涪陵頁巖氣壓裂試驗(yàn)參數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響分析

劉 湘

（中國(guó)石化江漢油田分公司石油工程技術(shù)研究院采氣工藝研究所 ，湖北 武漢430035）

頁巖氣儲(chǔ)層與常規(guī)儲(chǔ)層相比，具有儲(chǔ)層滲透率低、氣體賦存狀態(tài)多樣等特點(diǎn)，采用常規(guī)壓裂形成單一裂縫的增產(chǎn)改造技術(shù)不能適應(yīng)頁巖氣藏的改造。長(zhǎng)水平井分段壓裂技術(shù)作為目前頁巖氣開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，決定著頁巖氣藏能否成功高效的開發(fā)。因此，分析影響分段壓裂產(chǎn)能的因素，選擇合適的工藝參數(shù)，對(duì)提高頁巖氣單井產(chǎn)能具有十分重要的意義。

1 試驗(yàn)井區(qū)基本情況

涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊位于川東褶皺帶東南部，萬縣復(fù)向斜的南揚(yáng)起端，其志留系龍馬溪組為深水陸棚沉積，是典型的海相頁巖氣。含氣頁巖厚度大，分布穩(wěn)定，含氣層為五峰－龍馬溪組89m暗色泥頁巖段，以納米級(jí)中孔為主，脆性礦物含量56.53%，微裂縫發(fā)育。下部?jī)?yōu)質(zhì)頁巖氣層厚度38m，有機(jī)質(zhì)豐度3.03% ，平均孔隙度4.8% ，含氣量5～6m3／t。氣藏類型為中深層、異常高壓、彈性氣驅(qū)、干氣、頁巖氣藏。

涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊一期產(chǎn)建區(qū)構(gòu)造平緩（地層傾角5°～10°），斷裂不發(fā)育，埋藏適中（2 250～3 500m ），面積229km2，儲(chǔ)量1 697×108m3，以游離氣為主。

2012年11月28日，J1井試獲20×104m3高產(chǎn)工業(yè)氣流，拉開了區(qū)塊頁巖氣整體開發(fā)序幕。試驗(yàn)井區(qū)內(nèi)采用1套開發(fā)層系、水平井大規(guī)模壓裂、衰竭式開采方式；采取“叢式井”K字型井網(wǎng)布井，水平段長(zhǎng)1 500m，井距平均為1 000m；考慮鉆井施工難度，外側(cè)井采取斜交最大主應(yīng)力方向，單井配產(chǎn)6×104m3／d，穩(wěn)產(chǎn)2年。試驗(yàn)井組以J1井工藝參數(shù)為基礎(chǔ)，主要開展水平井穿行層位、方位角、水平段長(zhǎng)度、簇間距、段間距、壓裂規(guī)模等工藝參數(shù)優(yōu)化。根據(jù)試驗(yàn)內(nèi)容，將其歸為兩類：

1）地質(zhì)影響因素－水平段長(zhǎng)度、水平段穿行軌跡、方位角。

2）工程影響因素－液體類型及規(guī)模、支撐劑類型及規(guī)模、分段數(shù)、簇間距、段間距。本文擬將結(jié)合試驗(yàn)井組的效果統(tǒng)計(jì)，從地質(zhì)因素和工程因素兩個(gè)方面，對(duì)比分析水平段長(zhǎng)度、總液量、砂量等單項(xiàng)試驗(yàn)參數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響。

2 試驗(yàn)參數(shù)對(duì)比分析

2.1 地質(zhì)因素對(duì)產(chǎn)能的影響

2.1.1 水平段長(zhǎng)度

根據(jù)國(guó)外頁巖氣開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，水平井的長(zhǎng)度不是越長(zhǎng)越好，水平段越長(zhǎng)施工難度越大，脆性頁巖垮塌和破裂等復(fù)雜問題越突出。同時(shí)，由于井筒壓差的存在，水平段越長(zhǎng)抽吸壓力越大，頁巖氣產(chǎn)量反而降低。

從開發(fā)試驗(yàn)井組內(nèi)水平段長(zhǎng)度和無阻流量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來看，水平段小于1 000m的5口井無阻流量均小于60×104m3／d，平均23.8×104m3／d；水平段1 000～1 500m之間的9口井無阻流量為 （34.41～155.83）×104m3／d，平均77.8×104m3／d；水平段1 500～2 000m 之間的7口井無阻流量為 （13.52～ 82.63）×104m3／d，平均49.2×104m3／d；水平段大于2 000m僅一口井，無阻流量為110.89×104m3／d。

開發(fā)試驗(yàn)井組表明：水平段長(zhǎng)度與無阻流量對(duì)應(yīng)關(guān)系較好，總體呈現(xiàn)拋物線關(guān)系。水平段1 500m左右井均獲得較高產(chǎn)能，明顯高于水平段1 000m左右的井（圖1）。雖然水平段越長(zhǎng)產(chǎn)量越高，但水平段并不是越長(zhǎng)越好。

