深層頁巖氣水平井“增凈壓、促縫網(wǎng)、保充填”壓裂改造模式
——以四川盆地東南部丁山地區(qū)為例

段 華 李荷婷 代俊清 王勇軍 陳思安

1.中國石化勘探分公司 2.中國石化西南油氣分公司

0 引言

四川盆地東南部丁山地區(qū)上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣資源豐富，是中國石油化工股份有限公司在涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊（以下簡稱焦石壩區(qū)塊）之外較有利的勘探開發(fā)接替區(qū)[1-2]。在焦石壩區(qū)塊，針對南方海相復(fù)雜構(gòu)造區(qū)頁巖，已形成了一套以“復(fù)雜縫網(wǎng)＋支撐主縫”為主體思路的壓裂工藝技術(shù)體系[3-6]，通過采用滑溜水和線性膠混合壓裂、不同支撐劑組合加砂、大排量大規(guī)模注入等工藝措施，基本解決了3 500 m以淺的中淺層頁巖氣水平井的壓裂造縫問題。丁山地區(qū)頁巖與焦石壩區(qū)頁巖具有一定相似性，但由于地質(zhì)構(gòu)造條件更為復(fù)雜[7]，并且儲層埋藏較深、地應(yīng)力異常高，不能完全照搬焦石壩區(qū)塊的壓裂模式與技術(shù)。為此，在改進(jìn)中淺層頁巖儲層壓裂技術(shù)模式的基礎(chǔ)上，研究形成了適用于丁山地區(qū)深層頁巖的壓裂關(guān)鍵工藝技術(shù)，并應(yīng)用于現(xiàn)場3口深層頁巖氣井的壓裂改造，改造增產(chǎn)效果顯著。所取得的壓裂模式及工藝技術(shù)可以為同類深層頁巖氣藏的壓裂改造提供借鑒。

1 深層頁巖特征

與焦石壩大型似箱狀斷背斜構(gòu)造不同，丁山地區(qū)為一大型鼻狀構(gòu)造，構(gòu)造復(fù)雜，斷層較為發(fā)育，優(yōu)質(zhì)頁巖段高阻縫和層理發(fā)育。該構(gòu)造東南部的DY1井區(qū)由于靠近齊岳山斷裂，存在側(cè)向逸散，保存條件變差；而在構(gòu)造的西北部，隨著埋深增加，保存條件變好，深層頁巖是丁山地區(qū)的有利勘探領(lǐng)域。如表1所示，丁山地區(qū)深層頁巖儲層品質(zhì)高（優(yōu)質(zhì)頁巖厚度介于28.9～35.5 m，TOC介于2.85%～3.85%，孔隙度介于3.77%～5.95%，硅質(zhì)含量介于36.88%～42.90%），含氣性較好（含氣量介于5.17～6.39 m3/t），丁山地區(qū)深層頁巖脆性指數(shù)與焦石壩區(qū)塊頁巖脆性指數(shù)相當(dāng)，但硅質(zhì)含量略低。由于埋藏深（垂深主要介于3 800～4 500 m），丁山地區(qū)地應(yīng)力異常高（破裂壓力梯度介于0.031～0.035 MPa/m，閉合壓力梯度介于0.024～0.025 MPa/m），水平應(yīng)力差數(shù)值大（介于19.0～21.0 MPa）。室內(nèi)的頁巖壓縮變形實驗結(jié)果表明，在高溫高壓條件下深層頁巖的塑性變形能力增強(qiáng)[8-9]?？傮w看來，在丁山地區(qū)實現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂的難度大。

表1 丁山地區(qū)深層及焦石壩區(qū)塊不同井五峰組—龍馬溪組頁巖儲層特征對比表

2 壓裂技術(shù)對策

2.1 “雙甜點”選井選層

頁巖氣“雙甜點”指地質(zhì)“甜點”與壓裂“甜點”的結(jié)合。丁山地區(qū)西北部深埋藏區(qū)域為超壓區(qū)，保存條件好，含氣性高，為頁巖氣高壓富集區(qū)。天然裂縫、層理縫的發(fā)育程度是影響壓裂縫網(wǎng)復(fù)雜程度的關(guān)鍵因素[10-14]，丁山地區(qū)裂縫整體較發(fā)育，天然裂縫、層理縫等薄弱結(jié)構(gòu)面在裂縫凈壓力的作用下易產(chǎn)生張性、剪性擴(kuò)展，為壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)創(chuàng)造了條件。丁山地區(qū)西北部具備“雙甜點”特點，特選擇在該區(qū)域開展深層頁巖壓裂工藝技術(shù)攻關(guān)。在選層方面，選擇TOC較高、天然裂縫較發(fā)育、孔滲條件較好、水平應(yīng)力差較小及氣測顯示較高的部位進(jìn)行射孔，結(jié)合多段分簇優(yōu)化設(shè)計，提升壓裂改造效果。

