頁(yè)巖氣密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂新工藝

鄭有成 范 宇 雍 銳 周小金

1.中國(guó)石油西南油氣田公司 2.中國(guó)石油西南油氣田公司頁(yè)巖氣研究院

0 引言

頁(yè)巖儲(chǔ)層以納米級(jí)孔隙、納達(dá)西級(jí)滲透率而著稱，儲(chǔ)層原始條件下不滿足流體滲流要求，不具備工業(yè)開(kāi)采價(jià)值[1-5]。經(jīng)過(guò)數(shù)十年的科技攻關(guān)，水平井分段壓裂技術(shù)已成為頁(yè)巖氣工業(yè)化開(kāi)采的核心技術(shù)[6-7]，該技術(shù)以破碎儲(chǔ)層，形成復(fù)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(rèn)識(shí)的不斷深化，雷群等[9]提出了“縫控儲(chǔ)量”概念，更加強(qiáng)調(diào)裂縫對(duì)頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)的重要作用。支撐劑作為克服儲(chǔ)層閉合應(yīng)力、維持裂縫張開(kāi)狀態(tài)、提供儲(chǔ)層高導(dǎo)流能力滲流通道的基礎(chǔ)介質(zhì)，對(duì)于保證壓裂改造效果具有至關(guān)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(yè)巖氣儲(chǔ)層埋深4 500 m以淺可工作面積超過(guò) 2×104km2，頁(yè)巖氣地質(zhì)資源量超過(guò) 10×1012m3，是中國(guó)頁(yè)巖氣資源最豐富、開(kāi)發(fā)最現(xiàn)實(shí)的區(qū)塊[1]。北美依靠“二次革命”頁(yè)巖氣產(chǎn)量大幅度提升，據(jù)EIA數(shù)據(jù)表明，美國(guó)2017年產(chǎn)頁(yè)巖氣量達(dá)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(qiáng)度。而同期四川長(zhǎng)寧地區(qū)經(jīng)過(guò)技術(shù)引進(jìn)、自主創(chuàng)新實(shí)現(xiàn)了區(qū)域規(guī)模開(kāi)發(fā)，定型了壓裂主體工藝及參數(shù)，頁(yè)巖氣開(kāi)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(yè)巖氣密切割分段＋高強(qiáng)度加砂增產(chǎn)技術(shù)原理為指導(dǎo)，分析了長(zhǎng)寧地區(qū)密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂新工藝先導(dǎo)性試驗(yàn)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(shí)踐依據(jù)。

1 密切割分段＋高強(qiáng)度加砂技術(shù)原理

頁(yè)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(duì)頁(yè)巖氣產(chǎn)量預(yù)測(cè)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(duì)氣井產(chǎn)量的影響，揭示一般規(guī)律，假設(shè)各簇裂縫為單一主裂縫，各條裂縫參數(shù)特征一致。建立頁(yè)巖氣水平井多段多簇產(chǎn)量計(jì)算模型，假設(shè)氣井以定井底壓力生產(chǎn)。

頁(yè)巖氣水平井壓后井控儲(chǔ)量區(qū)域?yàn)殚L(zhǎng)度為ye，寬度為xe的矩形區(qū)域，水平井分ns段壓裂，每段簇?cái)?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(chǔ)量區(qū)域長(zhǎng)度ye與各參數(shù)間具有如下關(guān)系：

圖1 水平井多段多簇產(chǎn)能計(jì)算模型井筒示意圖

段內(nèi)簇間儲(chǔ)層縱橫比為：

段間儲(chǔ)層縱橫比為：

水平井筒邊界處儲(chǔ)層縱橫比為：

根據(jù)水平井產(chǎn)量計(jì)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(wú)因次產(chǎn)量，無(wú)量綱；qD(tD, λi) 表示段間無(wú)因次產(chǎn)量，無(wú)量綱 ；qD(tD, λe)表示邊界附近無(wú)因次產(chǎn)量，無(wú)量綱；qD表示氣井無(wú)因次產(chǎn)量，無(wú)量綱。

