元壩氣田HF－1陸相深層頁巖氣井分段壓裂技術(shù)及效果

唐瑞江 王瑋 王勇軍 蔣人義

中國石化勘探分公司

1 壓裂技術(shù)難點(diǎn)

1.1 儲(chǔ)層物性

四川盆地元壩氣田陸相頁巖儲(chǔ)層主要為中侏羅統(tǒng)千佛崖組二段，巖性為灰色、深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、灰黑色泥頁巖為主夾灰色細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖。經(jīng)物性分析，目標(biāo)儲(chǔ)層平均孔隙度為3.95%，平均滲透率為0.328 7mD；黏土礦物及全巖X射線衍射分析，黏土礦物平均含量為51.5%（黏土礦物以伊蒙混層和伊利石為主，分別占44.5%和32%），脆性礦物平均含量為48.5%（以石英為主，占40%，其次是長石，占8%）。根據(jù)總有機(jī)碳含量（TOC）實(shí)驗(yàn)測定，本井目的層TOC介于0.67%～8.87%，平均值為1.75%，符合國家對頁巖儲(chǔ)層的劃分標(biāo)準(zhǔn)。

元頁HF－1井是元壩氣田1口陸相頁巖儲(chǔ)層專項(xiàng)水平探井，目的層為中侏羅統(tǒng)千佛崖組二段，完鉆斜深為4 982m，垂深為3 661.80m。通過計(jì)算得出本井儲(chǔ)層的靜態(tài)楊氏模量介于18～32GPa，泊松比介于0.218～0.35，最大水平主應(yīng)力方向?yàn)?7.5°，最小主地應(yīng)力多數(shù)為65.5MPa，最大主地應(yīng)力多數(shù)為103.3MPa，各向應(yīng)力差異系數(shù)為57%，平均脆性指數(shù)為40%左右。

1.2 儲(chǔ)層改造技術(shù)難點(diǎn)

頁巖儲(chǔ)層改造關(guān)鍵是盡可能擴(kuò)大儲(chǔ)層改造體積，形成裂縫網(wǎng)絡(luò)［1］?？偨Y(jié)國外經(jīng)驗(yàn)后認(rèn)為，要實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂對儲(chǔ)層有幾個(gè)要求：①脆性礦物較多（50%以上），黏土含量較少（40%以下），水敏性弱；②楊氏模量大于24GPa；③泊松比小于0.25；④脆性指數(shù)大于50%；⑤地應(yīng)力各向異性系數(shù)小于13%；⑥巖石硬度不低于70kg／mm2。

陸相超深［2］頁巖儲(chǔ)層，相比于普通淺層頁巖儲(chǔ)層，其改造難度大、工藝技術(shù)水準(zhǔn)要求高。主要存在以下難點(diǎn)：①目的層各向地應(yīng)力差異系數(shù)較高，部分井段脆性指數(shù)較高，造網(wǎng)狀縫條件不夠理想；②陸相儲(chǔ)層埋藏深，破裂壓力高，施工排量受限，加砂困難，縫間應(yīng)力干擾大，不利于裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成；③改造水平段長，末端裂縫起裂壓力高，裂縫起裂形態(tài)和各段裂縫延伸形態(tài)不易控制；④改造段數(shù)多、改造液用量大、改造作業(yè)時(shí)間長，對改造液的性能要求高；⑤施工強(qiáng)度大，對設(shè)備和工具的可靠性要求高。

2 壓裂液實(shí)驗(yàn)優(yōu)選

綜合分析的結(jié)果認(rèn)為，如果僅采用淺層頁巖儲(chǔ)層改造使用單一的滑溜水進(jìn)行壓裂，加砂難度大，難以獲得理想的改造效果。為克服單一滑溜水體系壓裂改造的弊端，本井通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，篩選出自主研發(fā)的壓裂液［3］體系，通過配方調(diào)整，復(fù)配出適合元壩深層頁巖氣層的壓裂液體系，經(jīng)過室內(nèi)性能實(shí)驗(yàn)分析評(píng)價(jià)，該套體系滿足元壩深層頁巖氣儲(chǔ)層的壓裂工況。該套復(fù)合壓裂液體系為滑溜水＋線性膠＋凍膠3種液體，滑溜水作為前置液形成體積縫網(wǎng)，同時(shí)作為前置攜砂液攜帶小粒徑、低砂比支撐劑充填網(wǎng)縫；線性膠和凍膠在后段壓開地層形成較長的主導(dǎo)裂縫，使裂縫在地層深部延伸更遠(yuǎn)，降低加砂難度，防止砂堵，同時(shí)增加施工排量，進(jìn)一步增大體積縫網(wǎng)，并作為后期攜砂液攜帶大粒徑、高砂比支撐劑，提高壓裂效果。

2.1 SRRF－1滑溜水體系

SRRF－1低分子滑溜水體系是采用滑溜水與復(fù)合防膨劑、高效助排劑、高效降阻劑復(fù)配而成。配方為：0.2%SRFR－1＋0.2%SRCS－2＋0.3%SRSR－2＋清水。

