劉立之

(中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司，重慶 408014)

涪陵頁巖氣田高曲率區(qū)水平井壓裂特征及調整對策

劉立之

(中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司，重慶 408014)

涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊西南部地區(qū)受多期地質構造運動疊加，構造變形強、斷裂復雜。地震曲率屬性顯示主力氣層段曲率體分布密集，雖然曲率僅表示地層彎曲變形程度，但對于頁巖儲層高曲率往往預示著該區(qū)域微裂隙、天然裂縫更加發(fā)育，這有利于頁巖儲層形成復雜裂縫網絡。然而，如果天然微裂隙過早過多開啟，造成壓裂液大量濾失，在壓裂改造過程中表現出裂縫擴展受限、砂比提升困難，與主體區(qū)相比壓裂施工曲線表現出較大差異，施工難度大大增加。本文從曲率平面分布特征、曲率密度、方向性、延伸長度入手，定量化描述了曲率與壓裂試氣效果之間的關系；考慮區(qū)域構造、斷層等因素影響，分析了幾種不同高曲率帶的壓裂施工特征，并提出了相應的壓裂工藝調整對策，為后期提高壓裂改造效果、高效開發(fā)氣田提供了經驗參考。

頁巖氣；高曲率；水平井；分段壓裂；涪陵頁巖氣田

涪陵頁巖氣田在開發(fā)過程中面臨諸多挑戰(zhàn)，實踐表明，即使在同一區(qū)塊常常因地質構造運動帶來的微幅變化導致在壓裂改造和動態(tài)分析中表現出截然不同的特征，這與常規(guī)油氣開發(fā)有著重要的區(qū)別。隨著焦石壩區(qū)塊開發(fā)重點逐漸從一期構造相對平緩的主體區(qū)南移至西南部地區(qū)，出現了地層埋深增加、斷層發(fā)育、地質構造運動復雜等變化。特別是西南部地區(qū)石門1號斷層和烏江斷層表現出縱向上兩期疊置，斷層附近的次級小斷裂十分發(fā)育。這一方面造成頁巖氣保存條件變差影響測試產量，另一方面由于地層變形嚴重，主力層段曲率體密集程度高，預示著天然微裂隙更加發(fā)育[1-2]，在大型壓裂改造中容易過早開啟，造成液體大量濾失，縫內凈壓力下降、縫寬受限，為后續(xù)加砂帶來困難。同時，受區(qū)域構造、斷層等因素影響，雖然都屬于曲率體顯示較密區(qū)域，但壓裂施工曲線表現出多種不同形態(tài)，這就需要針對不同地質特點采用不同的改造思路進行針對性的對策調整。

1 西南區(qū)曲率描述及單井定量化表征

從地震數據體中提取焦石壩西南區(qū)TO3w反射層的曲率屬性如圖1所示。從圖中可以看出曲率顯示存在明顯的分區(qū)特征，整體表現為單方向或多方向條帶狀。這主要是該區(qū)斷裂復雜，小斷層十分發(fā)育，斷距<50 m的斷層就有44條，其中斷距<30 m小斷層在整個西南部均較發(fā)育，主要分布于沿江低隆起(⑤小區(qū))至石門1號斷層之間(⑨小區(qū))，斷距30～100 m大斷層主要發(fā)育在烏江斷層(⑦、⑧小區(qū))與吊水巖1號斷層(⑥小區(qū))之間的區(qū)域。

圖1 涪陵氣田西南區(qū)TO3w反射層曲率屬性平面圖

根據曲率密度、值域、形狀、長度、方向等平面特征將其細分為9個小區(qū)(如表1所示)。結合目前已經試氣求產情況，西南部井區(qū)隨著曲率密度增加、方向性加強、延伸長度增加，對應該區(qū)水平井平均測試產量變低，分小區(qū)整體上曲率密集程度：①<②<③<④<⑤<⑥，對應最高測試產量為：①>②>③、⑤>④>⑥，表現出曲率密度值與測試產量呈負相關關系。

表1 涪陵氣田西南區(qū)曲率分區(qū)

為了進一步定量化表征單井因水平井筒穿行區(qū)域曲率差異對壓裂效果的影響，統(tǒng)計了西南區(qū)已經試氣的40余口井最高測試產量與井段平均曲率值之間的關系(如圖2所示)：當井段平均曲率值<0.0025時，最高測試產量與井段平均曲率值之間無明顯相關性，當井段平均曲率值>0.0025時，最高測試產量與井段平均曲率值之間近似負相關。整體而言，對于西南區(qū)水平段穿行曲率帶越發(fā)育，對于壓裂改造效果影響越大，最終試氣效果越不理想。

