓力預測。丁山五峰組—龍馬溪組地層應用密度1.71～1.81 kg/L的鉆井液鉆進，焦石壩頁巖壓力系數1.45～1.55，對比2個地區(qū)的水平段鉆井液密度和鉆進漏失情況，綜合預測丁山頁巖儲層壓力系數為1.78～1.90。由于地層非均質性強，深層頁巖油氣成藏條件復雜，預測壓力系數可能會有偏差，需要根據后期實測情況進行驗證[4-5]?，F場實踐表明，超壓是頁巖壓后獲得高產商業(yè)氣流的必要條件[5-6]。丁山構造下志留統石牛欄組地層為低地溫梯度。綦江地區(qū)年平均地表溫度18.8 ℃，地溫梯度以丁山1井石牛欄組測試結果2.89 ℃/100m計算，得出該地區(qū)五峰組-龍馬溪組下部地層溫度約為145 ℃。與焦石壩常溫頁巖儲層相對較為成熟的壓裂設計和壓裂液體系不同，丁山頁巖深層具有高溫高壓的特點，給壓裂液流變性和破膠水化時機帶來了新的挑戰(zhàn)，需要探索試驗深層高溫條件下頁巖氣大型壓裂技術和壓裂液體系，并在施工過程中及時調整優(yōu)化[14]。

2 分段壓裂設計

2.1 主要技術對策

1) 采用組合加砂、混合壓裂、控近擴遠和過量頂替等對策，進行深層高應力頁巖氣水平井有效壓裂改造。

2) 采用高降阻高效滑溜水和活性膠液進行混合壓裂，降阻率70%～78%，有效降低施工壓力，拓寬壓力窗口，降低施工風險。

3) 壓裂前采用酸進行預處理，解除地層污染，降低破裂壓力。污染嚴重的前三段適當增加酸液用量。

4) 采用小砂比起步，小段塞加砂，前置液階段輔以段塞式注入100目粉陶8～10 m3，對天然裂縫進行封堵和降濾，并對彎曲裂縫進行逐級打磨，以降低彎曲摩阻，進一步降低施工壓力。

5) 采用低密度高強度覆膜支撐劑進行組合加砂，以提高裂縫導流能力。主支撐劑粒徑為40/70目低密高強覆膜陶粒，緩解嵌入傷害，增加高閉合應力下低鋪砂濃度裂縫的導流能力，并為后期泵送橋塞射孔創(chuàng)造條件。

6) 加大前置液和膠液用量，優(yōu)化造縫時機，大排量大體積擴縫，提高裂縫凈壓力，充分張開頁理、紋理等弱面縫，實現順利加砂，并提高裂縫的復雜性，達到有效體積壓裂改造的目的。

7) 堅持“井筒兩頭不見砂”和“過量頂替”原則，確保施工安全。中頂液量比一個井筒容積多10～20 m3，重點觀察支撐劑進入中遠井段地層后的壓力變化，再調整后續(xù)加砂。

8) 同步破膠?？紤]壓裂過程中實際地層溫度場分布和溫度恢復，根據現場進度進行實時調整，逐級優(yōu)化黏度調節(jié)劑加量，實現壓后各段膠液同步破膠水化。

2.2 井口壓力與排量預測

排量是優(yōu)化射孔參數和壓裂段數的重要依據，深層頁巖氣水平井分段壓裂改造的關鍵是能否在井口限壓條件下進行大排量施工。丁山深層頁巖水平井儲層埋深4 417.00 m，最大測深5 700.00 m，采用壁厚12.65 mm的φ177.8 mm套管完井。在高排量施工時，盡管摩阻比φ139.7 mm套管有明顯降低，但套管抗內壓僅為107.31 MPa。同時，頁巖儲層非均質性強，加砂相對敏感，壓裂施工時需要保證在一定的安全壓力窗口下，以降低砂堵風險。綜合考慮套管材質、壓力安全窗口和施工壓力設計要求，最大排量施工時井口壓力應小于95.0 MPa。

丁山深層頁巖脆性好，弱面縫發(fā)育，裂縫開啟臨界凈壓力為21.0 MPa。根據頁巖網絡壓裂技術理論和實踐，為提高有效改造體積，采取控近擴遠的技術對策，逐步提高凈壓力，避免過早壓開多條裂縫，導致濾失過大，縫寬過窄，無法加砂。在裂縫擴展至設計裂縫縫長的70%～80%時，再提高至臨界凈壓力之上，在縫長方向繼續(xù)擴展的同時，在縫高方向也充分延伸，最終形成具有較高導流能力的主裂縫[2,12]。因此，在壓裂實施過程中裂縫凈壓力應逐步遞增至21 MPa，相應的裂縫延伸壓力梯度為0.024～0.029 MPa/m。圖1為在井口限壓和裂縫延伸壓力條件下，壓裂液減阻率為65%，70%和75%時不同排量下的預測井口施工壓力。預測結果表明，限壓條件下，減阻率為65%時，最高排量為11 m3/min；減阻率為70%時，最高排量為12 m3/min；減阻率為75%時，最高排量為13 m3/min。

