涪陵頁(yè)巖氣田高曲率區(qū)水平井壓裂特征及調(diào)整對(duì)策

劉立之

(中石化重慶涪陵頁(yè)巖氣勘探開發(fā)有限公司，重慶 408014)

涪陵頁(yè)巖氣田高曲率區(qū)水平井壓裂特征及調(diào)整對(duì)策

劉立之

(中石化重慶涪陵頁(yè)巖氣勘探開發(fā)有限公司，重慶 408014)

涪陵頁(yè)巖氣田焦石壩區(qū)塊西南部地區(qū)受多期地質(zhì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)疊加，構(gòu)造變形強(qiáng)、斷裂復(fù)雜。地震曲率屬性顯示主力氣層段曲率體分布密集，雖然曲率僅表示地層彎曲變形程度，但對(duì)于頁(yè)巖儲(chǔ)層高曲率往往預(yù)示著該區(qū)域微裂隙、天然裂縫更加發(fā)育，這有利于頁(yè)巖儲(chǔ)層形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。然而，如果天然微裂隙過(guò)早過(guò)多開啟，造成壓裂液大量濾失，在壓裂改造過(guò)程中表現(xiàn)出裂縫擴(kuò)展受限、砂比提升困難，與主體區(qū)相比壓裂施工曲線表現(xiàn)出較大差異，施工難度大大增加。本文從曲率平面分布特征、曲率密度、方向性、延伸長(zhǎng)度入手，定量化描述了曲率與壓裂試氣效果之間的關(guān)系；考慮區(qū)域構(gòu)造、斷層等因素影響，分析了幾種不同高曲率帶的壓裂施工特征，并提出了相應(yīng)的壓裂工藝調(diào)整對(duì)策，為后期提高壓裂改造效果、高效開發(fā)氣田提供了經(jīng)驗(yàn)參考。

頁(yè)巖氣；高曲率；水平井；分段壓裂；涪陵頁(yè)巖氣田

涪陵頁(yè)巖氣田在開發(fā)過(guò)程中面臨諸多挑戰(zhàn)，實(shí)踐表明，即使在同一區(qū)塊常常因地質(zhì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)帶來(lái)的微幅變化導(dǎo)致在壓裂改造和動(dòng)態(tài)分析中表現(xiàn)出截然不同的特征，這與常規(guī)油氣開發(fā)有著重要的區(qū)別。隨著焦石壩區(qū)塊開發(fā)重點(diǎn)逐漸從一期構(gòu)造相對(duì)平緩的主體區(qū)南移至西南部地區(qū)，出現(xiàn)了地層埋深增加、斷層發(fā)育、地質(zhì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)復(fù)雜等變化。特別是西南部地區(qū)石門1號(hào)斷層和烏江斷層表現(xiàn)出縱向上兩期疊置，斷層附近的次級(jí)小斷裂十分發(fā)育。這一方面造成頁(yè)巖氣保存條件變差影響測(cè)試產(chǎn)量，另一方面由于地層變形嚴(yán)重，主力層段曲率體密集程度高，預(yù)示著天然微裂隙更加發(fā)育[1-2]，在大型壓裂改造中容易過(guò)早開啟，造成液體大量濾失，縫內(nèi)凈壓力下降、縫寬受限，為后續(xù)加砂帶來(lái)困難。同時(shí)，受區(qū)域構(gòu)造、斷層等因素影響，雖然都屬于曲率體顯示較密區(qū)域，但壓裂施工曲線表現(xiàn)出多種不同形態(tài)，這就需要針對(duì)不同地質(zhì)特點(diǎn)采用不同的改造思路進(jìn)行針對(duì)性的對(duì)策調(diào)整。

