岑 濤，夏海幫，雷 林

（中國石化華東油氣分公司南川頁巖氣項目部，重慶408400）

常壓頁巖氣勘探主要分布在四川盆地盆緣—盆外區(qū)，其中渝東南盆外常壓區(qū)屬中國石化礦權面積為2.1×104km2，預測資源量為8.2×1012m3，氣藏壓力系數(shù)為0.9～1.3，參考國家標準GB/T 26979—2011《天然氣藏分類》，屬于常壓氣藏，發(fā)展前景廣闊?！笆濉币詠?，為加快推進常壓頁巖氣勘探開發(fā)進程，國家設立了科技重大專項《彭水地區(qū)常壓頁巖氣勘探開發(fā)示范工程》[1-2]。彭水區(qū)塊行政區(qū)劃隸屬于重慶市彭水縣、武隆縣，貴州省道真縣，區(qū)內地理地貌以丘陵和山地為主，地層出露完整，海拔在200～1 400 m，平均海拔為1 000 m。構造位置處于川東南—湘鄂西“槽—檔”過渡區(qū)，構造形態(tài)以NE向復向斜和復背斜相間分布為主。道真向斜、武隆向斜、桑柘坪向斜，區(qū)內向斜構造相對寬緩，有利于頁巖氣成藏。五峰組—龍馬溪組頁巖埋深為2 200～3 488 m，優(yōu)質頁巖厚度為35 m，頁巖品質好：TOC一般大于3.0%，含氣量為2.0～4.0 m3/t，全烴含量為13%～22%，壓力系數(shù)為0.9～1.1，吸附氣占比為40 %～60 %[3-4]。彭水區(qū)塊先期壓裂測試的4 口井，由于水平應力差大，高角度裂縫和層理縫發(fā)育等地質特點造成壓裂改造復雜程度小，改造體積受限，未能形成大型復雜縫網系統(tǒng)，壓裂測試產量只有（1～4）×104m3，生產特征呈現(xiàn)返排率高、日產液高、產量遞減相對較慢，需要人工舉升工藝生產，從而無法實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)價值。對于常壓頁巖氣藏，北美的Barnett 常壓頁巖氣在開發(fā)過程中，主要采用縮短段間距和增大加砂量等技術來提高改造效果，但渝東南盆外常壓區(qū)位于山區(qū)，相比北美的平原地形，其鉆完井成本更高，為實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)則必須要求壓裂改造效果更好。因此，以實現(xiàn)大型復雜縫網系統(tǒng)為目標，通過對加大壓裂改造規(guī)模、連續(xù)加砂工藝和段內暫堵轉向優(yōu)化等關鍵技術不斷優(yōu)化，并在LY2HF 和JY10HF 井進行了先導試驗，壓裂后獲得日產氣9.6×104m3和16.7×104m3，實現(xiàn)了常壓頁巖氣的商業(yè)突破。

1 彭水區(qū)塊常壓頁巖氣改造技術難點

處于渝東南盆緣轉換帶彭水區(qū)塊常壓頁巖氣在受到褶皺作用、斷裂作用和抬升剝蝕作用等構造運動的影響下，應力得到釋放，地層壓力由超壓變成常壓，優(yōu)質頁巖層厚度較高壓氣藏變薄，厚度為24～35 m，頁巖氣總含氣量相對較低，為2.0～4.0 m3/t，吸附氣占比為40%～60%；受構造運動影響基質孔隙度僅為3.5%～5%，高角度裂縫及層理縫更發(fā)育，頁巖層地應力相對較小，為40～60 MPa，但最大水平主應力和最小水平主應力差異大,差異系數(shù)為0.27～0.34；靜態(tài)楊氏模量為21～35 GPa，泊松比為0.18～0.31；地溫梯度為2.1～2.5 ℃/100 m。因此，常壓頁巖氣因地質條件造成壓裂改造主要面臨3 個技術難點[5-7]：①儲層含氣總量低，且以吸附氣為主，同時屬于常壓氣藏，需要盡可能形成波及體積范圍更廣的裂縫，釋放更多的儲層產能；②應力得到釋放，差異系數(shù)大，裂縫復雜程度低；③高角度裂縫發(fā)育，誘導效應強，不利于形成復雜裂網。