圖1 丁山頁巖氣水平井壓裂排量與井口壓力預測曲線Fig.1 Relationship of pumping rate and estimated wellhead pressure for Dingshan shale horizontal fracturing

2.3 壓裂段數簇數優(yōu)化

頁巖氣水平井分段壓裂段數簇數設計主要是確定合理的簇間距。合理簇間距是指在誘導應力場作用下，相鄰兩簇壓裂裂縫擴展過程中無明顯干擾時，沿水平井筒方位的誘導作用距離之和[2,4,6]。量化標準就是水平井段多裂縫覆蓋率，即壓裂改造后，形成的多簇多裂縫的累計橫向波及寬度與水平井段有效長度的比值。多裂縫覆蓋率的大小是頁巖儲層的巖石力學參數、脆性指數、厚度和兩向水平主應力和壓裂時縫內凈壓力等參數的函數，由式(2)計算。多裂縫覆蓋率越大，說明簇間距越合理，頁巖儲層壓裂裂縫越復雜，橫向改造越充分，壓裂效率越高。

,ν,IB,h,σH,σh,pnet)

(i=1,2,…,n)

(2)

式中：CIF為水平井段多裂縫覆蓋率;wci為第i簇裂縫的橫向波及寬度，m；LEH為水平井段有效長度，指以地質和工程甜點要求進行壓裂的水平段長度，m；E為彈性模量，MPa；h為厚度，m；IB為脆性指數；pnet為壓裂時的縫內凈壓力，MPa。

誘導應力超過兩向水平主應力差時才能使裂縫轉向擴展。但是，只有縫內凈壓力超過天然裂縫臨界開啟壓力時才可壓開天然裂縫，形成復雜裂縫網絡[6,8-10,13]。丁山頁巖弱面縫臨界開啟凈壓力為21.0 MPa，兩向水平應力差為12.6 MPa。這2個值對應的簇裂縫誘導應力作用距離為23 m時，誘導應力可以達到天然裂縫張開壓力(見圖2)。假定每簇壓后能形成一條主裂縫，合理簇間距為46 m，即1 034.23 m水平段長分為24簇進行分段壓裂，能獲得最優(yōu)的多裂縫覆蓋率107%，頁巖儲層既能夠進行充分改造，又無明顯干擾。

圖2 丁山頁巖誘導應力與裂縫距離的關系Fig.2 Relationship between induced stress and fracture space of Dingshan shale

根據焦石壩頁巖氣水平井射孔經驗，采用多簇射孔橋塞壓裂聯作工藝進行大型分段壓裂時，在排量能夠達到12 m3/min、單段兩簇射孔45孔、孔徑10 mm以上、孔密16～18孔/m時，孔眼摩阻較小，且能滿足網絡壓裂復雜裂縫起裂與擴展所需要的最低單孔眼排量[3-4]。因此，丁山深層頁巖氣水平井確定采用每段2簇、共12段進行分段壓裂。

2.4 壓裂材料選擇

2.4.1 壓裂液體系選擇

丁山深層頁巖儲層地層溫度達145 ℃，地層閉合壓力達109.0 MPa，形成復雜裂縫所需要的縫內延伸壓力達130.0 MPa，而且儲層物性好，濾失快，壓裂造縫困難。因此，必須采用高減阻滑溜水和活性膠液進行混合壓裂，以有效降低施工壓力，拓寬壓力窗口，降低施工風險。同時，提高膠液比例，以降低濾失，提高凈壓力，拓展裂縫，確保復雜裂縫充分擴展[5,14]。借鑒焦石壩頁巖氣水平井滑溜水及膠液體系，綜合考慮DY2HF井降阻、攜砂、造縫和溫度的影響，確定高效滑溜水配方為0.2%高效減阻劑+0.1%復合防膨劑+0.1%～0.3%復合增效劑，活性膠液配方為0.30%～0.50%低分子稠化劑+0.30%流變助劑+0.10%復合增效劑+0.05%黏度調節(jié)劑+0.30%熱穩(wěn)定劑。性能指標：滑溜水降阻率75%，膠液降阻率70%以上，傷害率<10%，滑溜水黏度大于10 mPa·s，膠液黏度50～120 mPa·s，要求溶解速度快，易破膠水化，可連續(xù)混配[14]。

2.4.2 支撐劑選擇

考慮到丁山頁巖氣層垂深達4 417.43 m，閉合應力109 MPa，為避免施工中發(fā)生砂堵和提高裂縫導流能力，采用100目粉陶+(40/70目+30/50目)低密度高強度覆膜陶粒支撐劑進行組合加砂壓裂。其中，粉陶主要是對天然裂縫進行封堵和降濾，并對彎曲裂縫進行逐級打磨，以減小彎曲摩阻，進一步降低施工壓力[5,15-16]。40/70目和30/50目低密度高強度覆膜陶粒密度1.45～1.55 g/cm3，體積密度小于2.80 g/cm3,閉合壓力110 MPa、鋪砂濃度5 kg/m2條件下，導流能力大于20 mD·m，破碎率小于10%。

