劉 敏康 力李 明張澤燕

（1.中國石化西南石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，四川 德陽 618000；2.中國石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川 德陽 618000）

0 引言

川南威遠區(qū)塊龍馬溪組頁巖氣儲量豐富，資源量約7 290×108m3。該區(qū)塊井型為水平井，完井方式采用套管完井，下入橋塞分段壓裂以提高儲層產(chǎn)量。由于威遠區(qū)塊頁巖儲層非均質(zhì)性強，傳統(tǒng)的分段加砂壓裂難以精確打開儲層，采用川西砂巖水平井常用的壓裂模式效果不佳。暫堵壓裂技術(shù)可利用暫堵劑的封堵作用導致液體轉(zhuǎn)向，從而打通未充分可改造的射孔簇，實現(xiàn)井筒與油氣藏接觸最大化，有效提高采收率［1］。為此，通過對頁巖氣暫堵壓裂機理的研究、室內(nèi)暫堵劑的優(yōu)選和評價，形成了一套適合威遠區(qū)塊龍馬溪儲層地質(zhì)特征的暫堵壓裂工藝技術(shù)，為威遠頁巖氣的高效開發(fā)提供了技術(shù)保障。

1 威遠龍馬溪組儲層地質(zhì)特征及壓裂難點

1.1 儲層巖石學與力學特性

1.1.1 地質(zhì)構(gòu)造及儲層物性

區(qū)塊位于威遠背斜和自流井背斜之間，整體為北東向展布的向斜構(gòu)造。龍馬溪組為陸棚相沉積，埋深為3 500～3 900 m，儲層為黑色、灰黑色含炭質(zhì)（含灰質(zhì)）、硅質(zhì)頁巖及灰綠色粉砂質(zhì)泥巖，總體表現(xiàn)為硅質(zhì)含量較高、黏土礦物含量較低。龍馬溪組一段儲層物性測量結(jié)果（圖1）為：平均氦氣孔隙度為3.12%，平均水滲透率為0.14 mD，基質(zhì)孔隙以有機孔、黏土礦物孔為主，少量脆性礦物孔，局部見微裂縫。有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型，有機碳含量（TOC）實測為1.25%～3.21%，平均值可達2.23%，低于焦石壩平均3.56%的水平。

圖1 WY1井龍一段儲層物性柱狀圖

1.1.2 巖石力學特性

頁巖儲層的天然裂縫很小，只有通過壓裂工程形成的誘導裂縫才能提高儲層的孔隙度和滲透率，從而形成工業(yè)氣流［2］。壓裂改造方式與巖石脆性有直接關系，脆性越大的巖石在外力作用下越容易形成裂縫。巖石的脆性受其脆性礦物含量的影響。

WY201井、WY202井巖性分析結(jié)果表明，巖性組分主要以石英礦物、黏土礦物及碳酸鹽巖為主，石英類礦物含量平均達45%，頁巖硅質(zhì)含量較高，有利于后期壓裂改造形成復雜縫網(wǎng)。另外，泊松比和楊氏模量也是表征頁巖脆性的兩個參數(shù)，脆性礦物含量越高，楊氏模量越大，泊松比越小［3］。WY201井楊氏模量為17～39 GPa，泊松比為0.09～0.30，脆性指數(shù)為39%～70%，儲層脆性較強，取心巖心表明發(fā)育以垂直裂縫為主、水平、斜縫和高角度裂縫有200多條。WY202井龍馬溪組壓裂段巖石脆性指數(shù)為50%～60%，脆性指數(shù)較高，實施壓裂工藝能夠形成復雜網(wǎng)狀裂縫。

1.2 威遠龍馬溪組壓裂難點

1.2.1 壓裂施工地質(zhì)難點

1）儲層非均質(zhì)性強。威遠龍馬溪組儲層非均質(zhì)性強，很難設計與儲層精確地質(zhì)模型相匹配的壓裂裂縫模型；儲層低孔低滲導致了水力裂縫部署的不明確性，加大了裂縫控制技術(shù)實施的難度。