2 常壓頁巖氣水平井壓裂關鍵技術

針對常壓頁巖氣因含氣總量低、地應力低、壓力系數(shù)低、應力差異系數(shù)大和施工窗口大等特點，為提升壓裂改造效果，實現(xiàn)常壓頁巖氣達到商業(yè)開采價值，采用加大壓裂改造規(guī)模、增大加砂強度、連續(xù)加砂工藝、簇間暫堵優(yōu)化和提高粗砂比例等技術去不斷優(yōu)化壓裂參數(shù)，已經初步形成了一套常壓頁巖氣水平井分段壓裂技術，并通過LY2HF井和JY10HF井取得試驗成功。

2.1 壓裂規(guī)模優(yōu)化

應用頁巖儲層縫網壓裂模型，針對龍馬溪組進行優(yōu)化設計，分單段3 簇模擬1 400 m3、1 600 m3、1 800 m3、2 000 m3壓裂規(guī)模的支撐裂縫幾何參數(shù)（表1），根據(jù)Meyer 壓裂設計軟件模擬這4 種壓裂規(guī)模下裂縫的形態(tài)[8-9]。

表1 龍馬溪組不同壓裂規(guī)模下三維裂縫參數(shù)Table1 3D fracture parameters of Longmaxi Formation under different fracturing scales

模擬支撐劑用量為50～80 m3，不同壓裂液用量對裂縫形態(tài)的影響見圖1，波及裂縫半長在240～310 m，裂縫高度在54～65 m。從表1對比可以看出隨著壓裂規(guī)模增大，縫長、縫高也在不斷增加，軟件模擬顯示液量在1 800～2 000 m3時，裂縫半縫長286～310 m，支撐半縫長240～265 m，單段砂量70～80 m3，滿足常壓頁巖氣壓裂改造需求[10-11]。

2.2 加砂工藝優(yōu)選

常壓頁巖氣地層壓力系數(shù)低，為實現(xiàn)提高單井EUR，要提高裂縫導流能力、加砂強度來促進縫網復雜化。采取連續(xù)加砂、增大加砂強度、提高粗砂比例3 項措施，提高支撐裂縫的連續(xù)性以及導流能力，形成頁巖氣流動“快速通道”，且加入同樣砂量情況下，所用壓裂液量較常規(guī)段塞加砂減少10%以上，大幅度降低了壓裂液的成本，為常壓頁巖氣低成本開發(fā)奠定了基礎[12]。

圖1 不同液量對應支撐半縫長Fig.1 Half supporting fracture length of different fluid volumes

從圖2可以看出加砂強度與測試產量呈正相關。隨著加砂強度的增大，改造體積越大，測試產量越高。

圖2 加砂強度與日產氣量關系Fig.2 Relation between sanding strength and daily gas production

2.3 段內暫堵轉向優(yōu)化

LY1HF 井連續(xù)油管生產剖面測試結果顯示，簇與簇之間的進液量不一致，導致其壓后產能貢獻程度差距較大，甚至部分射孔簇無產能。因此，采用投球暫堵既解決射孔簇不能改造的問題又可實現(xiàn)段內轉向，實現(xiàn)裂縫均衡拓展，增大改造體積。簇間暫堵轉向是在壓裂施工中投入一定數(shù)量的暫堵可溶球，遵循流體向阻力最小方向流動的原理，利用暫堵可溶球外徑比射孔炮眼大的特點，對射孔孔眼進行橋堵，形成高于裂縫破裂壓力的壓力值，改變孔眼處原地應力場，從而壓裂液轉入高壓力或新裂縫層，促使新裂縫產生，確保每簇射孔段都得到充分改造，最終達到整體改造水平段的目的[13-16]。

常壓頁巖氣壓裂要求暫堵可溶球必須具備強度高、封堵率高、壓后完全溶解和無污染的特點。因此，選取暫堵球需鎂鋁合金及其他合金元素等可溶材料，并通過室內試驗模擬地層高溫高壓狀態(tài)下暫堵球的抗壓強度及自溶性見表2。

