沈 騁 郭興午 陳馬林 雍 銳 范 宇

1. 中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院 2. 重慶頁巖氣勘探開發(fā)有限責任公司

0 引言

四川盆地南部（以下簡稱川南地區(qū)）頁巖氣資源豐富，通過引進國外先進技術，結合自主創(chuàng)新，目前在長寧—威遠國家級頁巖氣示范區(qū)已經形成了3 500 m以淺的分段體積壓裂主體工藝技術[1-2]。然而，3 500 m以深頁巖氣資源量占整個川南地區(qū)總資源量的比例高達86.5%，對深層頁巖能否進行有效的儲層改造是關乎該區(qū)頁巖氣產量能否實現快速增長的關鍵。由于該區(qū)深層頁巖氣藏構造復雜、地應力差異大，導致壓裂形成復雜縫網的難度大[3-5]。為此，筆者基于“地質工程一體化”的技術思路，探索理論評價實時優(yōu)化壓裂施工的新思路，形成了適用于該區(qū)深層頁巖氣儲層的壓裂工藝技術，并在渝西地區(qū)典型井進行應用，取得了顯著的增產效果。該研究成果為實現川南地區(qū)深層頁巖氣的效益開發(fā)提供了技術支撐，為深層頁巖氣藏的儲層改造提供了有益的借鑒。

1 儲層特征

渝西地區(qū)構造復雜，斷裂較長寧地區(qū)發(fā)育，且以Ⅲ級斷層為主。其中，Z202井區(qū)主要發(fā)育西山背斜、蒲呂場向斜和西溫泉背斜，五峰組至龍馬溪組頁巖儲層埋深超過3 500 m，裂縫帶及天然微裂縫極為發(fā)育。如表1所示，與淺埋藏頁巖儲層相比，渝西區(qū)塊優(yōu)質頁巖孔隙度、總有機碳含量（TOC）、含氣量等地質參數略低，而儲層厚度，脆性礦物含量，楊氏模量和泊松比等參數較高；受埋藏深與構造復雜的影響，三向主應力呈現高值特征，水平主應力差值介于13～18 MРa，裂縫閉合應力與地層破裂壓力高，分別介于 78.6 ～ 92.6 MРa、99.2 ～ 104.9 MРa?？梢钥闯?，適于淺層頁巖的壓裂工藝若直接應用到深層頁巖，形成復雜縫網的難度大，需針對深層頁巖高脆性、高應力、天然裂縫帶發(fā)育的特點，形成與之相適應的壓裂改造模式，從而使頁巖氣井的產氣量得到顯著提升。

表1 川南地區(qū)3 500 m以淺、以深頁巖氣井儲層參數與生產測試統(tǒng)計表

2 深層頁巖儲層改造技術

借鑒埋深為3 500 m以淺的頁巖氣實現規(guī)模效益開發(fā)的壓裂工藝技術，結合深層頁巖的構造與儲層特征，形成了一套適合于深層復雜構造頁巖氣水平井的儲層改造技術。

2.1 天然裂縫綜合預測技術

天然裂縫包括天然裂縫帶和微裂縫。對天然裂縫帶進行預測，需表征出裂縫帶與井筒的三維關系，以指導壓裂施工的優(yōu)化，進而防止加砂困難、套管變形或井間壓竄等施工異?，F象的發(fā)生。首先，在把握整個工區(qū)構造的基礎上，利用螞蟻體屬性定性預測天然裂縫帶的展布情況（圖1-a）；然后，采用最大正曲率進行輔助分析，以降低地震屬性的多解性（圖1-b）；根據疊合處螞蟻體信號的強弱，對工區(qū)內的天然裂縫帶進行精確定位，同時進行走向和規(guī)模的識別；最后，對識別出的天然裂縫帶與水平井筒的三維關系進行判定（圖1-c）。對天然微裂縫的預測，需表征出與水力裂縫實際相交后發(fā)生穿透與擴展的裂縫群落。然而，由于天然微裂縫多以層理縫為主，且螞蟻體追蹤技術受到精度的限制，難以實現對層理縫的準確預測。因此，首先，基于工區(qū)取心井的巖心觀察及室內實驗分析，獲取儲層礦物組分、物性及天然裂縫發(fā)育強度（縫寬與裂縫線密度的乘積）[6]；然后，建立各項參數與天然裂縫發(fā)育強度的多元回歸解析式；最后將解析式應用到三維地質模型中，對模型各網格定量賦予天然裂縫發(fā)育強度（圖1-d）。通過對天然裂縫帶的精細刻畫，使得對離天然裂縫帶較近的水平井壓裂段的施工有了更具針對性的優(yōu)化調整，而對天然裂縫發(fā)育強度的定量預測，則有助于預先判斷儲層改造時水力裂縫發(fā)生轉向擴展的可能性。

