鄭有成 范 宇 雍 銳 周小金

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院

0 引言

頁巖儲層以納米級孔隙、納達西級滲透率而著稱，儲層原始條件下不滿足流體滲流要求，不具備工業(yè)開采價值[1-5]。經(jīng)過數(shù)十年的科技攻關，水平井分段壓裂技術(shù)已成為頁巖氣工業(yè)化開采的核心技術(shù)[6-7]，該技術(shù)以破碎儲層，形成復雜縫網(wǎng)，建好“人造氣藏”為核心內(nèi)涵[8]，隨著體積壓裂改造認識的不斷深化，雷群等[9]提出了“縫控儲量”概念，更加強調(diào)裂縫對頁巖氣開發(fā)的重要作用。支撐劑作為克服儲層閉合應力、維持裂縫張開狀態(tài)、提供儲層高導流能力滲流通道的基礎介質(zhì)，對于保證壓裂改造效果具有至關重要的作用。

四川盆地川南地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組—上奧陶統(tǒng)五峰組頁巖氣儲層埋深4 500 m以淺可工作面積超過 2×104km2，頁巖氣地質(zhì)資源量超過 10×1012m3，是中國頁巖氣資源最豐富、開發(fā)最現(xiàn)實的區(qū)塊[1]。北美依靠“二次革命”頁巖氣產(chǎn)量大幅度提升，據(jù)EIA數(shù)據(jù)表明，美國2017年產(chǎn)頁巖氣量達5 264×108m3，是10年前的8.8倍，其技術(shù)核心為縮短分段簇間距、大幅度提高加砂強度。而同期四川長寧地區(qū)經(jīng)過技術(shù)引進、自主創(chuàng)新實現(xiàn)了區(qū)域規(guī)模開發(fā)，定型了壓裂主體工藝及參數(shù)，頁巖氣開發(fā)效果趨于穩(wěn)定，壓裂提效面臨著技術(shù)瓶頸。為此，筆者以頁巖氣密切割分段＋高強度加砂增產(chǎn)技術(shù)原理為指導，分析了長寧地區(qū)密切割分段＋高強度加砂壓裂新工藝先導性試驗結(jié)果，以期為優(yōu)化該區(qū)壓裂工藝參數(shù)提供可靠的實踐依據(jù)。

1 密切割分段＋高強度加砂技術(shù)原理

頁巖氣水平井壓裂后多以空間網(wǎng)狀裂縫形態(tài)存在，因此，針對頁巖氣產(chǎn)量預測多采用數(shù)值模擬方法或數(shù)據(jù)挖掘方法。為研究裂縫數(shù)量對氣井產(chǎn)量的影響，揭示一般規(guī)律，假設各簇裂縫為單一主裂縫，各條裂縫參數(shù)特征一致。建立頁巖氣水平井多段多簇產(chǎn)量計算模型，假設氣井以定井底壓力生產(chǎn)。

頁巖氣水平井壓后井控儲量區(qū)域為長度為ye，寬度為xe的矩形區(qū)域，水平井分ns段壓裂，每段簇數(shù)為nc，段內(nèi)各簇間距為Δyc，段間裂縫間距為Δyi，靠近邊界簇與邊界間距為Δye，全井裂縫總條數(shù)為N=ncns，如圖1所示。

井控儲量區(qū)域長度ye與各參數(shù)間具有如下關系：

圖1 水平井多段多簇產(chǎn)能計算模型井筒示意圖

段內(nèi)簇間儲層縱橫比為：

段間儲層縱橫比為：

水平井筒邊界處儲層縱橫比為：

根據(jù)水平井產(chǎn)量計算公式，恒定井底流壓條件下氣井產(chǎn)量為：

式中qD(tD, λc) 表示段內(nèi)簇間無因次產(chǎn)量，無量綱；qD(tD, λi) 表示段間無因次產(chǎn)量，無量綱 ；qD(tD, λe)表示邊界附近無因次產(chǎn)量，無量綱；qD表示氣井無因次產(chǎn)量，無量綱。