結果為：φ5.5～φ13.0 mm 4種不同直徑的暫堵可溶球（圖3）在130 ℃下的抗壓強度在30～60 MPa；在滑溜水中15 h后開始溶解，3～5 d完全溶解；完全滿足常壓頁巖儲層壓裂施工要求。頁巖氣射孔選用的是89槍，彈型為SDP35HMX25-4XF，孔密為20 孔/m，孔徑為9.5 mm，擴徑率在20 %～40 %，擴徑后孔徑在11.4～13.3 mm，因此，實施段內暫堵轉向時，選擇φ13.5 mm暫堵球，每段投30～35個。

表2 暫堵球溶解及抗壓性能Table2 Dissolution and compression performance of temporarily blocked ball

圖3 不同直徑暫堵球Fig.3 Temporary blocking balls of different diameters

2.4 建立“三階梯”壓裂加砂工藝模式

通過對前期壓裂井的總結和分析，提出“三階梯”壓裂加砂工藝模式，其核心思想是加大排量，最大程度形成復雜縫網，增大不同粒徑的砂比，支撐裂縫，提升裂縫的導流能力。在壓裂施工過程中（圖4）：①階梯升排量，保持凈壓力穩(wěn)步增長，保近擴遠開啟更多微裂縫，增大改造體積；②階梯提砂比，采用多臺階的加砂模式快速推高砂比，建立連續(xù)鋪砂剖面；③階梯加粒徑，采用70/140、40/70、30/50目的砂粒徑組合，適時增加粗砂用量，提升裂縫導流能力。

3 現(xiàn)場實施情況

3.1 壓裂施工

截至2019年，常壓頁巖氣彭水區(qū)塊壓裂試氣7口井（表3），壓裂井垂深為2 300～3 300 m，水平段長為1 000～1 700 m，孔隙度為3 %～6 %，含氣量為2.0～4.0 m3/t，氣測全烴為9 %～12 %，地應力為40～63 MPa，差異系數(shù)為0.27～0.34。從2012年第一口井PY1HF井開始，為解決因水平應力差大、高角度裂縫和層理縫發(fā)育難以形成復雜縫網體系，實現(xiàn)形成大型復雜縫網的特點，采取了不斷加大壓裂規(guī)模（單段液量1 318 m3上升至2 286 m3，單段砂量68 m3上升至129 m3），提高加砂強度（0.7 m3/m上升至1.52 m3/m），增加粗砂比例（4%上升至11%）等措施，并在LY2HF井和JY10HF井獲得突破，壓裂后獲得日產氣9.6×104m3和16.7×104m3[17]。

3.2 壓裂效果分析

從圖5中可以看出，在同一地質條件下，頁巖氣井壓裂用液量對比為PY3HF 井＞JY10HF 井＞LY2HF井＞LY1HF井＞PY4HF井＞PY2HF井＞PY1HF井，從數(shù)據(jù)上看儲層的壓裂改造效果與壓裂液用量有一定關系，但不明顯。加砂量對比為LY2HF井＞JY10HF井＞PY3HF 井＞LY1HF 井＞PY1HF 井＞PY4HF 井＞PY2HF井，總加砂量用量均與產氣量表現(xiàn)出明顯的一致性，單段加砂量控制在130 m3之內，隨著加砂量的提高儲層改造效果增大，產量越高。

圖4 壓裂加砂工藝特征Fig.4 Characteristic of fracturing sanding process

表3 常壓頁巖氣壓裂施工參數(shù)Table3 Fracturing construction parameters of normal pressure shale gas

圖5 日產氣量與壓裂液量、加砂量關系Fig.5 Relation between daily gas production and fracturing fluid volume,sand content,respectively

從圖6可以看出，同一地質條件下加砂強度與產氣量表現(xiàn)出明顯的一致性，即隨著加砂強度量的提高儲層改造效果增大，產量越高，而PY3HF井因儲層含氣性和地層壓力等地質條件較LY1HF、LY2HF 和JY10HF3口井差，因此，雖然加砂強度最大但產量不是最高。

圖6 日產氣量與加砂強度關系Fig.6 Relation between daily gas production and sand strength

從圖7可以看出，段間距越小，段數(shù)越多，產量越高。整體呈現(xiàn)出大規(guī)模小段間距的日產氣量最高，其次，中等規(guī)模中等段間距和小規(guī)模中等段間距，中等規(guī)模大段間距最差。

圖7 段間距與壓裂段數(shù)關系Fig.7 Relation between segment spacing and number of fracturing segments