1 西南區(qū)曲率描述及單井定量化表征

從地震數(shù)據(jù)體中提取焦石壩西南區(qū)TO3w反射層的曲率屬性如圖1所示。從圖中可以看出曲率顯示存在明顯的分區(qū)特征，整體表現(xiàn)為單方向或多方向條帶狀。這主要是該區(qū)斷裂復(fù)雜，小斷層十分發(fā)育，斷距<50 m的斷層就有44條，其中斷距<30 m小斷層在整個(gè)西南部均較發(fā)育，主要分布于沿江低隆起(⑤小區(qū))至石門1號(hào)斷層之間(⑨小區(qū))，斷距30～100 m大斷層主要發(fā)育在烏江斷層(⑦、⑧小區(qū))與吊水巖1號(hào)斷層(⑥小區(qū))之間的區(qū)域。

圖1 涪陵氣田西南區(qū)TO3w反射層曲率屬性平面圖

根據(jù)曲率密度、值域、形狀、長(zhǎng)度、方向等平面特征將其細(xì)分為9個(gè)小區(qū)(如表1所示)。結(jié)合目前已經(jīng)試氣求產(chǎn)情況，西南部井區(qū)隨著曲率密度增加、方向性加強(qiáng)、延伸長(zhǎng)度增加，對(duì)應(yīng)該區(qū)水平井平均測(cè)試產(chǎn)量變低，分小區(qū)整體上曲率密集程度：①<②<③<④<⑤<⑥，對(duì)應(yīng)最高測(cè)試產(chǎn)量為：①>②>③、⑤>④>⑥，表現(xiàn)出曲率密度值與測(cè)試產(chǎn)量呈負(fù)相關(guān)關(guān)系。

表1 涪陵氣田西南區(qū)曲率分區(qū)

為了進(jìn)一步定量化表征單井因水平井筒穿行區(qū)域曲率差異對(duì)壓裂效果的影響，統(tǒng)計(jì)了西南區(qū)已經(jīng)試氣的40余口井最高測(cè)試產(chǎn)量與井段平均曲率值之間的關(guān)系(如圖2所示)：當(dāng)井段平均曲率值<0.0025時(shí)，最高測(cè)試產(chǎn)量與井段平均曲率值之間無(wú)明顯相關(guān)性，當(dāng)井段平均曲率值>0.0025時(shí)，最高測(cè)試產(chǎn)量與井段平均曲率值之間近似負(fù)相關(guān)。整體而言，對(duì)于西南區(qū)水平段穿行曲率帶越發(fā)育，對(duì)于壓裂改造效果影響越大，最終試氣效果越不理想。

圖2 最高測(cè)試產(chǎn)量與井段平均曲率值關(guān)系圖

2 高曲率水平井壓裂施工特征

對(duì)于頁(yè)巖儲(chǔ)層，曲率密集顯示地區(qū)往往微裂隙、天然裂縫也相對(duì)發(fā)育，在壓裂改造時(shí)容易被壓開，研究表明天然裂縫開啟所需最小裂縫凈壓力Pn為[3]：

(1)

式中：Pn——張開天然裂縫的臨界張開壓力，MPa；σH、σh——分別為最大與最小水平主應(yīng)力，MPa；ν——巖石泊松比。

從式(1)可以看出，泊松比越小，開啟天然裂縫所需凈壓力越小，涪陵氣田頁(yè)巖靜態(tài)泊松比約為0.2，水平應(yīng)力差為6～12 MPa，這有利于頁(yè)巖儲(chǔ)層形成復(fù)雜縫網(wǎng)，提高儲(chǔ)層改造體積[4]。但是如果施工前期凈壓力控制不好，天然裂縫過(guò)早張開，液體大量濾失造成凈壓力快速下降，則主縫縫寬擴(kuò)展受限，導(dǎo)致加砂敏感，這是西南區(qū)許多井改造體積受限、加砂困難的一個(gè)重要原因。

