劉 斌，付育武

(中國石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川 德陽 618000)

JY1HF井筇竹寺組頁巖氣體積壓裂實(shí)踐

劉 斌，付育武

(中國石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川 德陽 618000)

井研-犍為區(qū)塊筇竹寺組頁巖氣為頁巖氣勘探突破的有力區(qū)塊，儲(chǔ)層埋深3 500～4 000 m，資源量為4 658.1×108m3。JY1HF井為區(qū)域內(nèi)第一口水平井風(fēng)險(xiǎn)探井，儲(chǔ)層表現(xiàn)為水平應(yīng)力差異大(32 MPa)、脆性礦物含量中等(56.2%)等特征。針對(duì)儲(chǔ)層特征，通過體積壓裂改造形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，將大通徑壓裂技術(shù)、變排量控縫高技術(shù)、水平井分段優(yōu)化技術(shù)、高砂比體積壓裂技術(shù)等先進(jìn)技術(shù)進(jìn)行集成創(chuàng)新，并成功應(yīng)用于JY1HF井。該井壓后在油壓18.5 MPa下，測試產(chǎn)量5.9×104m3/d，獲得較好的增產(chǎn)效果，證實(shí)該套技術(shù)在井研-犍為區(qū)塊具有較好的適應(yīng)性。

筇竹寺頁巖氣 體積壓裂 參數(shù)優(yōu)化 壓后分析

井研-犍為區(qū)塊筇竹寺組頁巖氣為頁巖氣勘探突破的有力區(qū)塊，儲(chǔ)層埋深3 500～4 000 m，資源量為4 658.1×108m3。JY1HF井為區(qū)域內(nèi)第一口水平井風(fēng)險(xiǎn)探井，儲(chǔ)層表現(xiàn)為水平應(yīng)力差異大(32 MPa)、脆性礦物含量中等(56.2%)等特征，導(dǎo)致體積壓裂形成縫網(wǎng)難度大；同時(shí)，粘土礦物含量較高(42%～52%)、儲(chǔ)層溫度高(125 ℃)、節(jié)理發(fā)育等特點(diǎn)進(jìn)一步增加了壓裂改造難度。針對(duì)儲(chǔ)層特征及壓裂改造難點(diǎn)，將大通徑壓裂技術(shù)、變排量控縫高技術(shù)、水平井分段優(yōu)化技術(shù)等先進(jìn)技術(shù)進(jìn)行集成創(chuàng)新，在JY1HF井成功應(yīng)用。壓后在油壓18.5 MPa下，測試產(chǎn)量5.9×104m3/d，獲得較好的增產(chǎn)效果，實(shí)現(xiàn)了該區(qū)塊頁巖氣商業(yè)發(fā)現(xiàn)，為該區(qū)塊投入開發(fā)打下了堅(jiān)實(shí)的技術(shù)基礎(chǔ)。

1 JY1HF井基本情況及壓裂改造難點(diǎn)

1.1 基本情況

JY1HF井位于四川省自貢市榮縣留佳鎮(zhèn)瓦滓村2組，是在川西南坳陷威遠(yuǎn)構(gòu)造南西斜坡布置的一口水平預(yù)探井，目的層為寒武系筇竹寺組頁巖層。本井完鉆井深4 623 m，完鉆垂深3 297.96 m，水平段長1 160.02 m，采用后期套管射孔完井，其井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 JY1HF井井身結(jié)構(gòu)示意

1.2 儲(chǔ)層特征

1.2.1 巖性特征

川南下寒武統(tǒng)筇竹寺組(3 288.19～3 311.90 m)石英含量為20.6%～38.5%，粘土含量11.2%～58.4%，脆性礦物含量平均56.2%(石英+長石+碳酸鹽巖)?？傮w表現(xiàn)為硅質(zhì)含量較高、粘土礦物含量較低的特點(diǎn)。按照礦物組分計(jì)算目的層脆性指數(shù)為0.35(利用均值，石英/(石英+粘土+碳酸鹽巖))；考慮脆性礦物(石英+長石+碳酸鹽巖)計(jì)算脆性指數(shù)為0.56，總體脆性中等。