該體系降阻率低，達(dá)到國際先進(jìn)水平；表面張力相對較低，利于壓后返排。根據(jù)前期應(yīng)用結(jié)果計(jì)算，其摩阻是同等條件清水摩阻的24%，減阻率達(dá)76%，同時(shí)具有良好的防膨效果，其性能參數(shù)：pH值為7.2，密度為1.004g／cm3，表面張力為26.9mN／m，防膨率為85%，降阻率為70%～76%，170s－1黏度為5.0mPa·s。此外該體系配液方便快捷，添加劑快速均勻溶解，能滿足大液量的壓裂施工對壓裂液配制的要求。

2.2 SRLG－1膠液體系

線性膠和凍膠均是在SRLG－1膠液體系上添加不同添加劑調(diào)價(jià)而成。線性膠配方：0.4%SRFR－1＋0.3%SRLB－2＋0.3%SRSR－2＋0.05%SRVC－2＋清水。凍膠配方：0.5%SRFR－CH1＋0.3%SRFRCH2＋0.3%SRSR－2＋0.05%SRVC＋清水。

該體系黏度隨著濃度增大而增大，破膠能力強(qiáng)，防膨性好。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明（圖1），SRLG－1的摩阻為同等條件下清水摩阻的20%～25%。根據(jù)攜砂性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表1），SRLG－1體系的儲(chǔ)能模量與耗能模量之比均大于常用的胍膠壓裂液，即其黏彈性更強(qiáng)，攜砂性能更好（圖2）。

圖2 SRLG－1攜砂性能實(shí)驗(yàn)曲線圖

3 壓裂改造技術(shù)措施

在調(diào)研國內(nèi)外頁巖層壓裂改造現(xiàn)狀及改造實(shí)例基礎(chǔ)上，針對元壩氣田陸相深層頁巖氣儲(chǔ)層破裂壓力高、地層壓力高、壓裂難度大等特點(diǎn)，引進(jìn)貝克休斯公司的橋塞及座封技術(shù)，采用自主研發(fā)的復(fù)合壓裂液和壓裂工藝技術(shù)，進(jìn)行大排量、高砂比、大砂量、多級(jí)可鉆式橋塞封隔分段壓裂改造。該技術(shù)除第一段采用連續(xù)油管射孔、光套管壓裂；后續(xù)各段均采用地面泵送“電纜＋射孔槍＋可鉆橋塞”工具串入井至預(yù)定位置，電纜點(diǎn)火座封，橋塞丟手后上提射孔槍至射孔位置進(jìn)行射孔［4］，隨后進(jìn)行分段壓裂。壓裂施工結(jié)束后，快速鉆掉橋塞進(jìn)行測試。

由于儲(chǔ)層滲透率低，為保證壓裂時(shí)獲得更多的裂縫數(shù)量，采用簇式多點(diǎn)射孔的方式。為減少孔眼摩阻、近井帶的裂縫扭曲摩阻以及縫間干擾，經(jīng)模擬優(yōu)化，決定分10段射孔作業(yè)，每段射孔2簇，射孔相位60°，每簇射孔2.5m，孔密16孔／m［5］。在優(yōu)化射孔參數(shù)的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)以大排量（10m3／min以上）泵入液體，形成多條網(wǎng)絡(luò)裂縫，引導(dǎo)裂縫網(wǎng)狀發(fā)育（圖3），盡量擴(kuò)大每簇主縫體積，增加儲(chǔ)層改造體積。

此外，考慮到千佛崖組頁巖氣儲(chǔ)層埋藏深、油氣同層、水平井段長，為避免砂堵，采用段塞＋階梯的加砂工藝。經(jīng)過優(yōu)化計(jì)算，決定采用低砂比打磨配合螺旋式多段塞加砂＋中低砂比臺(tái)階螺旋式段塞復(fù)合加砂＋低砂比臺(tái)階螺旋式復(fù)合線性加砂的復(fù)合加砂模式。前期低排量注入酸液對地層進(jìn)行預(yù)處理，降低地層破裂壓力；正式壓裂中前置液快速提升排量，使用100目粉陶封堵天然裂縫，降低濾失；中段穩(wěn)定排量注入攜砂液，使用40／70目低密功能型陶粒降低砂堵風(fēng)險(xiǎn)；后期加入30／50目中密高強(qiáng)度陶粒增加裂縫導(dǎo)流能力。