2.1 水平井筒穿行高曲帶壓裂施工特征

表2是焦頁(yè)A-2HF井水平段穿行曲率對(duì)壓裂施工的影響關(guān)系，由于施工前兩段受井筒污染等因素影響，故從第3段開始統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)合各壓裂段穿行軌跡曲率疊加圖對(duì)應(yīng)的施工數(shù)據(jù)可以看出，第3～7施工井段位于高曲率帶時(shí)，施工壓力偏高，施工中后期壓力逐漸攀升至85 MPa上下，甚至逼近施工限壓95 MPa而不得不降低施工排量，且砂液比最高僅能達(dá)到10%～12%；第8～10段，由于井筒逐漸遠(yuǎn)離高曲率帶，施工壓力平穩(wěn)且中后期有下降趨勢(shì)，施工壓力在80 MPa上下，砂比能提升到14%～15%；從第11段開始，又進(jìn)入到另一條高曲率帶，施工壓力持續(xù)高走，隨著施工井段離高曲帶越近，壓裂施工壓力爬升態(tài)勢(shì)更加明顯，特別到第18段之后，現(xiàn)場(chǎng)施工中砂比3%時(shí)，壓力即開始逐漸爬升。

表2 焦頁(yè)A-2HF井壓裂施工特征與曲率對(duì)應(yīng)關(guān)系

該井施工結(jié)果表明，在高曲率帶，由于高排量的低粘度滑溜水壓入地層，微裂隙、天然裂縫在高井底壓力條件下大量開啟，縫內(nèi)凈壓力因液體大量濾失而迅速下降導(dǎo)致動(dòng)態(tài)縫寬擴(kuò)展受限，施工過(guò)程中表現(xiàn)出加砂敏感，砂比提升受限影響最終加砂量；反之，低曲率帶微裂隙、天然裂縫發(fā)育程度相對(duì)較低，施工過(guò)程中表現(xiàn)為壓力低、易加砂、砂比高。

2.2 向斜與背斜構(gòu)造壓裂施工特征區(qū)別

A平臺(tái)3口井位于向斜構(gòu)造，平均埋深在3800 m，與其相鄰的B平臺(tái)位于背斜構(gòu)造，平均埋深在3400 m，兩平臺(tái)水平井均穿行高曲率帶，處于向斜區(qū)域的A-1HF井施工壓力85 MPa上下(如圖3所示)；處于背斜構(gòu)造焦頁(yè)B-2HF井施工壓力在60 MPa上下，兩平臺(tái)壓裂井實(shí)際施工壓力相差15 MPa左右(如圖4所示)。

圖3 焦頁(yè)A-1HF第1～4段壓裂施工曲線

此外，在背斜區(qū)域主要受張性應(yīng)力控制，在向斜區(qū)域主要受擠壓應(yīng)力控制，在向斜區(qū)域受擠壓應(yīng)力影響裂縫復(fù)雜程度低，壓裂液在裂縫網(wǎng)絡(luò)內(nèi)波及面積有限，壓后返排率較背斜區(qū)域高。如表3所示，A號(hào)平臺(tái)試氣期間返排率為8.83%～13.53%，平均為11.01%；而B號(hào)平臺(tái)最高僅為3.08%，平均為2.22%。從試氣期間返排率和一點(diǎn)法無(wú)阻流量來(lái)看，處于向斜構(gòu)造的井壓后返排率高、無(wú)阻流量低，而處于背斜構(gòu)造的井壓后返排率低、無(wú)阻流量高。

圖4 焦頁(yè)B-2HF第4～7段壓裂施工曲線

2.3 穿行高曲率帶同時(shí)靠近斷層時(shí)壓裂特征

在靠近斷層屬于應(yīng)力松弛區(qū)，人工裂縫沿應(yīng)力松弛區(qū)過(guò)渡到天然裂縫，在該應(yīng)力松弛區(qū)，由于斷層影響，導(dǎo)致施工壓力較低[5]。

表3 焦頁(yè)A平臺(tái)和B平臺(tái)返排液統(tǒng)計(jì)