1.2.2 物性特征

JY1HF井目的層段孔隙度0.86%～5.53%，平均2.17%；滲透率(0.000 5～1.5)×10-3μm2，平均0.27×10-3μm2?？紫稑?gòu)成以粘土礦物層間孔隙和有機(jī)質(zhì)孔隙為主，粘土層間孔平均87%，有機(jī)質(zhì)孔隙平均11%，孔徑主要分布在2～100 nm之間，中孔以上占86%。

氮?dú)馕綄?shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示，均具有吸附回線，表明孔隙形態(tài)呈開放狀態(tài)。通過巖心觀察儲(chǔ)層裂縫節(jié)理發(fā)育，結(jié)合成像測井成果，通過特征黃鐵礦定位分析，節(jié)理走向北偏東30°，與最大主應(yīng)力方向夾角為30°，與水平井方向夾角為55°。通過ECS測井計(jì)算目的層段游離氣比例60%～83%，平均72%。總之，儲(chǔ)層特征為有機(jī)質(zhì)孔、無機(jī)質(zhì)孔、微裂縫發(fā)育，儲(chǔ)滲空間整體較好，游離氣含量高。

圖2 JY1HF井3 297.65，3 304.21 m氮?dú)馕綄?shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

1.2.3 應(yīng)力特征

巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)表明(見表1)，JY1HF井平均水平最大主應(yīng)力為101.07 MPa，水平最小主應(yīng)力為83.28 MPa，垂向主應(yīng)力為87.27 MPa，計(jì)算水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.214。因此，水平方向上應(yīng)力差異絕對(duì)值較大，不利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

表1 JY1HF井巖石力學(xué)測定結(jié)果

1.3 壓裂改造難點(diǎn)

JY1HF井與鄰區(qū)頁巖氣井儲(chǔ)層物性對(duì)比見表2。通過該井儲(chǔ)層地質(zhì)特征分析，同時(shí)與鄰區(qū)儲(chǔ)層特征對(duì)比(見表2)，本井壓裂改造難點(diǎn)主要為儲(chǔ)層脆性中等偏差，裂縫產(chǎn)狀和應(yīng)力狀態(tài)復(fù)雜，壓力系數(shù)不高，形成大體積的網(wǎng)絡(luò)裂縫有相當(dāng)難度[1-2]。

表2 JY1HF井與鄰區(qū)頁巖氣井儲(chǔ)層物性對(duì)比

(1)筇竹寺組以灰黑色頁巖為主，夾灰色粉砂質(zhì)泥巖，烴源巖主要發(fā)育在上部。

(2)粘土礦物含量較高，平均在40.76%，石英含量平均27.64%，脆性礦物總含量56.2%，脆性條件中等，三軸壓縮試驗(yàn)表現(xiàn)具有部分塑性特征。

(3)下部儲(chǔ)層節(jié)理發(fā)育，會(huì)增加液體的濾失，裂縫延伸過程中的多縫競爭和垂向裂縫過度延伸同樣會(huì)影響到主縫的延伸，影響ESRV和EUR。

(4)弱面縫開啟臨界凈壓力理論值32 MPa相對(duì)較高，誘導(dǎo)應(yīng)力作用范圍相對(duì)有限，形成網(wǎng)縫難度大。

2 壓裂改造思路及施工參數(shù)優(yōu)化[3-6]

2.1 壓裂改造總體思路

(1)立足于地質(zhì)認(rèn)識(shí)和商業(yè)發(fā)現(xiàn)，增加裂縫密度和網(wǎng)絡(luò)裂縫復(fù)雜程度，以盡可能增大有效改造體積和采出程度，提高最終可采儲(chǔ)量為目標(biāo)。