圖8 支撐劑用量對比Fig.8 Comparison of proppant dosage

從圖8和表3可以看出粉砂、中砂和粗砂用量均與產氣量表現(xiàn)出明顯的一致性，即隨著中砂和粗砂用量的提高儲層改造效果增大，產量顯示較好。值得一提的是，PY2HF 和PY4HF 井在壓裂施工過程中增加了粗砂的用量，但產氣顯示效果沒有PY1HF 井理想。分析原因之一：可能是由于壓裂施工中使用粉砂和中砂相對較少，粉砂在前期打磨和降濾過程中并未充分發(fā)揮作用，同時中砂用量較少也在一定程度上導致了造縫不徹底，裂縫未充分延伸。雖然后期增加了一定的粗砂量，但由于前期未形成有效的裂縫體系，效果并不明顯。因此，常壓區(qū)塊進行壓裂施工時，應保證前期足夠的粉砂打磨降濾和中砂的充分造縫，在此基礎上加入適量的粗砂才可以起到有效支撐裂縫的作用[18]。

LY2HF 和JY10HF 井分段壓裂施工首次采用連續(xù)加砂工藝（圖9）和簇間暫堵組合工藝，投射35～50個可溶式暫堵球，實現(xiàn)裂縫均衡拓展，投球后凈壓力升高6～16 MPa，通過綜合凈壓力、G函數(shù)形態(tài)分析，儲層裂縫復雜度得到了較好的提升，較LY1HF 井有效改造體積（SRV）提高了7%～10%。

圖9 連續(xù)加砂壓裂曲線Fig.9 Continuous sanding fracturing curve

圖10 暫堵球投送前后延伸壓力/凈壓力對比Fig.10 Comparison of extension pressure/net pressure before and after delivery of temporary blocking ball

圖11 壓裂段G函數(shù)特征Fig.11 Characteristic of G function for fracturing section

由圖10看出在第10—第20 段共9 段進行簇間暫堵投球，共計投13.5 mm 暫堵球300 個，平均投球后升壓19 MPa，投球前凈壓力為12 MPa，投球后凈壓力增加至26.4 MPa，凈壓力升高11～26 MPa：投球前平均延伸壓力梯度為2.5 MPa/100 m，投球后平均延伸壓力梯度為3 MPa/100 m，投球后實現(xiàn)了段內轉向，有效提高裂縫延伸壓力梯度，有利于提高裂縫復雜度，G 函數(shù)特征顯示復雜裂縫和剪切網縫占90%以上[19-20]（圖11、表4）。

表4 壓裂段壓裂特征Table4 Fracturing characteristics

從圖12可以看出，通過對加大壓裂改造規(guī)模、連續(xù)加砂工藝、簇間距優(yōu)化和簇間暫堵優(yōu)化等關鍵技術不斷優(yōu)化，單段壓裂改造體積不斷增大，從而在壓后測試獲得日產氣9.6×104m3和16.7×104m3，實現(xiàn)了常壓頁巖氣井的單井產量突破。

圖12 單段壓裂改造體積特征Fig.12 Volume characteristic of single stage fracturing reconstruction

4 結論與建議

1）常壓頁巖儲層基質具有特低孔、超低滲的特點，且局部天然裂縫發(fā)育，地應力差異系數(shù)大，非均質性強，需大規(guī)模、高砂比壓裂才能使儲層得到充分改造，獲得高產。

2）大規(guī)模壓裂改造、連續(xù)加砂工藝和段內暫堵轉向優(yōu)化是常壓頁巖氣壓裂改造的關鍵技術，該技術在LY2HF 井和JY10HF 井的成功應用表明該技術可以提高裂縫復雜程度，其復雜裂縫和剪切網縫可提高到90%以上，從而提高常壓頁巖氣單井產量。

3）為實現(xiàn)常壓頁巖氣藏的商業(yè)開發(fā)，壓裂工藝上必須開展體積壓裂改造模式、多簇裂縫均衡擴展和暫堵轉向壓裂工藝等配套工藝技術的現(xiàn)場攻關，試驗“一段一策”變密度射孔、變黏度、變排量優(yōu)化組合、多粒徑組合優(yōu)化等個性化壓裂工藝。