圖1 天然裂縫綜合預測結果圖

2.2 儲層可壓性綜合評價技術

可壓性評價不僅要考慮巖石脆性，還要對儲層含氣性與形成縫網的難易程度進行評價，綜合考慮地質甜點和工程甜點，對提高儲層改造效果具有重要意義[3]。因此，儲層綜合可壓性評價不僅要考慮巖石脆性，還需考慮基質可壓性、天然裂縫發(fā)育強度、縫網擴展能力和含氣性。如圖2所示，以單井井控區(qū)域為評價對象，在對地震與測井數據進行解釋和處理的基礎上，采用脆性指數評價基質可壓性[7]、天然裂縫發(fā)育強度評價天然裂縫的發(fā)育情況[8]、縫網擴展能力指數評價縫網擴展適應性[9]、含氣性指數評價資源豐度[7]，進而形成最終的儲層可壓性指標。其中，脆性指數、縫網擴展能力指數、含氣性指數越大，則儲層可改造潛力越大、氣井增產效果越好；綜合可壓性越好，SRV越大，與后續(xù)微地震監(jiān)測結果形成良好對應?；趦涌蓧盒跃C合評價，對壓裂設計和施工方案進行優(yōu)化，進而形成了適合于深層復雜構造頁巖氣儲層的壓裂改造工藝技術。

2.3 深層頁巖壓裂工藝優(yōu)化技術

深層頁巖壓裂工藝優(yōu)化技術包括大規(guī)模前置液工藝、“高強度注液、低孔數、低濃度段塞式加砂”工藝及縫網復雜度提升工藝。較之于中淺層，深層頁巖受高水平主應力差的影響，在壓裂施工過程中主要產生以下問題：①水力裂縫縫寬較窄，加砂難度大；②地層破裂壓力高，施工壓力高，設備負載大。在前置液階段，采用凍膠或凍膠與滑溜水的混合液等高黏液體，雖能降低濾失從而提高液體造縫效率[10]，但相比于低黏滑溜水，形成復雜縫網的難度大、水力裂縫的規(guī)模小、能被支撐劑充填的空間少，后續(xù)滑溜水加砂過程中支撐劑易堆積在近井地帶，從而影響整段改造效果。針對深層頁巖的壓裂，為保證施工順利，實現氣井有效增產，首先要保證在前置液階段能夠形成一定規(guī)模的裂縫，從而為支撐劑提供足夠的空間，故優(yōu)選滑溜水作為壓裂液主體。在前置液階段，通過增大滑溜水用液量400～600 m3，以保證初期裂縫能夠充分擴展。若明確儲層碳酸鹽礦物的含量，可在其含量較高的壓裂段增加酸液用量，提高近井地帶巖石溶蝕度以降低地層破裂壓力和施工壓力[11-12]，從而形成了大規(guī)模前置液工藝。

圖2 縫網可壓性綜合評價結果圖

對于川南地區(qū)3 500 m以淺頁巖，壓裂液主體規(guī)模多介于 1 500 ～ 1 800 m3。而對深層頁巖而言，前置液階段用液量已提升，若總液量仍維持在主體規(guī)模，攜砂液階段勢必采用高濃度加砂來確保水力裂縫得到有效支撐，但受縫寬的限制，高濃度加砂易引起砂堵，存在施工風險。因此，需增大壓裂液總量來克服埋藏深帶來的負面影響，以保證水力裂縫縫長的增加和壓裂施工的順利實施。同時，通過優(yōu)化射孔孔眼數量，實現單孔進液量的提升，達到減小孔眼摩阻、延長壓裂液擴展路徑、緩解簇間非均勻擴展的目的[13-14]。另外，由于深層頁巖地層壓力與應力增大，砂敏感程度增強，高濃度加砂易導致施工壓力陡升，連續(xù)加砂也容易引發(fā)縫內擁堵，影響正常的施工作業(yè)。因此，在大液量注入過程中，采用低濃度段塞式加砂方式，確保裂縫的有效支撐，以減少施工異常情況的發(fā)生。由于應力差增大，相比于淺層，在深層頁巖中水力裂縫發(fā)生轉向擴展的力學條件變得更苛刻，因此，在設備承壓允許的條件下，通過增大施工排量來提高凈壓力[14-15]，增強簇間、段間的應力干擾，從而擴大裂縫轉向擴展區(qū)域，增大SRV。所形成的“高強度注液、低孔數、低濃度段塞式加砂”工藝，是深層頁巖壓裂工藝的主體。