由上述公式可知，頁巖氣水平井隨著改造段數(shù)的增加，氣井無因次產(chǎn)量增加，因此，在水平段長一定的條件下通過增加人工裂縫條數(shù)、增加與儲層的接觸面積對頁巖氣井增產(chǎn)具有重要的作用。

通過在一定水平段長條件下分布更多的水力裂縫，不但可增加水力裂縫與儲層的接觸面積，同時裂縫間隔距離縮短產(chǎn)生的誘導應力改變了原地應力場。 Рalmer[10]建立的誘導應力場計算模型結(jié)果表明：在裂縫表面上，誘導應力等于縫內(nèi)凈壓力，誘導應力場隨著垂直裂縫表面距離的增加，誘導應力快速降低，當距離超過1.5倍裂縫高度時，誘導應力值非常小，可忽略。Nagel等[11]通過對誘導應力研究認為誘導應力所形成的應力陰影可降低應力陰影區(qū)域水平應力差值，更有利于形成復雜裂縫。

在此基礎上，鄧燕等[12]建立了水平井多段壓裂應力場計算模型，如圖2所示。

計算結(jié)果表明，段間距越短誘導應力干擾越嚴重。

筆者采用壓裂數(shù)值模擬軟件開展不同簇間距條件下壓后裂縫復雜程度對比，結(jié)果表明，隨著簇間距的縮短，單段SRA （儲層改造裂縫表面積）逐漸增加，簇間應力干擾提高了裂縫復雜程度，如圖3所示。

圖2 密切割分段提高裂縫復雜程度原理圖

圖3 不同簇間距條件下單段儲層改造裂縫表面積柱狀圖

頁巖礦物組分一般以硅質(zhì)礦物、黏土礦物、碳酸鹽類礦物為主，巖樣在干燥條件下因富含硅質(zhì)礦物多表現(xiàn)為強脆性，且層理縫發(fā)育，巖石抗壓強度及硬度低。以北美典型頁巖氣區(qū)塊為例，除了Barnett區(qū)塊頁巖硬度較高以外，其余區(qū)塊頁巖硬度均較低，大部分區(qū)塊頁巖硬度與煤相當[13]。頁巖在浸水后因黏土礦物水化膨脹，巖石力學穩(wěn)定性及硬度進一步降低，頁巖儲層支撐劑嵌入程度進一步增加，如圖4所示，隨著氣井的生產(chǎn)，水力裂縫有效支撐劑量逐漸減少，長期裂縫導流能力快速降低，生產(chǎn)后期裂縫導流能力往往難以滿足氣井正常生產(chǎn)需求。

為確保氣井生產(chǎn)所需的裂縫長期導流能力，提高支撐劑用量，增加支撐劑鋪置濃度，降低支撐劑嵌入及破碎對裂縫導流能力下降的影響是現(xiàn)場采用的行之有效的技術(shù)措施。數(shù)值模擬表明，隨著支撐劑加入量（以下簡稱支撐劑數(shù)）的增加，壓裂增產(chǎn)產(chǎn)能比逐漸增加，但增幅逐漸放緩，如圖5所示。支撐劑數(shù)計算公式如下。

圖4 支撐劑在軟地層中的嵌入示意圖

圖5 單段不同支撐劑加量條件下的氣井產(chǎn)能比優(yōu)化模板圖

式中Nprop表示支撐劑數(shù)，無量綱；Vpropfrac表示支撐劑加入體積，m3；Vreserv表示壓裂時波及的儲層體積，m3；kf表示裂縫滲透率，mD；k表示儲層基質(zhì)滲透率，mD。

因此密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝實現(xiàn)了提高裂縫復雜程度與提高裂縫導流能力的有機統(tǒng)一。