2.2 “前置酸＋膠液＋滑溜水＋膠液”混合壓裂模式

丁山地區(qū)DY2井在前三段壓裂中借鑒了焦石壩區(qū)塊的壓裂模式和技術(shù)，但出現(xiàn)了施工泵壓接近限壓值、加砂極為困難的情況。究其原因，丁山地區(qū)裂縫發(fā)育導(dǎo)致壓裂液濾失嚴(yán)重，同時由于該地區(qū)地應(yīng)力異常高，在壓裂設(shè)備限壓條件的制約下，壓裂縫內(nèi)凈壓力小、縫寬窄、縫內(nèi)砂堵無法加砂等問題相繼出現(xiàn)。為此，通過增加膠液前置、膠液中置等措施，使后續(xù)段壓裂施工控制較好，未出現(xiàn)較大壓力波動，形成了“前置酸＋膠液＋滑溜水＋膠液”混合壓裂模式（表2）。由于膠液黏度比滑溜水大，較難進(jìn)入微裂縫，濾失相對較小，在前置液階段注入低濾失膠液可以增加主裂縫造縫能力；通過增加膠液中置措施可實現(xiàn)擴(kuò)縫和掃砂，提高加砂強(qiáng)度，確保施工的順利完成。

表2 “前置酸＋膠液＋滑溜水＋膠液”混合壓裂模式階段劃分表

2.3 主體高黏滑溜水壓裂工藝

為使裂縫的導(dǎo)流能力在高閉合壓力條件下長期保持不變，針對深層頁巖通常選用高強(qiáng)度陶粒作支撐劑，其密度相對較高，若采用低黏滑溜水，則陶粒易在近井裂縫地帶沉降，難以運移至裂縫遠(yuǎn)端。深層頁巖由于裂縫較為發(fā)育，液體在地層濾失非常嚴(yán)重，進(jìn)一步增大了攜砂的難度，使得在壓裂施工過程中表現(xiàn)出隨著加砂量及砂比的增加，泵壓逐步升高。為進(jìn)一步提高砂比且改善鋪砂效果，采用大排量高黏滑溜水，利用其高流速和高黏度所產(chǎn)生的高剪切力增強(qiáng)滑溜水的攜砂能力，從而改善鋪砂效果及提高液體效率。

2.4 “控近擴(kuò)遠(yuǎn)”壓裂工藝

深層頁巖氣井在壓裂早期為追求高凈壓、大排量的壓裂目標(biāo)，常在接近限壓值的情況下施工；至施工中后期，受砂比增加、地層濾失等因素影響，泵壓快速上漲，只能通過降排量確保完成施工。雖然降低壓裂液排量能有效降低施工泵壓，但不利于遠(yuǎn)端復(fù)雜縫網(wǎng)的形成，且在高水平應(yīng)力差條件下復(fù)雜縫網(wǎng)的形成更不易。為此，全程采用逐步提排量泵注程序。在壓裂前期，采取較低排量、階梯提排量的方式，可防止過早打開天然裂縫而影響主裂縫的擴(kuò)展；在壓裂中后期，采用大排量壓裂液增大縫內(nèi)凈壓力，以利于開啟中、遠(yuǎn)井地帶天然裂縫及層理縫而擴(kuò)大改造體積，同時大排量也有利于后期高砂比支撐劑的輸送。因此，全程采用階梯提排量壓裂工藝，加上膠液前置、膠液中置等措施的應(yīng)用，可以實現(xiàn)“控近擴(kuò)遠(yuǎn)”[15]的壓裂效果，保障主裂縫的持續(xù)擴(kuò)展及遠(yuǎn)井地帶復(fù)雜縫網(wǎng)的形成。

2.5 超高壓壓裂工藝

丁山地區(qū)深層頁巖埋藏深、地應(yīng)力異常高，常規(guī)壓裂裝備限壓為95 MPa，壓裂液排量難以進(jìn)一步提升，壓力窗口窄，有效改造難度大。提高縫內(nèi)凈壓力是提高裂縫復(fù)雜程度和改造效果的有效手段[12]，凈壓力越大，則誘導(dǎo)應(yīng)力越大，可通過提高縫內(nèi)凈壓力來增加裂縫復(fù)雜程度。為提升改造效果，有必要配套140 MPa壓裂裝備。實踐證明，超高壓壓裂工藝進(jìn)一步增大了壓裂施工排量，解決了深層頁巖濾失嚴(yán)重及高凈壓、高砂比需求的工程問題，有效擴(kuò)大了改造體積且提高了砂比，是深層頁巖有效壓裂的必要手段。