(2)采用泵送橋塞分段壓裂方式進(jìn)行體積壓裂，壓后掃塞，確保井筒的全通徑，避免由于井筒沉砂對(duì)產(chǎn)量的影響。

(3)結(jié)合固井質(zhì)量，優(yōu)化段簇間距，確保整體覆蓋；結(jié)合水平井穿行軌跡，同類同段，“W”型布縫，進(jìn)行針對(duì)性射孔壓裂設(shè)計(jì)。

(4)JY1HF井應(yīng)力差異較大，形成復(fù)雜縫網(wǎng)困難。因此，膠液前置造縫后，變排量段塞注入低粘滑溜水和活性膠液，利用滑溜水粘性指進(jìn)作用，實(shí)現(xiàn)縱向上裂縫覆蓋和有效支撐，從而增加有效改造體積。

2.2 施工參數(shù)優(yōu)化

2.2.1 分段數(shù)優(yōu)化

以3年累積產(chǎn)量為目標(biāo)，同時(shí)兼顧日產(chǎn)量，通過軟件模擬壓裂段數(shù)分別為10，12，14，16，18，20段，每段壓裂2～3簇裂縫情況下改造效果(見圖3)。從圖3可以看出，產(chǎn)量隨壓裂段數(shù)增加而增大，壓裂段數(shù)大于16段時(shí)累產(chǎn)量遞增減緩，綜合考慮確定壓裂段數(shù)為16段。

圖3 不同壓裂段數(shù)下日產(chǎn)量隨時(shí)間的變化

圖4 不同布縫方式對(duì)應(yīng)的1 400 d累產(chǎn)量

2.2.2 布縫方式優(yōu)化

確定壓裂段數(shù)為16段的情況下，分別模擬均一布縫、“W”型布縫和兩端裂縫較長3種布縫方式下的累積產(chǎn)量及日產(chǎn)量(見圖4)，“W”型布縫方式日產(chǎn)量和累產(chǎn)量最高，均一布縫最小。

2.2.3 裂縫半長優(yōu)化

確定壓裂段數(shù)為16的情況下，以30 m為增量分別模擬裂縫半長180～330 m產(chǎn)量隨裂縫半長增加的情況(見圖5)。裂縫半長大于300 m時(shí)，累產(chǎn)量遞增減緩。綜合考慮，確定最優(yōu)裂縫半長為270～300 m。

圖5 不同裂縫半長對(duì)應(yīng)的1 400 d累產(chǎn)量

圖6 不同排量、降阻率下壓裂施工井口壓力曲線

2.3 壓裂液優(yōu)選

頁巖氣壓裂成功與否主要取決于形成的縫網(wǎng)體積，而壓裂施工時(shí)的排量至關(guān)重要。受井口承壓限制，為達(dá)到設(shè)計(jì)的施工排量，對(duì)壓裂液體系的降阻率提出了更高要求(見圖6)。

JY1HF井施工限壓95 MPa，施工排量大于14 m3/min。因此，要求壓裂液降阻率大于65%。以此為主要依據(jù)，同時(shí)考慮壓裂液綜合性能(見表3)及成本因素，最終確定壓裂液配方。

表3 壓裂液及降阻水性能

壓裂液配方為：

降阻水：0.2%高效減阻劑SRFR-1+0.1%復(fù)合防膨劑+0.1%復(fù)合增效劑+0.02%消泡劑；

壓裂液：0.4%低分子稠化劑+0.3%流變助劑+0.15%復(fù)合增效劑+0.05%粘度調(diào)節(jié)劑+0.3%溫度穩(wěn)定劑+0.02%消泡劑。

3 現(xiàn)場實(shí)施情況

JY1HF井于2014年11月13日至27日完成15段壓裂施工，總?cè)氲匾毫?7 010.8 m3，入地砂量1 114 m3，施工排量10～18 m3/min，創(chuàng)造了18 m3/min國內(nèi)頁巖氣壓裂最大施工排量記錄。該井壓裂施工曲線見圖7。