2 密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝先導性試驗

2.1 先導性試驗方案制訂

為研究密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝在長寧地區(qū)的技術(shù)適應性及支撐先導性試驗方案編制，筆者采用長寧地區(qū)基礎地質(zhì)參數(shù)建立模型，該地區(qū)基礎地質(zhì)參數(shù)取值如下：孔隙度為6.5%，滲透率為100 nD，TOC為3%，含氣量為6.5 m3/t，楊氏模量為32 GРa，泊松比為 0.23，最大水平主應力為 66 MРa，最小水平主應力為 54 MРa。以水平段長 1 500 m，單段壓裂液量1 800 m3，單段射3簇為基礎工程參數(shù)，開展不同簇間距、不同加砂強度條件下的數(shù)值模擬，如圖6所示。模擬結(jié)果表明，隨著簇間距的縮小、加砂強度的增加，氣井5年累計產(chǎn)量逐漸增加，但增幅逐漸放緩。綜合考慮成本因素，先導性試驗方案的主體設計參數(shù)為分段簇間距介于13～17 m，加砂強度介于 2.0 ～ 3.0 t/m，單段液量保持 1 800 m3不變。

2.2 先導性試驗概況

2018年，按照新工藝先導性試驗分步實施、有序推進的原則，長寧地區(qū)在部分井采用常規(guī)主體工藝的基礎上，部分井開展密切割分段＋高強度加砂壓裂新工藝先導性試驗，截至2018年12月，完成27井次新工藝試驗，新工藝實施參數(shù)與常規(guī)工藝相比，簇間距平均15.90 m，較同期常規(guī)21.60 m縮短26%，用液強度平均38.30 m3/m，較同期常規(guī)提高32%；加砂強度平均2.34 t/m，較同期常規(guī)提高39%。

2.3 典型井效果分析

2.3.1 區(qū)域整體地質(zhì)概況

X1、X2、X3平臺位于寧201井區(qū)東部，3個平臺整體位于高水平應力、低楊氏模量、泊松比變化過渡區(qū)。區(qū)域內(nèi)水平應力差介于10～15 MРa，楊氏模量介于24～27 GРa，泊松比介于0.16～0.20。區(qū)域內(nèi)螞蟻體預測天然裂縫近似垂直于井筒方向，區(qū)域內(nèi)TOC、孔隙度、含氣量等關鍵地質(zhì)參數(shù)相當。

2.3.2 區(qū)域內(nèi)壓裂效果分析

區(qū)域內(nèi)X1-1、X2-4/5、X3-4/5/6井壓裂實施期間采用井下微地震監(jiān)測壓裂裂縫，其中X1-1井采用密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝，其余井采用常規(guī)壓裂工藝，壓裂實施參數(shù)如表1所示。微地震監(jiān)測結(jié)果表明：X1-1井頁巖儲層壓裂造縫指標SRV、K值（K=微地震監(jiān)測縫寬/分段段長，當K=0時為單一裂縫形態(tài)；0＜K＜3時，為復雜裂縫形態(tài)；K≥3時，為網(wǎng)絡裂縫形態(tài)，K值越大，裂縫越復雜）及填砂指標加砂強度均為最高，為氣井高產(chǎn)奠定了良好的基礎（圖7）。

壓后X1-1、X2-4/5、X3-4/5/6井分別獲測試氣量 62.02×104m3/d、30.55×104m3/d、20.53×104m3/d、26.43×104m3/d、43.30×104m3/d、35.17×104m3/d，多元線性擬合表明該區(qū)域折算改造段長度1 500 m 測試產(chǎn)量 =－74.0755＋4.111 788×K－16.102 5×SRV＋ 68.861 11×加砂強度，相關系數(shù)R2= 0.917 3。折算改造段長度1 500 m 測試產(chǎn)量與裂縫復雜程度及加砂強度存在較強正相關關系。

圖6 不同簇間距及加砂強度條件下的氣井5年累計產(chǎn)量模擬曲線圖

表1 X1、X2、X3平臺壓裂各井實施參數(shù)表

2.4 先導性試驗效益評價

密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝提高了儲層改造效果，但密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝將增加單井分段段數(shù)及支撐劑用量，從而增加壓裂作業(yè)成本。因此，開展密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝先導性試驗經(jīng)濟效益評價及工藝參數(shù)優(yōu)化具有重要的現(xiàn)實意義。