圖5、圖6是焦頁(yè)C-5HF井水平井段穿行高曲率帶時(shí)同時(shí)靠近斷層時(shí)壓裂曲線特征。結(jié)合壓裂施工曲線可以看出，施工初期，井筒穿行高曲率時(shí)，人工裂縫受天然微裂隙多點(diǎn)起裂影響，造成液體濾失進(jìn)液分散，凈壓力不足，初期壓力80～85 MPa，排量建立困難，未能達(dá)到設(shè)計(jì)值。然而，中后期人工裂縫突破近井地帶后，壓力下降明顯，特別是第10段和11段一般施工壓力降至60 MPa以下，砂比提升順暢，最高砂比達(dá)到16%，結(jié)合這幾段井筒斜深4200～4300 m來(lái)看，如此低的施工壓力表明極有可能溝通該斷層，雖然加砂量較理想，但是人工裂縫網(wǎng)絡(luò)復(fù)雜程度差對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層改造不利。

圖5 焦頁(yè)C-5HF第9～11段施工曲線

3 調(diào)整對(duì)策及效果

3.1 前置膠液促進(jìn)主縫延伸

圖6 焦頁(yè)C-5HF井與附近地層關(guān)系

由于頁(yè)巖氣藏改造所用壓裂液中的低粘度滑溜水占比高[4]，在遇到高曲率段壓裂施工時(shí)，前置液采用低粘滑溜水施工更容易過(guò)早地將頁(yè)巖儲(chǔ)層中的微裂隙和天然裂縫壓開，導(dǎo)致液體濾失增大，液體效率低。對(duì)后期裂縫擴(kuò)展和加砂帶來(lái)不利影響[6]。如表4所示，D-5HF井第6段和第7段因前置滑溜水造縫縫寬不足，導(dǎo)致40/70目中砂進(jìn)入地層后即出現(xiàn)壓力異常，壓力窗口過(guò)小而無(wú)法正常加砂，被迫多次壓裂；而焦頁(yè)E-2HF井針對(duì)高曲率12～14段采用前置膠液施工，前期降濾造縫取得較好效果，施工壓力得到有效控制，為后期40/70目中砂進(jìn)入地層提供了足夠的裂縫通道。

表4 前置膠液效果對(duì)比

因此，對(duì)于井筒附近存在高曲率時(shí)，應(yīng)充分考慮前置膠液進(jìn)行造縫，利用較高粘度的膠液配合排量變化使人工主縫盡可能突破近井地帶，減小近井多縫影響而增加深部地層裂縫復(fù)雜性[7]。圖7和圖8表示的是前置膠液量與加砂量以及最高砂比之間的關(guān)系，從圖中可以看出前置膠液用量與最高砂比和加砂總量之間有一定相關(guān)性?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，涪陵氣田采用前置膠液量超過(guò)200 m3時(shí)對(duì)于前期主縫擴(kuò)展，達(dá)到“控近擴(kuò)遠(yuǎn)”的效果較明顯。

圖7 前置膠液與加砂量關(guān)系

圖8 前置膠液與最高砂比關(guān)系

3.2 中途轉(zhuǎn)粉陶或膠液促進(jìn)裂縫轉(zhuǎn)向

在高曲率帶施工過(guò)程中，當(dāng)天然裂縫或者微裂隙過(guò)多開啟時(shí)，加砂過(guò)程中表現(xiàn)出加砂敏感，可采用中途轉(zhuǎn)粉陶進(jìn)行暫堵，促使主縫擴(kuò)展。當(dāng)主縫過(guò)度擴(kuò)展時(shí)，壓力往往表現(xiàn)出持續(xù)下降的形態(tài)，此時(shí)，可利用中途轉(zhuǎn)膠液，提升縫內(nèi)凈壓力，克服水平主應(yīng)力差促使裂縫轉(zhuǎn)向[8-9]。