圖2 最高測試產量與井段平均曲率值關系圖

2 高曲率水平井壓裂施工特征

對于頁巖儲層，曲率密集顯示地區(qū)往往微裂隙、天然裂縫也相對發(fā)育，在壓裂改造時容易被壓開，研究表明天然裂縫開啟所需最小裂縫凈壓力Pn為[3]：

(1)

式中：Pn——張開天然裂縫的臨界張開壓力，MPa；σH、σh——分別為最大與最小水平主應力，MPa；ν——巖石泊松比。

從式(1)可以看出，泊松比越小，開啟天然裂縫所需凈壓力越小，涪陵氣田頁巖靜態(tài)泊松比約為0.2，水平應力差為6～12 MPa，這有利于頁巖儲層形成復雜縫網，提高儲層改造體積[4]。但是如果施工前期凈壓力控制不好，天然裂縫過早張開，液體大量濾失造成凈壓力快速下降，則主縫縫寬擴展受限，導致加砂敏感，這是西南區(qū)許多井改造體積受限、加砂困難的一個重要原因。

2.1 水平井筒穿行高曲帶壓裂施工特征

表2是焦頁A-2HF井水平段穿行曲率對壓裂施工的影響關系，由于施工前兩段受井筒污染等因素影響，故從第3段開始統(tǒng)計分析，結合各壓裂段穿行軌跡曲率疊加圖對應的施工數據可以看出，第3～7施工井段位于高曲率帶時，施工壓力偏高，施工中后期壓力逐漸攀升至85 MPa上下，甚至逼近施工限壓95 MPa而不得不降低施工排量，且砂液比最高僅能達到10%～12%；第8～10段，由于井筒逐漸遠離高曲率帶，施工壓力平穩(wěn)且中后期有下降趨勢，施工壓力在80 MPa上下，砂比能提升到14%～15%；從第11段開始，又進入到另一條高曲率帶，施工壓力持續(xù)高走，隨著施工井段離高曲帶越近，壓裂施工壓力爬升態(tài)勢更加明顯，特別到第18段之后，現場施工中砂比3%時，壓力即開始逐漸爬升。

表2 焦頁A-2HF井壓裂施工特征與曲率對應關系

該井施工結果表明，在高曲率帶，由于高排量的低粘度滑溜水壓入地層，微裂隙、天然裂縫在高井底壓力條件下大量開啟，縫內凈壓力因液體大量濾失而迅速下降導致動態(tài)縫寬擴展受限，施工過程中表現出加砂敏感，砂比提升受限影響最終加砂量；反之，低曲率帶微裂隙、天然裂縫發(fā)育程度相對較低，施工過程中表現為壓力低、易加砂、砂比高。

2.2 向斜與背斜構造壓裂施工特征區(qū)別

A平臺3口井位于向斜構造，平均埋深在3800 m，與其相鄰的B平臺位于背斜構造，平均埋深在3400 m，兩平臺水平井均穿行高曲率帶，處于向斜區(qū)域的A-1HF井施工壓力85 MPa上下(如圖3所示)；處于背斜構造焦頁B-2HF井施工壓力在60 MPa上下，兩平臺壓裂井實際施工壓力相差15 MPa左右(如圖4所示)。

圖3 焦頁A-1HF第1～4段壓裂施工曲線

此外，在背斜區(qū)域主要受張性應力控制，在向斜區(qū)域主要受擠壓應力控制，在向斜區(qū)域受擠壓應力影響裂縫復雜程度低，壓裂液在裂縫網絡內波及面積有限，壓后返排率較背斜區(qū)域高。如表3所示，A號平臺試氣期間返排率為8.83%～13.53%，平均為11.01%；而B號平臺最高僅為3.08%，平均為2.22%。從試氣期間返排率和一點法無阻流量來看，處于向斜構造的井壓后返排率高、無阻流量低，而處于背斜構造的井壓后返排率低、無阻流量高。

圖4 焦頁B-2HF第4～7段壓裂施工曲線

2.3 穿行高曲率帶同時靠近斷層時壓裂特征

在靠近斷層屬于應力松弛區(qū)，人工裂縫沿應力松弛區(qū)過渡到天然裂縫，在該應力松弛區(qū)，由于斷層影響，導致施工壓力較低[5]。

表3 焦頁A平臺和B平臺返排液統(tǒng)計

圖5、圖6是焦頁C-5HF井水平井段穿行高曲率帶時同時靠近斷層時壓裂曲線特征。結合壓裂施工曲線可以看出，施工初期，井筒穿行高曲率時，人工裂縫受天然微裂隙多點起裂影響，造成液體濾失進液分散，凈壓力不足，初期壓力80～85 MPa，排量建立困難，未能達到設計值。然而，中后期人工裂縫突破近井地帶后，壓力下降明顯，特別是第10段和11段一般施工壓力降至60 MPa以下，砂比提升順暢，最高砂比達到16%，結合這幾段井筒斜深4200～4300 m來看，如此低的施工壓力表明極有可能溝通該斷層，雖然加砂量較理想，但是人工裂縫網絡復雜程度差對頁巖儲層改造不利。

