頁巖氣藏改造技術及四川頁巖氣藏壓裂先導性試驗

王素兵 羅熾臻

(中國石油川慶鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司)

0 引言

頁巖氣是指賦存于頁巖系統(tǒng)中的天然氣，與煤層氣、致密砂巖氣構(gòu)成當今世界三大非常規(guī)天然氣，是一種新類型的能源資源。頁巖氣資源既是一種廣分布、低豐度、易發(fā)現(xiàn)、難開采的非常規(guī)能源，又是一種潛力巨大的現(xiàn)實能源?？碧介_發(fā)頁巖氣將對我國油氣資源格局產(chǎn)生重要影響。頁巖氣具有獨特的形成、富集與分布規(guī)律，其儲層特征及成藏條件、儲層評價、儲層改造工藝等都與常規(guī)油氣資源有很大不同。近年來，隨著認識的提高和技術的進步，頁巖氣成為全球油氣資源勘探開發(fā)亮點。美國對頁巖氣的勘探開發(fā)走在世界的前列，是目前頁巖氣大規(guī)模商業(yè)開發(fā)取得成功的唯一國家。我國頁巖分布廣泛，具有很大的開發(fā)潛力。在四川盆地寒武系筇竹寺組、志留系龍馬溪組頁巖地層中存在豐富的頁巖氣資源[1]。因此，對頁巖氣藏成藏機理與開發(fā)配套技術的研究，對開發(fā)我國豐富的頁巖氣資源有著非常重要的意義。

1 頁巖氣藏基本特征

頁巖氣是指主體位于暗色泥頁巖或高碳泥頁巖中，以吸附或游離狀態(tài)為主要存在方式的天然氣聚集[2]。頁巖氣藏基本特征為：

(1)頁巖本身既是烴源巖又是儲層，即頁巖氣藏為自生自儲型天然氣藏(self-sourced reservoirs)，頁巖氣主要以吸附和自由氣的形式存在于頁巖之中；

(2) 頁巖巖石組成一般為30%～50%的粘土礦物、15%～25%的粉砂質(zhì)(石英顆粒)和1%～20%的有機質(zhì)，多為暗色泥巖與淺色粉砂巖的薄互層[3]；

(3)頁巖儲層的基質(zhì)孔隙度和滲透率總體上非常低，孔隙度最高僅為4% ～5%，滲透率小于1mD，比致密砂巖儲層的滲透率低2～3 個數(shù)量級。只有存在天然裂縫網(wǎng)絡才能增加頁巖極低的基質(zhì)滲透率[4,5]；

(4)在頁巖中，氣源巖裂縫引起的滲透性在一定程度上可以補償基質(zhì)的低滲透率。因此，裂縫的發(fā)育程度是頁巖氣運移聚集、經(jīng)濟開采的主要控制因素之一[4]；

(5)頁巖氣的滲流阻力比常規(guī)天然氣大，所有的井都需要實施儲層壓裂改造才能開采出來；

(6) 低產(chǎn)(一般無自然產(chǎn)能)、投資大、生產(chǎn)周期長，投資回收期長。

2 頁巖氣藏壓裂增產(chǎn)主要機理與技術關鍵

頁巖儲層的基質(zhì)孔隙度和滲透率總體上非常低，除少數(shù)裂縫發(fā)育帶可能具有較高的自然產(chǎn)能外，一般頁巖氣藏均需經(jīng)過壓裂改造之后才具有工業(yè)產(chǎn)能。由于頁巖氣藏的特殊性，因此其壓裂增產(chǎn)機理與增產(chǎn)技術關鍵與砂巖與很大的不同。