通過(guò)對(duì)焦頁(yè)B號(hào)平臺(tái)4口井進(jìn)行中途轉(zhuǎn)膠液和轉(zhuǎn)粉陶效果分析，從圖9中可以看到，整體上中途轉(zhuǎn)膠液和中途轉(zhuǎn)粉陶有效比例最高的2口井焦頁(yè)B-5HF和焦頁(yè)B-2HF井產(chǎn)量較另外2口井產(chǎn)量要高，施工過(guò)程中調(diào)整有效性更高。在中途轉(zhuǎn)膠液的2口井中效果明顯，其中焦頁(yè)B-5HF井試氣長(zhǎng)度1330 m，分16段進(jìn)行壓裂，轉(zhuǎn)膠段數(shù)12段，轉(zhuǎn)膠段占比為75%，測(cè)試產(chǎn)量為11.47×104m3/d；而焦頁(yè)B-4HF井試氣長(zhǎng)度1485 m分21段進(jìn)行壓裂，中途轉(zhuǎn)膠段數(shù)6段，轉(zhuǎn)膠段占比為28.5%，對(duì)應(yīng)測(cè)試產(chǎn)量為9.21×104m3/d。

圖9 中途轉(zhuǎn)膠液效果對(duì)比

從圖10中可以看到，焦頁(yè)B-1HF、焦頁(yè)B-2HF、焦頁(yè)B-4HF這3口井采用中途轉(zhuǎn)粉陶技術(shù)，結(jié)果表明中途轉(zhuǎn)粉陶段數(shù)越多不代表改造效果越好，而跟粉陶封堵轉(zhuǎn)向有效比有關(guān)系，有效比例越高對(duì)于提高人工裂縫封堵轉(zhuǎn)向越有利，形成的裂縫越復(fù)雜。

3.3 暫堵劑封堵大尺度裂縫

天然裂縫對(duì)人工裂縫的影響關(guān)系已經(jīng)有較多研究成果[10-11]，陳勉等人的研究成果表明人工裂縫將沿著阻力最小的一側(cè)擴(kuò)展，之后有可能重新起裂向垂直于最小主應(yīng)力的方向繼續(xù)擴(kuò)展，也有可能因壓力增大而暫時(shí)止裂，對(duì)于頁(yè)巖儲(chǔ)層壓裂時(shí)裂縫通過(guò)在天然裂縫處轉(zhuǎn)向更加復(fù)雜。涪陵氣田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐中通過(guò)加粉陶或者中途轉(zhuǎn)膠液進(jìn)行封堵大尺度裂縫，促進(jìn)裂縫轉(zhuǎn)向成功率低。針對(duì)有明顯天然裂縫的情況，通過(guò)加入暫堵劑在優(yōu)勢(shì)通道中形成濾餅進(jìn)行封堵，大幅度提升凈壓力促進(jìn)人工裂縫轉(zhuǎn)向，避免由于溝通斷層導(dǎo)致改造復(fù)雜程度差。焦頁(yè)F-6HF井通過(guò)采用前置階段加入膠液造縫，70/140目粉陶段塞降濾封堵，前置階段頂替段塞時(shí)分兩次加入暫堵劑進(jìn)行暫堵，中后期裂縫延伸階段采用滑溜水?dāng)y砂的泵注工藝取得了較好施工效果，圖11為加入暫堵劑暫堵效果的施工曲線。

圖10 中途轉(zhuǎn)粉陶效果對(duì)比

圖11 暫堵劑暫堵效果壓裂施工曲線

將施工曲線分為3個(gè)階段：

(1)在加完粉陶段塞進(jìn)行打磨后施工壓力降至58 MPa，表明高凈壓力開啟了大范圍的弱面縫，形成復(fù)雜裂縫，液體濾失大，凈壓力快速下降；

(2)投送暫堵劑后凈壓力突增23 MPa，分析是暫堵劑、膠液、排量3個(gè)方面影響大幅度提升了凈壓力，主要還是因?yàn)闀憾聞?shí)現(xiàn)了有效封堵；