圖5 焦頁C-5HF第9～11段施工曲線

3 調整對策及效果

3.1 前置膠液促進主縫延伸

圖6 焦頁C-5HF井與附近地層關系

由于頁巖氣藏改造所用壓裂液中的低粘度滑溜水占比高[4]，在遇到高曲率段壓裂施工時，前置液采用低粘滑溜水施工更容易過早地將頁巖儲層中的微裂隙和天然裂縫壓開，導致液體濾失增大，液體效率低。對后期裂縫擴展和加砂帶來不利影響[6]。如表4所示，D-5HF井第6段和第7段因前置滑溜水造縫縫寬不足，導致40/70目中砂進入地層后即出現壓力異常，壓力窗口過小而無法正常加砂，被迫多次壓裂；而焦頁E-2HF井針對高曲率12～14段采用前置膠液施工，前期降濾造縫取得較好效果，施工壓力得到有效控制，為后期40/70目中砂進入地層提供了足夠的裂縫通道。

表4 前置膠液效果對比

因此，對于井筒附近存在高曲率時，應充分考慮前置膠液進行造縫，利用較高粘度的膠液配合排量變化使人工主縫盡可能突破近井地帶，減小近井多縫影響而增加深部地層裂縫復雜性[7]。圖7和圖8表示的是前置膠液量與加砂量以及最高砂比之間的關系，從圖中可以看出前置膠液用量與最高砂比和加砂總量之間有一定相關性?，F場實踐表明，涪陵氣田采用前置膠液量超過200 m3時對于前期主縫擴展，達到“控近擴遠”的效果較明顯。

圖7 前置膠液與加砂量關系

圖8 前置膠液與最高砂比關系

3.2 中途轉粉陶或膠液促進裂縫轉向

在高曲率帶施工過程中，當天然裂縫或者微裂隙過多開啟時，加砂過程中表現出加砂敏感，可采用中途轉粉陶進行暫堵，促使主縫擴展。當主縫過度擴展時，壓力往往表現出持續(xù)下降的形態(tài)，此時，可利用中途轉膠液，提升縫內凈壓力，克服水平主應力差促使裂縫轉向[8-9]。

通過對焦頁B號平臺4口井進行中途轉膠液和轉粉陶效果分析，從圖9中可以看到，整體上中途轉膠液和中途轉粉陶有效比例最高的2口井焦頁B-5HF和焦頁B-2HF井產量較另外2口井產量要高，施工過程中調整有效性更高。在中途轉膠液的2口井中效果明顯，其中焦頁B-5HF井試氣長度1330 m，分16段進行壓裂，轉膠段數12段，轉膠段占比為75%，測試產量為11.47×104m3/d；而焦頁B-4HF井試氣長度1485 m分21段進行壓裂，中途轉膠段數6段，轉膠段占比為28.5%，對應測試產量為9.21×104m3/d。

圖9 中途轉膠液效果對比

從圖10中可以看到，焦頁B-1HF、焦頁B-2HF、焦頁B-4HF這3口井采用中途轉粉陶技術，結果表明中途轉粉陶段數越多不代表改造效果越好，而跟粉陶封堵轉向有效比有關系，有效比例越高對于提高人工裂縫封堵轉向越有利，形成的裂縫越復雜。

3.3 暫堵劑封堵大尺度裂縫

天然裂縫對人工裂縫的影響關系已經有較多研究成果[10-11]，陳勉等人的研究成果表明人工裂縫將沿著阻力最小的一側擴展，之后有可能重新起裂向垂直于最小主應力的方向繼續(xù)擴展，也有可能因壓力增大而暫時止裂，對于頁巖儲層壓裂時裂縫通過在天然裂縫處轉向更加復雜。涪陵氣田現場實踐中通過加粉陶或者中途轉膠液進行封堵大尺度裂縫，促進裂縫轉向成功率低。針對有明顯天然裂縫的情況，通過加入暫堵劑在優(yōu)勢通道中形成濾餅進行封堵，大幅度提升凈壓力促進人工裂縫轉向，避免由于溝通斷層導致改造復雜程度差。焦頁F-6HF井通過采用前置階段加入膠液造縫，70/140目粉陶段塞降濾封堵，前置階段頂替段塞時分兩次加入暫堵劑進行暫堵，中后期裂縫延伸階段采用滑溜水攜砂的泵注工藝取得了較好施工效果，圖11為加入暫堵劑暫堵效果的施工曲線。