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

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

在此基礎(chǔ)上，鄧燕等[12]建立了水平井多段壓裂應(yīng)力場(chǎng)計(jì)算模型，如圖2所示。

計(jì)算結(jié)果表明，段間距越短誘導(dǎo)應(yīng)力干擾越嚴(yán)重。

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

圖2 密切割分段提高裂縫復(fù)雜程度原理圖

圖3 不同簇間距條件下單段儲(chǔ)層改造裂縫表面積柱狀圖

頁(yè)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(qiáng)脆性，且層理縫發(fā)育，巖石抗壓強(qiáng)度及硬度低。以北美典型頁(yè)巖氣區(qū)塊為例，除了Barnett區(qū)塊頁(yè)巖硬度較高以外，其余區(qū)塊頁(yè)巖硬度均較低，大部分區(qū)塊頁(yè)巖硬度與煤相當(dāng)[13]。頁(yè)巖在浸水后因黏土礦物水化膨脹，巖石力學(xué)穩(wěn)定性及硬度進(jìn)一步降低，頁(yè)巖儲(chǔ)層支撐劑嵌入程度進(jìn)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(zhǎng)期裂縫導(dǎo)流能力快速降低，生產(chǎn)后期裂縫導(dǎo)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(zhǎng)期導(dǎo)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(duì)裂縫導(dǎo)流能力下降的影響是現(xiàn)場(chǎng)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(jiǎn)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(jì)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(wú)量綱；Vpropfrac表示支撐劑加入體積，m3；Vreserv表示壓裂時(shí)波及的儲(chǔ)層體積，m3；kf表示裂縫滲透率，mD；k表示儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率，mD。

因此密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝實(shí)現(xiàn)了提高裂縫復(fù)雜程度與提高裂縫導(dǎo)流能力的有機(jī)統(tǒng)一。

2 密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝先導(dǎo)性試驗(yàn)

2.1 先導(dǎo)性試驗(yàn)方案制訂

為研究密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝在長(zhǎng)寧地區(qū)的技術(shù)適應(yīng)性及支撐先導(dǎo)性試驗(yàn)方案編制，筆者采用長(zhǎng)寧地區(qū)基礎(chǔ)地質(zhì)參數(shù)建立模型，該地區(qū)基礎(chǔ)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(yīng)力為 66 MРa，最小水平主應(yīng)力為 54 MРa。以水平段長(zhǎng) 1 500 m，單段壓裂液量1 800 m3，單段射3簇為基礎(chǔ)工程參數(shù)，開(kāi)展不同簇間距、不同加砂強(qiáng)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(qiáng)度的增加，氣井5年累計(jì)產(chǎn)量逐漸增加，但增幅逐漸放緩。綜合考慮成本因素，先導(dǎo)性試驗(yàn)方案的主體設(shè)計(jì)參數(shù)為分段簇間距介于13～17 m，加砂強(qiáng)度介于 2.0 ～ 3.0 t/m，單段液量保持 1 800 m3不變。

2.2 先導(dǎo)性試驗(yàn)概況

2018年，按照新工藝先導(dǎo)性試驗(yàn)分步實(shí)施、有序推進(jìn)的原則，長(zhǎng)寧地區(qū)在部分井采用常規(guī)主體工藝的基礎(chǔ)上，部分井開(kāi)展密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂新工藝先導(dǎo)性試驗(yàn)，截至2018年12月，完成27井次新工藝試驗(yàn)，新工藝實(shí)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(qiáng)度平均38.30 m3/m，較同期常規(guī)提高32%；加砂強(qiáng)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(tái)位于寧201井區(qū)東部，3個(gè)平臺(tái)整體位于高水平應(yīng)力、低楊氏模量、泊松比變化過(guò)渡區(qū)。區(qū)域內(nèi)水平應(yīng)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(yù)測(cè)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(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)相當(dāng)。

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(shí)施期間采用井下微地震監(jiān)測(cè)壓裂裂縫，其中X1-1井采用密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝，其余井采用常規(guī)壓裂工藝，壓裂實(shí)施參數(shù)如表1所示。微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果表明：X1-1井頁(yè)巖儲(chǔ)層壓裂造縫指標(biāo)SRV、K值（K=微地震監(jiān)測(cè)縫寬/分段段長(zhǎng)，當(dāng)K=0時(shí)為單一裂縫形態(tài)；0＜K＜3時(shí)，為復(fù)雜裂縫形態(tài)；K≥3時(shí)，為網(wǎng)絡(luò)裂縫形態(tài)，K值越大，裂縫越復(fù)雜）及填砂指標(biāo)加砂強(qiáng)度均為最高，為氣井高產(chǎn)奠定了良好的基礎(chǔ)（圖7）。

壓后X1-1、X2-4/5、X3-4/5/6井分別獲測(cè)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(zhǎng)度1 500 m 測(cè)試產(chǎn)量 =－74.0755＋4.111 788×K－16.102 5×SRV＋ 68.861 11×加砂強(qiáng)度，相關(guān)系數(shù)R2= 0.917 3。折算改造段長(zhǎng)度1 500 m 測(cè)試產(chǎn)量與裂縫復(fù)雜程度及加砂強(qiáng)度存在較強(qiáng)正相關(guān)關(guān)系。