2.1 頁巖氣藏壓裂增產(chǎn)主要機理

頁巖氣藏不以常規(guī)圈閉的形式存在，但頁巖中裂縫發(fā)育有助于游離相天然氣的富集和自然產(chǎn)能的提高[5]。由于頁巖的滲透率很低，只有存在天然裂縫網(wǎng)絡才能增加頁巖極低的基質(zhì)滲透率。頁巖氣產(chǎn)量高低與巖石內(nèi)部微裂縫發(fā)育程度有關，裂縫既是儲集空間，也是滲流通道，是頁巖氣從基質(zhì)孔隙流入井底的必要途徑，頁巖氣可采儲量最終是取決于儲層內(nèi)裂縫產(chǎn)狀、密度、組合特征和張開程度。由于頁巖儲層一般都發(fā)育有良好的天然裂縫及層理，同時巖石脆性系數(shù)高，在壓裂過程中產(chǎn)生剪切破壞，溝通天然裂縫系統(tǒng)而形成復雜的網(wǎng)狀縫。因此，頁巖氣藏壓裂主要增產(chǎn)機理是在水力壓力作用下盡可能多地在地層中溝通或產(chǎn)生有效的裂縫網(wǎng)絡從而增加改造體積，提高頁巖氣產(chǎn)能。

另外，由于頁巖氣藏的特殊性，頁巖壓裂不是形成單一對稱裂縫，而裂縫在平面和縱向上呈復雜網(wǎng)狀擴展，這一點國外通過微地震裂縫測試已予以證明。

2.2 頁巖氣藏壓裂技術關鍵

從頁巖氣藏的地質(zhì)特征、開發(fā)特點、增產(chǎn)主要機理等綜合分析可以得出，頁巖氣藏增產(chǎn)改造必須把握以下技術關鍵：

(1) 盡可能低的傷害

頁巖儲層孔隙度極低、基質(zhì)滲透率極差，外來液體引起的潛在傷害主要是對天然裂縫及壓裂裂縫導流能力傷害為主。再次，粘土礦物本身對儲層具有潛在的水敏性傷害。因此，壓裂改造應優(yōu)選殘渣含量低且具一定防膨能力的工作液體系?；锼?也稱活性水)是頁巖氣藏壓裂的最佳工作液體系。

(2)工藝技術經(jīng)濟有效

由于頁巖氣井產(chǎn)能低、生產(chǎn)周期長、投資回收期長，因此，壓裂增產(chǎn)工藝技術必須考慮經(jīng)濟性與有效性。

(3) 工藝技術有利于溝通地層中的裂縫，在地層中產(chǎn)生有效的裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)

為了達到此目的，除了采用水平井技術開發(fā)外，必須采用壓裂增產(chǎn)技術來溝通或張開更多的裂縫系統(tǒng)。因此，頁巖氣藏加砂壓裂一般采用大液量、大排量、低砂比的“體積法”壓裂工藝技術。

3 頁巖氣藏壓裂改造發(fā)展歷史與技術現(xiàn)狀

3.1 頁巖氣藏壓裂改造發(fā)展歷史

上世紀70年代，美國公司在美國東部泥盆紀頁巖氣開發(fā)中曾采用裸眼完井、硝化甘油爆炸增產(chǎn)技術來提高天然氣的采收率；到了上世紀80年代，高能氣體壓裂以及氮氣泡沫壓裂技術的應用，使得頁巖氣產(chǎn)量提高了3～4倍；進入21世紀后，隨著水力壓裂、重復壓裂及平行壓裂等新技術的運用和推廣，工作液體系也從交聯(lián)凝膠、泡沫發(fā)展到應用傷害較低的滑溜水；壓裂工藝從直井小型壓裂、直井大型壓裂發(fā)展到水平井多段壓裂，極大地改善了頁巖氣井的生產(chǎn)動態(tài)與增產(chǎn)作業(yè)效果[6]。

3.2 頁巖氣藏壓裂技術現(xiàn)狀

目前，世界范圍內(nèi)頁巖氣藏壓裂技術以美國最為先進。國內(nèi)只在四川氣田進行了一口井先導性試驗。頁巖氣藏主要壓裂技術有：

(1) 水力壓裂技術

水力壓裂技術以滑溜水(水+降阻劑+粘土穩(wěn)定劑)為工作液壓裂為主，攜帶少量支撐劑，采用大液量、大排量工藝技術。采用這種工藝技術較之凝膠壓裂技術可以節(jié)約成本50%～60%，并能提高最終估計采收率，目前已成為美國頁巖氣井最主要的增產(chǎn)措施[5,6]。