2.5 壓裂參數設計

壓裂規(guī)模設計主要考慮用液量和加砂規(guī)模對支撐縫長、改造體積等參數的影響。為了確保改造效果，應考慮在井筒容積和施工限壓等因素的影響下盡量加大規(guī)模[5-8,17-18]。采取前述技術對策、簇間距、射孔參數和壓裂材料，膠液用量比例40%，前置液用量比例40%，設計壓裂液規(guī)模分別為1 500，2 000，2 500和3 000 m3時，砂量分別為30，40，50和60 m3。利用壓裂軟件進行模擬設計，得到的支撐裂縫半長依次為60，125，180及220 m。丁山頁巖氣層施工壓力高，連續(xù)施工時間比較長，排量大，對壓裂車組及高壓件、易損件等性能要求較高，泵注設備易出現問題，后期也可能會出現供液不穩(wěn)問題，施工風險較大。因此，結合壓裂車組安全工作時間和設計排量要求，選用壓裂液量為2 500 m3、砂量為50 m3進行分段壓裂，壓裂后支撐半縫長為180 m，波及半縫長為270 m，支撐縫高60 m，達到了體積壓裂改造的目的(見圖3)。

圖3 用液量2 500 m3時丁山頁巖壓裂裂縫模擬結果Fig.3 Modeling result of 2 500 m3 fracturing fluid for Dingshan shale

3 現場試驗

DY2HF井水平段A和B靶點的垂深分別是4 373.00 m和4 417.00 m，測深分別為4 666.00和5 700.00 m；水平段長1 034.23 m，采用φ177.8 mm套管完井，套管抗內壓107.31 MPa。四開固井質量結果為：第一界面膠結好的占99.8%，膠結中等的占0.2%；第二界面膠結好的占81.9%，膠結中等的占15.9%，膠結差的占2.2%。固井質量總體評價為優(yōu)。DY2HF井分12段進行大型水力壓裂，最高施工壓力90.0 MPa，最高排量13.6 m3/min，最高井口破裂壓力92.8 MPa。壓裂總液量29 516 m3，其中滑溜水180 69 m3，活性膠液11 447 m3；總砂量319 m3，其中100目砂97 m3，40/70目砂202 m3，30/50目砂20 m3?；锼疁p阻率達到78%，活性膠液壓后破膠水化徹底，返排順利。各段施工用液量、加砂量統計分別見圖4和圖5。由圖4和圖5可知，第1段對加砂異常敏感，地層裂縫內部出現砂堵；其他各段采取加大前置液量、膠液前置、小臺階加砂和段塞壓裂措施后，整體施工正常，平均單段液量2 592 m3(膠液用量占39.1%)，平均單段加砂量28.97 m3。通過逐段調整優(yōu)化，第6—12段的單段加砂量均在30 m3以上。G函數分析結果表明，壓裂后形成了復雜裂縫體系，如第8段(見圖6)。12月13日，采用φ12.0 mm油嘴、25.0 mm孔板求產，穩(wěn)定產氣量10.5×104m3/d。

圖4 DY2HF頁巖氣水平井分段壓裂施工用液量Fig.4 Fracturing fluid volume of shale multi-stage horizontal well fracturing used in Well DY2HF

圖5 DY2HF頁巖氣水平井分段壓裂施工用砂量Fig.5 Proppant volume of shale multi-stage horizontal well fracturing used in Well DY2HF

4 結論與建議

1) 丁山龍馬溪組海相深層頁巖埋藏深、地層應力高、施工壓力高、溫度高，需要進行大規(guī)模大排量高膠液比例壓裂才能形成復雜網絡裂縫，獲得高產。

圖6 DY2HF頁巖氣水平井第8段壓裂G函數分析Fig.6 G function analysis of the 8th stage of shale horizontal fracturing of Well DY2HF

2) 高減阻低傷害滑溜水和活性膠液是深層頁巖氣壓裂成功的關鍵要素之一。

3) 采取控近擴遠的技術對策，逐步提高凈壓力，有利于增加深層脆性頁巖有效壓裂體積。G函數分析結果表明，壓裂后形成了復雜裂縫體系。

4) 受高壓長時間壓裂施工裝備能力所限，單段加砂規(guī)模偏低，影響了壓裂改造效果。

5) 建議加大壓裂規(guī)模，增大膠液用量，加大小粒徑支撐劑用量和總加砂規(guī)模，以提高壓裂效果。

致謝：在本文撰寫過程中，卞曉冰、王海濤、魏志紅及李文錦等同志在資料收集及論文修改方面提供了幫助，在此表示感謝。

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