2）巖石脆性指數(shù)高。如表1所示，威遠龍馬溪組石英含量平均為36.72%，黏土含量平均為29.5%，脆性礦物含量平均高達65.35%，利于實現(xiàn)水力裂縫，地層的可壓性優(yōu)于永川區(qū)塊，但比焦石壩差。

3）天然裂縫和層理較發(fā)育。天然裂縫較發(fā)育，利于與人造裂縫相互串通，總體較有利于形成復雜裂縫網(wǎng)絡。

1.2.2 壓裂施工工程難點

1）儲層埋深大，施工壓力高。龍馬溪組儲層埋深為3 500～3 900 m，破裂壓力系數(shù)為2.8～3.0，壓裂施工泵壓高，最高達到120 MPa，最大排量為20 m3／min。

2）水平段長，單段砂量和液量大，施工時間長。單段最大砂量為110 m3，最大液量為3 400 m3。同時連續(xù)加砂時間長（每段持續(xù)加砂0.8～1 h），易出現(xiàn)高壓件爆管、刺漏風險，且泵配件消耗量成倍增加。

3）地層溫度高，壓裂液性能要求高。如WY1井龍馬溪組地層溫度為115℃左右，對線性膠壓裂液體系高溫下的抗剪切性能提出了更高要求。

表1 WY1井巖石可壓性綜合評價指標

2 暫堵壓裂技術(shù)機理及工藝

2.1 暫堵壓裂原理及特點

流體總是向阻力最小的方向流動。如圖2所示，壓裂施工時投入抗壓強度很高的暫堵劑后，當暫堵劑進入射孔炮眼后，部分進入地層中的裂縫或高滲透層在炮眼處和高滲透帶產(chǎn)生濾餅橋堵，形成高于裂縫破裂壓力的壓差，使后續(xù)壓裂液不能繼續(xù)進入原有裂縫從而發(fā)生轉(zhuǎn)向進入高應力區(qū)或新裂縫層，促使新縫的產(chǎn)生和支撐劑的鋪置變化，從而建立新的流體流動通道，溝通老裂縫未動用的油氣層，提高油氣產(chǎn)量。另外，暫堵劑一般選用活性可溶抗壓小球，易溶于地層水或壓裂液，對地層污染很小。

圖2 暫堵壓裂地層造縫示意圖

2.2 暫堵壓裂工藝

暫堵壓裂工藝利用微地震法對施工時裂縫延伸進行動態(tài)監(jiān)測［4］。當主壓裂施工結(jié)束后停泵，人工加入暫堵劑，暫堵劑為直徑8～12 mm的可溶性小球，打初壓開井用膠液以6～8 m3／min的排量泵送暫堵劑至射孔段，降排量為2～3 m3／min。觀察施工壓力變化，掌握暫堵效果，當壓力迅速升高后表明暫堵成功，接著加大排量壓開新的裂縫，從而達到儲層體積壓裂，增加儲層泄油面積和流動通道［5］。

3 暫堵壓裂技術(shù)的室內(nèi)評價

3.1 暫堵劑水溶性評價

為滿足儲層保護要求，暫堵劑在壓裂液或地層水中溶解率越高越好。室內(nèi)實驗表明，濃度為1%的暫堵劑溶液在50℃、100℃、150℃3種溫度條件下，溶解率均為100%，而溶解時間隨著溫度的升高變短：50℃時，暫堵劑溶解時間為1 h；100℃時，溶解時間為0.8 h；150℃時，溶解時間縮短為0.55 h。暫堵劑在不同介質(zhì)中溶解時間也不一樣，實驗表明：50℃溫度下，暫堵劑在水中完全溶解所需時間為1 h；在10%的KCl液中溶解時間為1.5 h；在壓裂液中溶解時間則縮短為2.5 h。