圖6 不同簇間距及加砂強(qiáng)度條件下的氣井5年累計(jì)產(chǎn)量模擬曲線圖

表1 X1、X2、X3平臺(tái)壓裂各井實(shí)施參數(shù)表

2.4 先導(dǎo)性試驗(yàn)效益評(píng)價(jià)

密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝提高了儲(chǔ)層改造效果，但密切割分段＋高強(qiáng)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(kāi)展密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝先導(dǎo)性試驗(yàn)經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)及工藝參數(shù)優(yōu)化具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

圖7 X1-1與相關(guān)井微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果與測(cè)試產(chǎn)量對(duì)比分析圖

以長(zhǎng)寧地區(qū)2018年常規(guī)工藝實(shí)施井為基準(zhǔn)，開(kāi)展密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝效益分析，結(jié)果表明，新工藝現(xiàn)有實(shí)施參數(shù)條件下井均EUR增加0.21×108m3，井均成本增加620萬(wàn)元，當(dāng)折算至1 500 m改造段長(zhǎng)度時(shí)，井均成本增加至936萬(wàn)元，井均EUR增加0.31×108m3。因此，密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝有利于提高頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)效益。

3 密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

3.1 密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝實(shí)施環(huán)境分析

長(zhǎng)寧地區(qū)地下工程地質(zhì)條件復(fù)雜，天然裂縫發(fā)育，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖儲(chǔ)層厚度薄，一般不超過(guò)5 m。水平段鉆進(jìn)期間，井眼軌跡易偏離靶體，為實(shí)現(xiàn)優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖儲(chǔ)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(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)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(shí)，隨著川南頁(yè)巖氣產(chǎn)能建設(shè)的加快推進(jìn)，長(zhǎng)寧地區(qū)頁(yè)巖氣井作業(yè)量明顯上升，平臺(tái)壓裂—排采同步作業(yè)普遍存在，綜合因素導(dǎo)致長(zhǎng)寧地區(qū)2018年壓裂實(shí)施井套管變形、壓竄等井下復(fù)雜時(shí)常發(fā)生，且相較于前期有增長(zhǎng)趨勢(shì)。在長(zhǎng)寧地區(qū)固有的復(fù)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(kāi)展了諸如可降解暫堵球等套變段壓裂技術(shù)的探索應(yīng)用[17]，取得了一定效果。結(jié)合工作進(jìn)度安排，開(kāi)展壓裂工藝參數(shù)進(jìn)一步優(yōu)化支撐長(zhǎng)寧地區(qū)頁(yè)巖氣快速上產(chǎn)具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

3.2 密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

通過(guò)對(duì)比分析長(zhǎng)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(qiáng)度及加砂強(qiáng)度的提高，頁(yè)巖氣井短期產(chǎn)能指標(biāo)折算改造段長(zhǎng)1 500 m測(cè)試產(chǎn)量及長(zhǎng)期生產(chǎn)指標(biāo)折算改造段長(zhǎng)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(fù)雜，優(yōu)化分段簇間距介于15～20 m、加砂強(qiáng)度介于2.0～2.5 t/m、用液強(qiáng)度介于30～35 m3/m為下一步長(zhǎng)寧地區(qū)推薦參數(shù)。

4 結(jié)論

1）通過(guò)縮短主裂縫間隔，增加誘導(dǎo)應(yīng)力干擾程度，提高人工裂縫對(duì)低孔、特低滲頁(yè)巖儲(chǔ)層的改造程度是密切割分段工藝的技術(shù)內(nèi)涵；頁(yè)巖儲(chǔ)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(duì)裂縫導(dǎo)流能力衰減的影響程度，確保支撐裂縫具備足夠的長(zhǎng)期導(dǎo)流能力是高強(qiáng)度加砂的內(nèi)在原因。因此，密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂工藝實(shí)現(xiàn)了提高裂縫復(fù)雜程度與提高支撐裂縫導(dǎo)流能力的整合。

2）長(zhǎng)寧地區(qū)密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂新工藝先導(dǎo)性試驗(yàn)提高儲(chǔ)層改造效果顯著，開(kāi)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(dǎo)致套變、壓竄時(shí)常發(fā)生。綜合儲(chǔ)層改造效果及井下復(fù)雜預(yù)防，推薦后期密切割分段＋高強(qiáng)度加砂壓裂主體參數(shù)為：分段簇間距15～20 m，加砂強(qiáng)度2.0～2.5 t/m，用液強(qiáng)度30～35 m3/m。