圖7 X1-1與相關井微地震監(jiān)測結(jié)果與測試產(chǎn)量對比分析圖

以長寧地區(qū)2018年常規(guī)工藝實施井為基準，開展密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝效益分析，結(jié)果表明，新工藝現(xiàn)有實施參數(shù)條件下井均EUR增加0.21×108m3，井均成本增加620萬元，當折算至1 500 m改造段長度時，井均成本增加至936萬元，井均EUR增加0.31×108m3。因此，密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝有利于提高頁巖氣開發(fā)效益。

3 密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

3.1 密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝實施環(huán)境分析

長寧地區(qū)地下工程地質(zhì)條件復雜，天然裂縫發(fā)育，優(yōu)質(zhì)頁巖儲層厚度薄，一般不超過5 m。水平段鉆進期間，井眼軌跡易偏離靶體，為實現(xiàn)優(yōu)質(zhì)頁巖儲層鉆遇率最大化，通常需多次穿越不同地質(zhì)層位或天然裂縫/斷層才能順利完鉆，井眼軌跡光滑程度難以保證，水平段固井套管在各處受力存在一定差異，可能誘發(fā)套損、套變。據(jù)陳朝偉等[14-16]研究表明，長寧—威遠地區(qū)61.7%的套管變形發(fā)生于裂縫/斷層及巖性界面等位置。同時，隨著川南頁巖氣產(chǎn)能建設的加快推進，長寧地區(qū)頁巖氣井作業(yè)量明顯上升，平臺壓裂—排采同步作業(yè)普遍存在，綜合因素導致長寧地區(qū)2018年壓裂實施井套管變形、壓竄等井下復雜時常發(fā)生，且相較于前期有增長趨勢。在長寧地區(qū)固有的復雜地質(zhì)特征及現(xiàn)有的鉆井技術(shù)條件下，前期在該地區(qū)開展了諸如可降解暫堵球等套變段壓裂技術(shù)的探索應用[17]，取得了一定效果。結(jié)合工作進度安排，開展壓裂工藝參數(shù)進一步優(yōu)化支撐長寧地區(qū)頁巖氣快速上產(chǎn)具有重要的現(xiàn)實意義。

3.2 密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

通過對比分析長寧地區(qū)壓裂主體工藝定型后的改造效果，結(jié)果表明隨著簇間距的縮小、用液強度及加砂強度的提高，頁巖氣井短期產(chǎn)能指標折算改造段長1 500 m測試產(chǎn)量及長期生產(chǎn)指標折算改造段長1 500 m EUR均出現(xiàn)一定幅度的提高，但漲幅逐漸變緩。綜合考慮套變及壓竄井下復雜，優(yōu)化分段簇間距介于15～20 m、加砂強度介于2.0～2.5 t/m、用液強度介于30～35 m3/m為下一步長寧地區(qū)推薦參數(shù)。

4 結(jié)論

1）通過縮短主裂縫間隔，增加誘導應力干擾程度，提高人工裂縫對低孔、特低滲頁巖儲層的改造程度是密切割分段工藝的技術(shù)內(nèi)涵；頁巖儲層軟塑性特征明顯，依靠提高支撐劑加量降低支撐劑嵌入及破碎對裂縫導流能力衰減的影響程度，確保支撐裂縫具備足夠的長期導流能力是高強度加砂的內(nèi)在原因。因此，密切割分段＋高強度加砂壓裂工藝實現(xiàn)了提高裂縫復雜程度與提高支撐裂縫導流能力的整合。

2）長寧地區(qū)密切割分段＋高強度加砂壓裂新工藝先導性試驗提高儲層改造效果顯著，開發(fā)效益得以提升，但同期區(qū)域地質(zhì)、工程、生產(chǎn)組織等綜合因素導致套變、壓竄時常發(fā)生。綜合儲層改造效果及井下復雜預防，推薦后期密切割分段＋高強度加砂壓裂主體參數(shù)為：分段簇間距15～20 m，加砂強度2.0～2.5 t/m，用液強度30～35 m3/m。