3.2 暫堵劑粒徑優(yōu)選及封堵評價

暫堵劑粒徑選擇對暫堵轉(zhuǎn)向效果起到?jīng)Q定性作用。粒徑太大時暫堵劑不易進入裂縫中形成橋塞，粒徑太小則不易停留在裂縫孔隙內(nèi)形成橋塞。這里可以借鑒鉆井液橋漿堵漏中的理想填充模型——三分之一架橋，即選擇小于大孔道半徑1／3的顆粒，從而達到暫堵劑有效充填裂縫的目的。

經(jīng)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，威遠龍馬溪組最大孔喉半徑為23.53 μm［6-7］，因此室內(nèi)選擇10 μm、30 μm、50μm 3種粒徑的暫堵劑按3:1:1比例組分，對一定寬度的微細裂縫進行封堵。封堵結(jié)果顯示（表2）：暫堵劑封堵率大于98%，擊穿壓力高于70 MPa，滿足現(xiàn)場施工要求。

表2 暫堵劑對模擬巖心的封堵效果表

4 暫堵壓裂技術(shù)現(xiàn)場應用

在WY23-1HF井現(xiàn)場應用縫口暫堵壓裂工藝，通過復合暫堵顆粒在縫口形成橋餅從而改變高壓流體的方向，雖然在局部改造段有一定效果，但是根據(jù)微地震監(jiān)測結(jié)果表明，由于暫堵引起的轉(zhuǎn)向壓裂不明顯。具體實施效果如表3所示。

另外，應用該技術(shù)在WY201HF等5口井實施改造，暫堵改造井段共3 413 m，平均單井測試產(chǎn)量為18.6×104m3，其中204區(qū)塊7號平臺第3口井暫堵改造井段為1 448 m，測試產(chǎn)量為11.73×104m3／d，高于204區(qū)塊開發(fā)方案要求的單井測試產(chǎn)量?，F(xiàn)場每口井使用的液量約比常規(guī)技術(shù)用液量減少3 000 m3，大幅降低了頁巖氣壓裂對水量的需求，既提高了經(jīng)濟效益又降低了對環(huán)境的污染。

表3 WY23-1HF井暫堵前后效果對比表

5 結(jié)論及建議

1）暫堵壓裂技術(shù)能有效改善低滲低孔儲層的物性，增多和增大頁巖儲層的流動通道，提高頁巖氣井產(chǎn)量。

2）威遠區(qū)塊龍馬溪組儲層非均質(zhì)性強、巖石硬脆、可壓性較好，在該區(qū)塊試點開展暫堵壓裂施工對頁巖氣井暫堵施工工藝實施具有先導性意義。

3）室內(nèi)對常用暫堵劑進行理化性能評價實驗，結(jié)果表明暫堵劑具有溶解性好、封堵壓力高等特點。

4）現(xiàn)場應用證明：大部分井現(xiàn)場應用取得一定效果，暫堵施工井較常規(guī)壓裂施工井測試產(chǎn)量更高，證明暫堵壓裂技術(shù)對頁巖氣儲層改造效果明顯；有些井暫堵工藝實施效果不太明顯，還需進一步研究適用條件并進行進一步改造。

［1］張曉鋒.威遠區(qū)塊頁巖氣井套變井段暫堵體積壓裂技術(shù)應用實踐與認識［J］.中國石油和化工標準與質(zhì)量，2016，36（21）：82-85.

［2］梁興，朱炬輝，石孝志，等.縫內(nèi)填砂暫堵分段體積壓裂技術(shù)在頁巖氣水平井中的應用［J］.天然氣工業(yè)，2017，37（1）：82-89.

［3］ Artman B，Podladtchikov I，Witten B.Source location using time reverse imaging［J］.Geophysical Prospecting，2010，58（5）：861-873.

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［7］邵艷，李卓文.四川盆地威遠地區(qū)龍馬溪組頁巖儲層特征［J］. 地質(zhì)學刊，2016，40（4）：624-630.