圖1 各井水平段長(zhǎng)度與無阻流量關(guān)系圖

2.1.2 水平段穿行軌跡

試驗(yàn)井組水平段目的層為龍馬溪組下部38m優(yōu)質(zhì)頁巖氣層。結(jié)合勘探開發(fā)生產(chǎn)井的鉆、測(cè)、錄井資料及取芯觀察，將其細(xì)分為5個(gè)巖性、電性小層。

水平井穿越在38m目的層內(nèi)壓裂改造效果整體較好。水平井主要是穿行于1、3小層的氣井，無阻流量均大于50×104m3／d（圖2）。1、3小層頁理縫極發(fā)育，有利于形成縫網(wǎng)；同時(shí)，在頁理縫極發(fā)育區(qū)TOC含量較高。單井穿越第1、3小層的井段長(zhǎng)度較短的氣井，試氣無阻流量較小，均在20×104m3／d以下。

開發(fā)試驗(yàn)井組表明：無阻流量與水平段穿行位置有明顯的正相關(guān)關(guān)系，總體呈現(xiàn)指數(shù)型對(duì)應(yīng)關(guān)系。按目前認(rèn)識(shí)來看，井軌跡穿行在38m優(yōu)質(zhì)頁巖儲(chǔ)層中下部，有利于通過壓裂改造獲得較好的產(chǎn)能。

考慮到第1小層內(nèi)壓裂情況較復(fù)雜，推薦水平井穿行位置為第3小層。

圖2 各井水平段穿行1、3小層長(zhǎng)度與無阻流量關(guān)系圖

2.1.3 水平井方位角

在水平井作業(yè)過程中，由于各地層地質(zhì)結(jié)構(gòu)不同，水平井的井眼軌跡方向可能會(huì)偏離最小主應(yīng)力方向，裂縫和水平井井筒之間會(huì)形成一個(gè)夾角。

從實(shí)施情況來看，井區(qū)采取“叢式井”K字型井網(wǎng)布井，JI、J1－3井和J12－3井井眼軌跡與最小水平主應(yīng)力有一定夾角，J7－2、J8－2、J6－2、J1－2、J11－2和J10－2井井眼軌跡平行于最小水平主應(yīng)力方向（圖3）。

圖3 試驗(yàn)井井眼軌跡方向

通過對(duì)比不同方位角的單井無阻流量（表1），發(fā)現(xiàn)方位角與產(chǎn)能的匹配關(guān)系不明顯。

表1 試驗(yàn)井組單井方位角與無阻流量統(tǒng)計(jì)

2.2 工程因素對(duì)產(chǎn)能的影響

2.2.1 壓裂液類型及規(guī)模

目前現(xiàn)場(chǎng)選用壓裂液體系主要有2種：①SRFR－1減阻水＋膠液；②JC－J10減阻水＋膠液。從施工加砂情況來看，兩種液體體系均能滿足壓裂施工要求，施工中摩阻小，減阻水階段最高砂比達(dá)到16% 時(shí)，加砂壓力平穩(wěn)；從試氣效果來看，兩種減阻水體系無明顯差別。

從單井總液量與測(cè)試無阻流量的關(guān)系（圖4）來看，壓裂液總量小于20 000m3的2口井無阻流量均小于20×104m3／d，平均11.2×104m3／d；壓裂液總量為20 000～30 000m3的7口井無阻流量為 （15.33～88.7）×104m3／d，平均 57.0×104m3／d；壓裂液總量30 000～40 000m3的11口井無阻流量為（13.52～155.83）×104m3／d，平均62.8×104m3／d；壓裂液總量大于40 000m3的2口井無阻流量為（50.7～110.89）×104m3／d，平均80.8×104m3／d。

圖4 總液量與無阻流量的關(guān)系圖

開發(fā)試驗(yàn)井組表明：無阻流量與總液量有明顯的正相關(guān)關(guān)系，總體呈現(xiàn)線性對(duì)應(yīng)關(guān)系。但部分井總液量與無阻流量無明顯對(duì)應(yīng)關(guān)系，這可能與區(qū)域位置及穿行層位發(fā)生較大改變有關(guān)。

2.2.2 支撐劑類型及規(guī)模

目前完成的壓裂施工井主要采用“100目粉陶＋40／70目覆膜砂＋30／50目覆膜砂”作為支撐劑組合，僅有J8－2井采用“100目粉陶＋40／70目陶粒＋30／50目陶?！敝蝿┙M合。從現(xiàn)場(chǎng)壓裂效果來看，使用陶粒作為支撐劑的J8－2井初期產(chǎn)量高，測(cè)試無阻流量達(dá)到156×104m3／d（表2）。但由于J8－2井穿行軌跡較為特殊，主要穿行在第1小層五峰組中，且目前生產(chǎn)時(shí)間還較短，同類型對(duì)比井少，效果有待進(jìn)一步觀察。