并非所有壓裂段均能在主體工藝條件下順利施工，需要針對性地開展縫網復雜度提升工藝，以提升改造效果。對于距離天然裂縫帶較近、天然裂縫發(fā)育強度較低或縫網擴展能力較差的壓裂段，在相同工藝下縫網復雜度會較低。因此，需實施縫內暫堵轉向，人為造成應力干擾[16-17]，促進裂縫轉向擴展，從而溝通更多的儲層。其中，暫堵劑以粉末為主，以避免造成砂堵。

3 礦場實踐效果

基于渝西地區(qū)Z201井、Z202井的壓裂改造經驗，摸索深層頁巖壓裂工藝優(yōu)化技術在Z203井的適應性。施工結果表明，Z203井改造規(guī)模最大（表2），單井測試產能最高（表1），驗證了深層復雜構造頁巖氣水平井壓裂工藝優(yōu)化技術的適用性。

3.1 天然裂縫綜合預測技術的應用

在Z201井、Z202井壓裂施工前，由于對區(qū)內天然裂縫帶空間展布及天然裂縫發(fā)育強度分布情況認識尚淺，未能準確指導壓裂施工設計，導致施工時壓裂液造縫效率難以保證，制約了水力裂縫的擴展。因此，在Z203井壓裂施工前，對井控區(qū)域內的天然裂縫帶進行螞蟻體＋最大正曲率疊合預測。預測結果表明：Z203井從第11段到第25段300 m范圍內存在兩條天然裂縫帶（圖1-d），且東側裂縫帶逐漸靠近井筒，西側裂縫帶緊鄰跟端。同時，對Z203井井控區(qū)域內的天然微裂縫發(fā)育強度進行了預測，利用3口井102塊巖心、210塊薄片的觀察結果，建立了不同礦物組分、有機質含量等物性與天然裂縫發(fā)育強度的相關關系；通過定量表征區(qū)內天然裂縫發(fā)育強度（圖1-d），可以看出，Z203井第1～10段范圍內的天然微裂縫較第11～25段更發(fā)育。由此可見，盡管Z203井井筒穿行于同一小層，但由水平井趾端到跟端，所穿越的儲層三維展布特征差異明顯。

表2 Z201井、Z202井、Z203井施工參數對比表

3.2 儲層可壓性綜合評價技術的應用

在同一小層中，不僅天然裂縫發(fā)育特征存在差異，儲層物性、巖石力學性質、縫網擴展能力在復雜地質背景下也存在較大差異。Z203井在壓前評估環(huán)節(jié)首次進行了儲層可壓性綜合評價技術的應用，實現了對儲層基質可壓性、天然裂縫發(fā)育強度、縫網擴展能力及含氣性的綜合評價（圖2）。結果表明：各項評價指標總體上均表現出趾端優(yōu)于跟端的特征，但分布規(guī)律存在差異；將基質可壓性、天然裂縫發(fā)育強度、縫網擴展能力及含氣性進行等效疊合，進行儲層可壓性綜合評價，結果顯示趾端壓裂段的儲層可壓性綜合評價指標優(yōu)于跟端壓裂段；通過與壓裂后的微地震監(jiān)測結果進行對比，發(fā)現二者具有較好的一致性，證實了該評價技術可靠。儲層可壓性綜合評價指標的優(yōu)勢區(qū)域與各指標的優(yōu)勢區(qū)域并未完全重疊，也反映了儲層可壓性評價不能僅考慮頁巖脆性，縫網擴展能力、含氣性等因素也不可忽視。

3.3 深層頁巖壓裂工藝優(yōu)化技術的應用

3.3.1 大規(guī)模前置液工藝

在Z201井、Z202井壓裂施工時，發(fā)現在前置液階段施工壓力高，對深層頁巖氣井的壓裂而言，施工壓力過高會增加設備負擔。因此在前置液階段，需要通過技術手段降低地層破裂壓力來實現裂縫順利起裂。通過對不同礦物組分的三維展布進行預測，得到了井控區(qū)域內碳酸鹽礦物含量分布，然后在碳酸鹽礦物含量高的壓裂段加倍注入酸液，顯著降低了施工壓力，實現了順利加砂（圖3）。以造縫為目的，在Z203井第21段、24段進行了前置液用量的對比試驗，可以看出，與低前置液用量壓裂段的施工壓力相比，高前置液用量壓裂段在攜砂階段的施工壓力更平穩(wěn)（圖4），施工難度相對較小。