(2)水平井分段壓裂技術

由于水平井能夠最大限度地暴露產(chǎn)層，特別對頁巖氣藏來說水平井段能夠溝通更多的縫網(wǎng)系統(tǒng)，因此水平井技術已成為頁巖氣藏開發(fā)的主要技術。水平井分段壓裂，能有效產(chǎn)生裂縫網(wǎng)絡，盡可能提高最終采收率。最初水平井的壓裂階段一般壓1段或2段，目前已壓裂7段甚至更多。水平井水力多段壓裂技術的廣泛運用，使原本低產(chǎn)或無氣流的頁巖氣井獲得工業(yè)價值成為可能，極大地延伸了頁巖氣在橫向與縱向的開采范圍，是目前美國頁巖氣快速發(fā)展最關鍵的技術。目前，水平井分段壓裂采用的工作液大多數(shù)為滑溜水，分段方法以機械方法分段為主，此次采用水力噴射分段壓裂[6-8]。

(3)重復壓裂技術

當頁巖氣井初始壓裂并經(jīng)過長時間生產(chǎn)后，由于應力等變化，原來的裂縫已無效或現(xiàn)有的支撐劑損壞導致質(zhì)量下降，使氣井產(chǎn)量大幅降低時，重復壓裂能恢復或增加生產(chǎn)產(chǎn)能，可使估計最終采收率提高8%～10%，可采儲量增加60% ，是一種低成本增產(chǎn)方法，在頁巖氣井生產(chǎn)中起著積極作用，壓裂后產(chǎn)量接近甚至超過初次壓裂的產(chǎn)量[6-8]。

(4) 頁巖氣藏壓裂配套技術—裂縫綜合監(jiān)測技術頁巖氣井實施壓裂改造措施后，需要有效的方法來確定壓裂作業(yè)效果，獲取壓裂誘導裂縫導流能力、幾何形態(tài)、復雜性及其方位等諸多信息，以改進及優(yōu)化頁巖氣藏后續(xù)壓裂增產(chǎn)作業(yè)程序與評價其效果，從而更好地提高天然氣采收率。

目前利用地面、井下測斜儀與微地震監(jiān)測技術結(jié)合的裂縫綜合診斷技術，可直接地測量因裂縫間距超過裂縫長度而造成的變形來表征所產(chǎn)生的裂縫網(wǎng)絡，確定裂縫的高度、長度、傾角及方位，評價壓裂作業(yè)效果，實現(xiàn)頁巖氣藏管理的最佳化[6～8]。

4 四川氣田頁巖氣藏壓裂改造先導性試驗

國內(nèi)，中國石油西南油氣田公司在四川盆地W201井首次進行了頁巖氣藏加砂壓裂先導性試驗。

4.1 W201井基本情況

(1)井型

直井

(2) 巖性特征

施工段為一套淺海相碎屑巖，主要為灰黑色粉砂質(zhì)頁巖、炭質(zhì)頁巖、硅質(zhì)頁巖夾泥質(zhì)粉砂巖；厚度分布不均，由上至下顏色加深、砂質(zhì)減少、有機質(zhì)含量增高。巖性致密，性脆，層段部分裂縫發(fā)育。巖性組份主要以石英礦物、粘土礦物及含少量碳酸鹽巖為主，其中石英礦物占到41.2%，粘土礦物占到37.3%，碳酸鹽巖礦物占到26.1%。

另一施工層段為一套淺海相碎屑巖沉積，主要為深灰、灰黑色粉砂質(zhì)頁巖、炭質(zhì)頁巖和泥質(zhì)粉砂巖；巖性由上至下顏色加深、砂質(zhì)減少、生物含量增加、有機質(zhì)含量增高。該段巖性致密，性脆硬，水平層理發(fā)育，部分段裂縫發(fā)育；巖性礦物石英含量高，達到了66.9%，粘土礦物為22.1%，碳酸鹽巖礦物11%。

(3) 物性特征

鄰井巖心孔滲測定結(jié)果，其基質(zhì)平均滲透率18×10-4mD，含有微裂縫(滲透率平均0.175mD)，其氣測孔隙度平均只有1.15%。根據(jù)核磁測井分析數(shù)據(jù)，施工段總孔隙度為3%～5%，有效孔隙度為2%～3%。