表2 部分單井支撐劑類型與測(cè)試無阻流量統(tǒng)計(jì)表

從單井支撐劑總量與測(cè)試無阻流量關(guān)系（圖5）來看，支撐劑總量小于800m3的4口井無阻流量為（34.41～81.92）×104m3／d，平均59.52×104m3／d；支撐劑總量800～1 000m3的11口井無阻流量為（13.52～155.83）×104m3／d，平均57.5×104m3／d；支撐劑總量1 000～1 200 m3的5口井無阻流量為（35.61～82.63）×104m3／d，平均57.3×104m3／d；支撐劑總量大于1 200m3的僅有1口，無阻流量為110.89×104m3／d。除去特殊井點(diǎn)，不同加砂量下平均無阻流量均在60×104m3／d左右。

開發(fā)試驗(yàn)井組表明：支撐劑用量與無阻流量及初期產(chǎn)量對(duì)應(yīng)關(guān)系不明顯，加砂量不是影響無阻流量的主控因素，但加砂量對(duì)于長(zhǎng)期導(dǎo)流能力和累計(jì)產(chǎn)量的影響規(guī)律還需要進(jìn)一步研究分析。

圖5 總砂量與無阻流量的關(guān)系

2.2.3 簇間距、段間距

常規(guī)水平井分段壓裂采用單段射孔、單段壓裂方式，從減小縫間干擾方面出發(fā)，考慮盡可能增大射孔間距，形成多條垂直于井筒的橫切縫；而低滲透水平井分段壓裂則采用分段多簇射孔、多段一起壓裂方式，每簇壓裂結(jié)束后不立即排液，形成的支撐裂縫保持著壓力，對(duì)后續(xù)起裂裂縫產(chǎn)生誘導(dǎo)應(yīng)力，通過優(yōu)化射孔簇間距，充分利用縫間干擾，使后續(xù)起裂裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向，溝通天然裂縫，增加裂縫復(fù)雜程度，增大裂縫壁面與儲(chǔ)層基質(zhì)的接觸面積，保證油氣基質(zhì)從任意方向向裂縫的滲流距離最短，使低滲儲(chǔ)層達(dá)到更好的增產(chǎn)效果。

從現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際壓裂施工情況來看，穿行在龍馬溪組中上部井段，設(shè)計(jì)簇間距20～25m，段間距30～35m，施工壓力較低、波動(dòng)較小，加砂情況較好；五峰組、龍馬溪組底部，設(shè)計(jì)簇間距25～30m，段間距30～35m，部分井段出現(xiàn)施工壓力高、加砂困難的情況，結(jié)合裂縫形態(tài)分析，將簇間距拉大到30～35m，段間距35～40m，調(diào)整后的砂比、加砂量明顯提高。因此，在分段及射孔設(shè)計(jì)中，應(yīng)考慮應(yīng)力變化及地層局部構(gòu)造變化，適當(dāng)加大段間距和簇間距，盡量減小縫間干擾。推薦第1、2小層段間距為40～45m，第3～5小層段間距為35～40m。

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）穿行在龍馬溪組中下部層位的水平井壓后產(chǎn)能較好，但1、2小層施工難度較大，推薦水平井穿行位置為第3小層。

2）不同水平段方位角對(duì)施工壓力有一定影響，但不影響壓裂改造效果。水平段長(zhǎng)度、分段數(shù)對(duì)產(chǎn)量有一定影響，但不是決定因素，不能一味追求長(zhǎng)水平段和分段數(shù)。

3）從已實(shí)施井試氣效果來看，液量增加對(duì)產(chǎn)量有促進(jìn)作用，而與砂量相關(guān)性不大。因此，不應(yīng)過于追求大砂量和高砂比，而應(yīng)以形成適宜導(dǎo)流能力的支撐縫為主。若施工井中出現(xiàn)壓力高、加不進(jìn)砂的情況，考慮以泵注液體為主，以層理縫的充分剪切和擴(kuò)張為目標(biāo)。

4）龍馬溪組形成復(fù)雜縫可能性較大，裂縫正常延伸，建議簇間距20～30m，段間距35～40m；五峰組更易形成網(wǎng)絡(luò)縫，裂縫橫向擴(kuò)展，建議簇間距30～35m，段間距40～45m。

5）由于目前試驗(yàn)區(qū)內(nèi)實(shí)施井?dāng)?shù)據(jù)相關(guān)性較小，各參數(shù)與產(chǎn)能之間的關(guān)系難以體現(xiàn)，此分析也僅建立在表觀數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)上，缺乏儲(chǔ)層物性、含氣性等相關(guān)參數(shù)，后期應(yīng)結(jié)合儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)，進(jìn)一步應(yīng)用微地震監(jiān)測(cè)、產(chǎn)氣剖面測(cè)試等輔助手段對(duì)試驗(yàn)區(qū)獲取更好的認(rèn)識(shí)。

［1］高海紅，曲占慶，趙梅.壓裂水平井產(chǎn)能影響因素的實(shí)驗(yàn)研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2008，（04）：73－76.

［2］蔣廷學(xué)，賈長(zhǎng)貴，王海濤，等.頁巖氣網(wǎng)絡(luò)壓裂設(shè)計(jì)方法研究［J］.石油鉆探技術(shù)，2011，（03）：36－40.