圖3 縫網(wǎng)模擬圖（側(cè)視圖）

4 實(shí)施效果

4.1 施工概況

元頁HF－1井于2012年10月中旬實(shí)施了壓裂施工，包括小型測試壓裂施工、十段加砂壓裂施工、泵送和鉆磨橋塞施工，其分段壓裂施工曲線如圖4所示。整個(gè)施工工程總液量13 931.3m3，十段加砂壓裂總液量12 802.4m3，總加砂量697.87m3。一般施工排量12～14m3／min，泵壓80～92MPa，最高泵壓91.9 MPa，最高排量15.5m3／min，最高砂比32%，平均砂比15.18%，其分段壓裂施工主要參數(shù)如圖5所示。壓裂施工結(jié)束后，采用50.8mm連續(xù)油管鉆掉橋塞。放噴排液后，該井試獲日產(chǎn)天然氣7 190m3，日產(chǎn)油13.9m3，獲得了工業(yè)油氣流。

圖4 元頁HF－1井分段壓裂施工曲線圖

圖5 元頁HF－1井分段壓裂施工參數(shù)圖

4.2 技術(shù)評(píng)估

元頁HF－1井大型分段壓裂施工圓滿結(jié)束，達(dá)到了預(yù)定的“一天兩段壓裂”的計(jì)劃，同時(shí)刷新了施工排量最大、單段加砂量最大、平均砂比最高、鉆塞時(shí)間最短等17項(xiàng)國內(nèi)頁巖油氣井壓裂作業(yè)施工技術(shù)指標(biāo)。

從壓裂曲線來看，僅有第4段因?yàn)槟噘|(zhì)含量高導(dǎo)致加砂效果不好以外，其余各段均達(dá)到設(shè)計(jì)要求。通過對壓裂數(shù)據(jù)分析計(jì)算，評(píng)估裂縫地面延伸壓力為84.6MPa，整體表現(xiàn)為多裂縫張開和延伸特征，達(dá)到了形成裂縫網(wǎng)絡(luò)的必要條件［6］，證明本次施工已經(jīng)達(dá)到了裂縫網(wǎng)狀發(fā)育的技術(shù)要求。

后期通過壓裂排量進(jìn)行計(jì)算，得出所用SRRF－1體系的實(shí)際降阻率為76%，優(yōu)于實(shí)驗(yàn)測定70%的降阻率。檢查放噴期間的返出液，破膠明顯，僅有少量陶粒砂返出，表明SRLG－1體系攜砂性能可靠，完全滿足工藝要求。同時(shí)根據(jù)現(xiàn)場施工反饋情況來看，本井優(yōu)選的復(fù)合壓裂液體系克服了以往頁巖儲(chǔ)層單一滑溜水體系改造中常見的因濃縮滑溜水注入比例不能準(zhǔn)確、及時(shí)調(diào)控而導(dǎo)致的液體性能失調(diào)、攜砂性能不均等問題。

通過綜合分析，認(rèn)為本井改造作業(yè)克服了陸相深層頁巖儲(chǔ)層末端裂縫起裂難度大、儲(chǔ)層物性不利于形成網(wǎng)狀裂縫［7］、裂縫發(fā)育形態(tài)難以控制、裂縫半徑短、溝通地層深部差等客觀不利因素，優(yōu)選出的復(fù)合壓裂液體系、加砂技術(shù)、壓裂技術(shù)工藝均滿足各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)要求，達(dá)到了預(yù)期的壓裂增產(chǎn)效果。

5 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

1）陸相深層頁巖儲(chǔ)層比普通淺層頁巖儲(chǔ)層的改造技術(shù)難度大，對改造技術(shù)、改造液體和改造工藝的要求高，本井所采用的改造工藝在國內(nèi)深層頁巖儲(chǔ)層改造技術(shù)中處于領(lǐng)先地位。

2）頁巖儲(chǔ)層壓裂改造具有大排量、大液量、大砂量、長時(shí)間的特點(diǎn)，涉及多個(gè)服務(wù)隊(duì)伍的技術(shù)作業(yè)，對施工設(shè)備的性能和操作人員的技術(shù)水準(zhǔn)、配合能力提出了很高的要求。

3）本井采用的多級(jí)可鉆式橋塞封隔分段壓裂技術(shù)行之有效，所選用的壓裂液體系性能有效可靠，優(yōu)選的加砂模式實(shí)現(xiàn)了均勻布砂的目的。壓后評(píng)估表明本次施工完全達(dá)到各項(xiàng)技術(shù)要求。

4）頁巖儲(chǔ)層改造應(yīng)加強(qiáng)各段巖性分析，優(yōu)選射孔井段，非均質(zhì)性嚴(yán)重的地層應(yīng)注意分段選簇時(shí)避開高應(yīng)力段和高泥質(zhì)含量，以利于加砂、泵送橋塞及射孔作業(yè)，提高改造效果。

5）元頁HF－1井的壓裂改造作業(yè)對國內(nèi)頁巖油氣儲(chǔ)層，特別是陸相深層頁巖儲(chǔ)層的勘探開發(fā)技術(shù)進(jìn)行了有益的探索，改造方案設(shè)計(jì)合理有效，所取得的經(jīng)驗(yàn)可在國內(nèi)其他頁巖油氣井中推廣應(yīng)用。

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