綜合分析認為：頁巖儲層的孔隙度較低，儲層儲集空間主要是吸附氣為主，游離氣以裂縫性游離氣為主，孔隙性游離氣次之。

4.2 設計思路及措施

壓裂設計以最大限度地溝通或張開頁巖儲層中的天然裂縫為主要目的。因此，施工工藝采用大液量、大排量、低砂比的“體積法”壓裂工藝，采用低粘度工作液技術，以增加溝通更多裂縫的幾率。

W201井頁巖儲層天然裂縫發(fā)育，壓裂時易產(chǎn)生多裂縫，縫寬窄，加砂難度大，為了降低濾失，保持縫內(nèi)凈壓力和便于攜砂采用大排量施工及小粒徑、低密度、低砂比、段塞式加砂模式。

頁巖儲層孔隙度極低、基質(zhì)滲透率極差(<10-4mD)，天然裂縫發(fā)育，外來液體引起的潛在傷害主要是殘渣對天然裂縫及壓裂裂縫導流能力傷害為主。因此選擇殘渣含量低的滑溜水工作液體系。

頁巖氣藏產(chǎn)能低，充分考慮投入產(chǎn)出比，應用滑溜水，降低改造成本。

綜上，該井采用滑溜水壓裂工藝，即采用含有降阻劑、粘土穩(wěn)定劑和必要的表面活性劑的水為工作液，不僅可以大幅度降低作業(yè)成本，而且可以降低殘渣對裂縫的傷害。應用大液量、大排量注入技術，以其溝通或張開儲層中更多的裂縫系統(tǒng)。

4.3 現(xiàn)場實施情況

(1) 入井材料

工作液：清水+降阻劑+粘土穩(wěn)定劑+助排劑

支撐劑：20目～40目、40目～70目陶粒(石英砂)

(2) 主要施工參數(shù)

見表1。

表1 W201井兩次壓裂主要施工參數(shù)

4.4 實施效果

W201井壓裂工藝成功，下段壓裂后獲井口測試產(chǎn)能1.08×104m3/d的工業(yè)性氣流。該先導性試驗為頁巖氣藏的壓裂和開發(fā)積累了寶貴的經(jīng)驗。

5 結(jié)論

(1)頁巖氣藏儲層物性差、孔隙度和滲透率低,其氣產(chǎn)量高低與巖石內(nèi)部微裂縫發(fā)育程度有關。頁巖氣藏壓裂增產(chǎn)主要機理是水力裂縫盡可能多地在地層中產(chǎn)生或溝通有效的裂縫網(wǎng)絡。

(2)頁巖儲層孔隙度極低、基質(zhì)滲透率極差(<10-4mD)，天然裂縫發(fā)育，外來液體引起的潛在傷害主要是工作液殘渣對天然裂縫及壓裂裂縫導流能力傷害為主。其次，粘土礦物本身對儲層會帶來一定的水敏性傷害。增產(chǎn)改造工作液優(yōu)選殘渣含量低且具防膨特性的液體。

(3)為了最大限度地溝通或張開儲層中的裂縫系統(tǒng)，頁巖氣藏加砂壓裂一般采用大液量、大排量、低砂比的“體積法”壓裂施工。

(4)目前應用最多、效果較好的工藝為滑溜水壓裂工藝，即采用含有降阻劑、粘土穩(wěn)定劑和必要的表面活性劑的水為工作液，不僅可以大幅度降低作業(yè)成本，而且可以降低殘渣對裂縫的傷害。

(5)國內(nèi)第一口頁巖氣井先導性試驗雖然在工藝上取得了成功，但是，頁巖氣藏改造技術尚未真正起步，增產(chǎn)改造技術有待發(fā)展和引進。建議開展與國外公司技術合作與交流，開展頁巖氣水平井多段壓裂工藝與配套技術研究。

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5 趙群，王紅巖,劉人和，等.世界頁巖氣發(fā)展現(xiàn)狀及我國勘探前景[J].天然氣技術，2008，2(3)：11-14.

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7 閆存章，黃玉珍，葛春梅，等，頁巖氣是潛力巨大的非常規(guī)天然氣資源[J].天然氣工業(yè)，2009，29(5)：1-6.

8 Barnett著，劉春麗譯.頁巖對致密地層天然氣開發(fā)的啟示[J].國外油田工程，2009，25(1)：14-16.