3 應(yīng)用效果

位于丁山構(gòu)造西北較深部的DY2井是中國石化第一口深層頁巖氣水平井，水平段長1 034.23 m，B靶點垂深4 417.36 m，分12段壓裂，壓裂液總用量為29 515.5 m3，其中酸液為297.0 m3、滑溜水為18 068.5 m3、膠液為11 150.0 m3，共加入覆膜陶粒319.13 m3，其中粉陶為97.39 m3、40/70目陶粒為201.69 m3、30/50目陶粒為20.05 m3，一般施工排量為12 m3/min左右，施工泵壓為90 MPa左右。第1段入井酸液為40 m3，滑溜水為967 m3，加砂量僅為0.5 m3，施工壓力高（介于86～94 MPa），停泵壓力高（65 MPa），滑溜水在地層濾失性強(qiáng)、造縫效率低，且地層對砂比的變化極為敏感，砂比為2%的粉砂加入后泵壓激增近8 MPa（圖1）。后期采用“前置酸＋膠液＋滑溜水＋膠液”混合壓裂模式（圖2），順利完成了后續(xù)段壓裂施工。DY2井壓裂后測試產(chǎn)氣量為10.50×104m3/d。

在總結(jié)DY2井壓裂經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，DY4井主體壓裂液由低黏滑溜水改為高黏滑溜水（18 mPa·s），配套140 MPa壓裂裝備，增大了施工排量及加砂強(qiáng)度（圖3），壓裂施工較為順利。該井水平段長1234.00 m，B靶點垂深4 095.46 m，分17段壓裂，壓裂總液量為42 070.6 m3，其中酸液為267.9 m3，高黏滑溜水為32 225.0 m3，膠液為9 577.7 m3，共加入覆膜陶粒1 210.1 m3，其中粉陶為208.6 m3、40/70目陶粒為827.5 m3、30/50目陶粒為174.0 m3。一般施工排量為16～17 m3/min，施工泵壓為100 MPa左右（圖3）。DY4井壓裂后測試產(chǎn)氣量為20.56×104m3/d。

圖1 DY2井第1段壓裂施工曲線圖

圖2 DY2井后續(xù)典型段壓裂施工曲線圖

圖3 DY4井典型段壓裂施工曲線圖

DY5井進(jìn)一步改進(jìn)了壓裂工藝，前期采用階梯提排量，防止天然裂縫過早開啟而引起壓裂液大濾失，大部分壓裂段全程提排量，持續(xù)增大凈壓力，采取低砂比階梯長段塞＋中高砂比中等規(guī)模段塞加砂以增加加砂強(qiáng)度，壓裂施工順利完成。該井水平段長1 520.00 m，B靶點垂深4 145.41 m，分20段壓裂，總液量為50 906.1 m3，其中酸液為410.0 m3、滑溜水為40 729.0 m3、膠液為9 767.1 m3，共加入覆膜陶粒1 574.9 m3，其中粉陶為256.2 m3、40/70目陶粒為1180.2 m3、30/50目陶粒為138.5 m3。一般施工排量介于17～18 m3/min、施工泵壓100 MPa左右（圖4）。DY5井壓裂后測試產(chǎn)氣量為16.33×104m3/d。

圖4 DY5井典型段壓裂施工曲線圖

4 結(jié)論

1）丁山地區(qū)西北部深層頁巖具備地質(zhì)、壓裂“雙甜點”特性，天然裂縫、層理縫發(fā)育為壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)的形成創(chuàng)造了條件。

2）基于“雙甜點”區(qū)域，形成了“前置酸＋膠液＋滑溜水＋膠液”混合壓裂模式，采用高黏滑溜水以提高液體攜砂能力及造縫效果、“控近擴(kuò)遠(yuǎn)”壓裂工藝以提高遠(yuǎn)井地帶有效改造體積，以及超高壓裝置以有效提高施工排量和縫內(nèi)凈壓力。

3）將改進(jìn)的壓裂模式與工藝技術(shù)應(yīng)用于現(xiàn)場3口深層頁巖氣井的儲層改造后，氣井增產(chǎn)效果顯著，測試頁巖氣產(chǎn)量介于10.50×104～20.56×104m3/d，為該地區(qū)深層頁巖氣勘探取得重大突破提供了有力支撐。