3.3.2 “高強度注液、低孔數、低濃度段塞式加砂”工藝

工藝參數優(yōu)化主要涉及壓裂液體系及用量、射孔參數、砂濃度和施工排量等方面。

Z201井的壓裂采用前置凍膠或滑溜水＋凍膠混合液體系攜砂，雖具有良好的攜砂能力[18]，但不利于提高SRV與裂縫復雜度，支撐劑鋪置空間少，加砂強度低于1.5 t/m；Z202井采用全程滑溜水體系，同時增加單段進液量，增強了造縫能力，使得加砂強度高于1.5 t/m；Z203井沿用了全程滑溜水體系，進一步增大了用液量，加砂強度也高于1.5 t/m，水力裂縫得到了有效支撐。

圖3 Z203井第2段、第6段施工曲線圖

圖4 Z203井第21段、第24段施工曲線圖

Z201、Z202井單段孔數均介于45～48孔，較多的孔眼數量會造成壓裂液分流，這將不利于深層頁巖儲層中水力裂縫向遠端擴展。因此，Z203井單段孔數采用36孔，然后將儲層可壓性綜合評價指標相近、天然裂縫帶影響較小的壓裂段采用40孔，把兩種情況的改造效果進行對比，如圖5所示，孔數增加導致縫長縮短，而縫寬和縫高的差異較小，最終SRV減小，證實了孔數減少的必要性。

圖5 Z203井第9、10段（36孔）與第11、12段（40孔）改造效果對比圖

在攜砂階段，Z201井、Z202井的砂濃度超過140 kg/m3時，普遍存在壓力明顯增大的異?，F象。因此，Z203井加砂濃度整體控制在140 kg/m3以下，加砂模式主體采用段塞式加砂，砂濃度介于100～120 kg/m3，保證了施工的順利進行。

Z201井、Z202井施工排量均控制在14 m3/min以下，產生的凈壓力平均為12.49 MРa，僅能在井筒附近克服水平主應力差，產生的應力陰影小，裂縫復雜程度無法有效提升。因此，對水平主應力差更大的Z203井提升施工排量至17 m3/min，使凈壓力平均達30.64 MРa，應力陰影顯著擴展。

3.3.3 縫網復雜度提升工藝

基于縫網復雜度提升工藝實施原則，將天然裂縫綜合預測結果和儲層可壓性綜合評價結果相結合，對距離天然裂縫帶較近、天然裂縫發(fā)育強度相對較弱、縫網擴展能力相對較差的Z203井后半部分壓裂段實施暫堵轉向，并設置對比段。在實施過程中，實時診斷施工曲線，略提升砂濃度，并適度降低施工排量，“人為”堆積支撐劑，然后在低排量下注入粉末暫堵劑，實現對已壓裂裂縫的封堵，迫使水力裂縫發(fā)生轉向擴展，使縫網復雜度得到有效提升。將儲層物性與力學參數、與天然裂縫帶的距離均相近的壓裂段進行暫堵與未暫堵的改造效果對比，如圖6所示，暫堵轉向工藝的實施有助于裂縫縫寬及縫高的增加、SRV增大。

圖6 Z203井第20、22、25段（暫堵段）與第21、23、24段（未暫堵段）改造效果對比圖

通過天然裂縫綜合預測技術、儲層可壓性綜合評價技術在渝西地區(qū)深層頁巖氣評價井的應用，形成了大規(guī)模前置液工藝，“高強度注液、低孔數、低濃度段塞式加砂”工藝，以及射孔參數調整與實施暫堵轉向的縫網復雜度提升工藝，單井SRV與產能得到有效提升，實現了“一段一策”的全井段縫網壓裂。

4 結論

1）天然裂縫綜合預測技術實現了對天然裂縫帶的精細刻畫及天然裂縫發(fā)育強度的定量預測，為后續(xù)壓裂施工優(yōu)化提供了依據。

2）在頁巖儲層可壓性評價參數中，脆性指數、縫網擴展能力指數及含氣性指數越大，儲層可改造潛力越大、氣井增產效果越好。

3）采用大規(guī)模前置液工藝，“高強度注液、低孔數、低濃度段塞式加砂”工藝，以及實施暫堵轉向的縫網復雜度提升工藝，單井SRV與產能得到了有效提升。