(3)后期加砂順利，壓力逐漸爬升，尾追30/50目粗砂3.5 m3，表明復(fù)雜裂縫系統(tǒng)縫寬相對(duì)較寬，暫堵劑封堵效果明顯。

4 結(jié)論

(1)頁(yè)巖氣井水平井筒穿行高曲率帶時(shí)對(duì)于壓裂施工有較大影響，通過(guò)對(duì)西南區(qū)單井曲率值求和以及提取井段平均曲率值對(duì)單井穿行高曲率帶進(jìn)行量化表征，當(dāng)井段平均曲率值>0.0025時(shí)測(cè)試產(chǎn)量與井段平均曲率值呈近似負(fù)相關(guān)關(guān)系。

(2)向斜構(gòu)造區(qū)域同時(shí)受擠壓應(yīng)力導(dǎo)致形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的難度增大，施工壓力較背斜區(qū)域平均高7～8 MPa，返排率平均為11.01%明顯高于背斜區(qū)域，形成的裂縫復(fù)雜化程度較背斜區(qū)域低。

(3)涪陵氣田現(xiàn)場(chǎng)施工經(jīng)驗(yàn)表明：在高曲率地區(qū)采用前置膠液能夠減小因初期液體濾失帶來(lái)的施工困難，統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明當(dāng)膠液量>200 m3時(shí)，利于人工裂縫突破近井地帶且增加縫寬。

(4)根據(jù)不同的施工井況采用中途轉(zhuǎn)粉陶來(lái)封堵微裂縫減小濾失促進(jìn)裂縫轉(zhuǎn)向，或者中途轉(zhuǎn)膠液提升縫內(nèi)凈壓力促進(jìn)裂縫復(fù)雜化均取得了一定效果。當(dāng)附近發(fā)育大尺度裂縫和斷層時(shí)，為了避免溝通斷層，需要適時(shí)加入暫堵劑進(jìn)行封堵，強(qiáng)制裂縫轉(zhuǎn)向。

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Fracturing Characteristics of Horizontal Wells and Adjustment Measures in High Curvature Area of Fuling Shale Gas Field/

LIULi-zhi

(Sinopec Chongqing Fuling Shale Gas Exploration and Development Co., Ltd., Chongqing 408014, China)

The southwest of Jiaoshiba block in Fuling shale gas field is superimposed by multiple tectonic movements with strong deformation and complex fracture. The seismic curvature attribute indicates that the curvature of the main gas stratum is densely distributed. Although the curvature only indicates the extent of the strata bending deformation, the high curvature of the shale reservoir often predicts more micro-fractures development, which is favorable for shale reservoir forming a complex fracture network. However, if the natural micro-fractures were opened too much and too early, a large amount of fracturing fluid loss would be caused to result in limited fracture propagation and difficult sand pumping during the fracturing process. Compared with the main block, the fracturing curves show huge differences and the treatment difficulty greatly increased, too. Starting from the plane distribution of curvature, curvature density, directivity and the extension length, this paper tries to quantify the relationship between curvature and the effect of fracturing testing gas. Meanwhile, considering the influence of regional structure and fault impact, fracturing construction characteristics of different high curvature areas are analyzed and the corresponding adjustment measures are put forward, which provides the experience reference for the later-stage fracturing effect improvement and efficient gas field development.

shale gas; high curvature; horizontal well; multi-stage fracturing; Fuling shale gas field

2016-06-28；

2017-01-03

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”示范任務(wù)7“涪陵頁(yè)巖氣開發(fā)示范工程”(編號(hào)：2016ZX05060);中國(guó)石油化工股份有限公司重點(diǎn)科技項(xiàng)目“涪陵區(qū)塊頁(yè)巖氣層改造技術(shù)研究“(編號(hào)：P14092)、“涪陵區(qū)塊頁(yè)巖油氣有效開發(fā)技術(shù)研究”(編號(hào)：P13053)

劉立之，男，漢族，1989年生，油氣田開發(fā)工程專業(yè)，碩士，主要從事非常規(guī)油氣措施改造研究工作，重慶市涪陵區(qū)焦石鎮(zhèn)，liulizhi-528@163.com。

TE357.1；TE243；P634.7

A

1672-7428(2017)02-0011-06