圖10 中途轉粉陶效果對比

圖11 暫堵劑暫堵效果壓裂施工曲線

將施工曲線分為3個階段：

(1)在加完粉陶段塞進行打磨后施工壓力降至58 MPa，表明高凈壓力開啟了大范圍的弱面縫，形成復雜裂縫，液體濾失大，凈壓力快速下降；

(2)投送暫堵劑后凈壓力突增23 MPa，分析是暫堵劑、膠液、排量3個方面影響大幅度提升了凈壓力，主要還是因為暫堵劑實現了有效封堵；

(3)后期加砂順利，壓力逐漸爬升，尾追30/50目粗砂3.5 m3，表明復雜裂縫系統(tǒng)縫寬相對較寬，暫堵劑封堵效果明顯。

4 結論

(1)頁巖氣井水平井筒穿行高曲率帶時對于壓裂施工有較大影響，通過對西南區(qū)單井曲率值求和以及提取井段平均曲率值對單井穿行高曲率帶進行量化表征，當井段平均曲率值>0.0025時測試產量與井段平均曲率值呈近似負相關關系。

(2)向斜構造區(qū)域同時受擠壓應力導致形成復雜裂縫網絡的難度增大，施工壓力較背斜區(qū)域平均高7～8 MPa，返排率平均為11.01%明顯高于背斜區(qū)域，形成的裂縫復雜化程度較背斜區(qū)域低。

(3)涪陵氣田現場施工經驗表明：在高曲率地區(qū)采用前置膠液能夠減小因初期液體濾失帶來的施工困難，統(tǒng)計結果表明當膠液量>200 m3時，利于人工裂縫突破近井地帶且增加縫寬。

(4)根據不同的施工井況采用中途轉粉陶來封堵微裂縫減小濾失促進裂縫轉向，或者中途轉膠液提升縫內凈壓力促進裂縫復雜化均取得了一定效果。當附近發(fā)育大尺度裂縫和斷層時，為了避免溝通斷層，需要適時加入暫堵劑進行封堵，強制裂縫轉向。

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Fracturing Characteristics of Horizontal Wells and Adjustment Measures in High Curvature Area of Fuling Shale Gas Field/

LIULi-zhi

(Sinopec Chongqing Fuling Shale Gas Exploration and Development Co., Ltd., Chongqing 408014, China)

The southwest of Jiaoshiba block in Fuling shale gas field is superimposed by multiple tectonic movements with strong deformation and complex fracture. The seismic curvature attribute indicates that the curvature of the main gas stratum is densely distributed. Although the curvature only indicates the extent of the strata bending deformation, the high curvature of the shale reservoir often predicts more micro-fractures development, which is favorable for shale reservoir forming a complex fracture network. However, if the natural micro-fractures were opened too much and too early, a large amount of fracturing fluid loss would be caused to result in limited fracture propagation and difficult sand pumping during the fracturing process. Compared with the main block, the fracturing curves show huge differences and the treatment difficulty greatly increased, too. Starting from the plane distribution of curvature, curvature density, directivity and the extension length, this paper tries to quantify the relationship between curvature and the effect of fracturing testing gas. Meanwhile, considering the influence of regional structure and fault impact, fracturing construction characteristics of different high curvature areas are analyzed and the corresponding adjustment measures are put forward, which provides the experience reference for the later-stage fracturing effect improvement and efficient gas field development.

shale gas; high curvature; horizontal well; multi-stage fracturing; Fuling shale gas field

2016-06-28；

2017-01-03

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”示范任務7“涪陵頁巖氣開發(fā)示范工程”(編號：2016ZX05060);中國石油化工股份有限公司重點科技項目“涪陵區(qū)塊頁巖氣層改造技術研究“(編號：P14092)、“涪陵區(qū)塊頁巖油氣有效開發(fā)技術研究”(編號：P13053)

劉立之，男，漢族，1989年生，油氣田開發(fā)工程專業(yè)，碩士，主要從事非常規(guī)油氣措施改造研究工作，重慶市涪陵區(qū)焦石鎮(zhèn)，liulizhi-528@163.com。

TE357.1；TE243；P634.7

A

1672-7428(2017)02-0011-06