該井壓后進(jìn)行了掃塞作業(yè)，平均單個(gè)橋塞鉆掃時(shí)間67 min。壓后在油壓18.5 MPa下，測試產(chǎn)量5.9×104m3/d，取得較好改造效果。

圖7 JY1HF井壓裂施工曲線

4 壓后分析及評(píng)價(jià)

4.1 裂縫復(fù)雜性評(píng)價(jià)[7-8]

G函數(shù)曲線顯示，儲(chǔ)層具有天然裂縫+主裂縫的復(fù)雜多裂縫特征，尤其攜砂階段經(jīng)滑溜水和膠液交替注入后，凈壓力顯著提升，直到關(guān)井停泵結(jié)束，大段裂縫未發(fā)生閉合(見圖8)。

4.2 裂縫形態(tài)評(píng)價(jià)

JY1HF井第一段及第十二段裂縫形態(tài)如圖9所示。

圖8 壓裂G函數(shù)曲線

a.第一段壓裂 b.第十二段壓裂

圖9 JY1HF井裂縫形態(tài)示意

壓后靜壓力曲線擬合顯示，本井壓裂平均波及縫長260～320 m，平均支撐縫長250～300 m；平均波及縫高48～58 m，平均支撐縫高40～50 m。按橢球計(jì)算，波及體積為0.34×108m3，支撐體積為0.29×108m3，波及儲(chǔ)量(1.5～1.8)×108m3。

5 結(jié)論

(1)井研-犍為區(qū)塊筇竹寺組頁巖氣儲(chǔ)層埋藏深，巖石脆性中等偏差，裂縫產(chǎn)狀和應(yīng)力狀態(tài)復(fù)雜，不利于形成大體積的網(wǎng)絡(luò)裂縫。

(2)針對(duì)JY1HF井將大通徑壓裂技術(shù)、變排量控縫高技術(shù)、水平井分段優(yōu)化技術(shù)、高砂比體積壓裂技術(shù)等進(jìn)行集成創(chuàng)新，形成的高砂比體積壓裂技術(shù)施工成功，并取得該區(qū)塊頁巖氣勘探突破。

(3)壓后分析表明，JY1HF井經(jīng)分段壓裂后形成了天然裂縫+主裂縫的復(fù)雜多裂縫形態(tài)。

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(編輯 謝 葵)

Practice on shale gas volume fracturing for Qiongzhusi Formation in JY1HF well

Liu Bin,Fu Yuwu

(ResearchInstituteofPetroleumEngineering,SouthwestOil&GasCompany，SINOPEC，Deyang618000,China)

Qiongzhusi Formation shale gas is an exploration breakthrough in Jingyan-Qianwei block with a reservoir depth from 3 500 m to 4 000 m and a reserve volume of 4 658.1×108m3.The JY1HF risk exploration well is the first horizontal one in the area，which has reservoir characteristics of large horizontal stress difference (32 MPa)，and moderate brittle mineral content (56.2%)，etc.According to reservoir characteristics，innovative integrating some advance technologies such as large diameter fracturing technology，variable displacement fracture height control technology，horizontal well staged optimization technology，and high sand ratio volume fracturing technology，and so on，the volume fracturing was carried out to form complex fracture network and applied successfully in JY1HF well.After fracturing，the test yield of the well was 5.9×104m3/d under the pressure of 18.5 MPa and good yield-increasing effect was obtained.

Qiongzhusi shale gas;volume fracturing；parameters optimization;fracturing analysis

2016-01-06；改回日期：2016-03-27。

劉斌(1981—)，高級(jí)工程師，現(xiàn)從事儲(chǔ)層改造研究及服務(wù)工作。電話：18942898690，E-mail：lb0557@163.com。

國家重大專項(xiàng)“四川盆地低滲氣藏儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)研究”(2011ZX05002-004-003)內(nèi)容。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.03.015

TE357.13

A