川南頁巖氣差異化射孔+復(fù)合暫堵工藝應(yīng)用研究

葉志權(quán)，陸方保，陳 亮,2，徐亞軍,2，肖文梁,2

（1.中國石油西部鉆探井下作業(yè)公司，新疆克拉瑪依 834000；2.中國石油油氣藏改造重點實驗室頁巖油儲層改造分研究室，新疆克拉瑪依 834000）

1 概述

我國四川盆地頁巖氣資源豐富，經(jīng)過10余年探索，中國石油在川南地區(qū)實現(xiàn)頁巖氣的規(guī)模效益開發(fā)，掌握了頁巖氣勘探開發(fā)核心技術(shù)，頁巖氣壓裂理論、技術(shù)和方法從無到有，從單一到配套，實現(xiàn)了從跟跑到部分領(lǐng)跑的全面進(jìn)步。2010 年至今，川南地區(qū)頁巖氣壓經(jīng)歷了先導(dǎo)試驗、自主研發(fā)、系統(tǒng)完善、技術(shù)升級4個發(fā)展階段[1-2]，形成了以體積壓裂工藝技術(shù)、體積壓裂配套技術(shù)、壓裂裂縫監(jiān)測與壓裂后效果評價技術(shù)、工廠化壓裂技術(shù)為核心的頁巖氣水平井體積壓裂技術(shù)體系，使我國頁巖氣勘探開發(fā)取得了重要階段成果。隨著頁巖氣大規(guī)模開發(fā)各種施工、生產(chǎn)問題相繼出現(xiàn)，工藝措施也在不斷更新：防砂纖維、自懸浮支撐劑、納米壓裂液、培育高產(chǎn)井、拉鏈順序優(yōu)化最大保護(hù)井筒完整性、差異化射孔等實驗在各區(qū)塊展開，以期實現(xiàn)充分動用井控資源、減少井下復(fù)雜保障井筒完整性。

目前長寧頁巖氣水平井主體采用6~11簇多簇射孔完井，大規(guī)模的液體和支撐劑被泵送至儲層，使其形成復(fù)雜的人工縫網(wǎng)系統(tǒng)。但是經(jīng)文獻(xiàn)調(diào)研和研究生產(chǎn)測井?dāng)?shù)據(jù)，表明大約80%產(chǎn)量僅由20%孔眼貢獻(xiàn)，并且30%的射孔簇沒有產(chǎn)量貢獻(xiàn)。常規(guī)布孔方式不利于提高裂縫復(fù)雜程度，導(dǎo)致簇間儲量動用不充分。為此，在長寧H平臺先導(dǎo)性實驗差異化射孔配合多次復(fù)合暫堵體積壓裂工藝，做好生產(chǎn)效果對比，對頁巖氣壓裂技術(shù)攻關(guān)突破及支撐未來頁巖氣高效開發(fā)具有重要意義。

2 目前頁巖氣射孔現(xiàn)狀

2019 年以來，中國石油立足川南地區(qū)地質(zhì)工程特征，開展了壓裂工藝及參數(shù)試驗，創(chuàng)建了以“段內(nèi)多簇+高強度加砂+大排量泵注+堵轉(zhuǎn)向”為核心的體積壓裂2.0 工藝，并在川南推廣應(yīng)用。壓裂單段段長60~70m，簇間距為8~10m，簇數(shù)為6~11 簇，石英砂陶粒比例為7∶3，施工排量為16~18m/min。壓裂后井均EUR為(1.1~1.4)×108m，頁巖氣體積壓裂技術(shù)全面進(jìn)入2.0 時代。

目前水平段射孔現(xiàn)狀為第1段采用連續(xù)油管射孔，后續(xù)段采用電纜泵送橋塞射孔，采用等孔徑射孔彈，以均勻射孔為主。以寧209Hxx 井為例：第1 段連續(xù)油管射3 簇；主體段（第2~4、6~23 段）射7 簇，孔密16 孔/m，每簇射孔段長0.5m，總孔數(shù)56孔；風(fēng)險段（第5段射）11簇，孔密10孔/m，每簇射孔段長0.5m，總孔數(shù)55孔。彈型：等孔徑射孔彈，相位角60°。

射孔原則：為避免同一段內(nèi)由于儲層、工程參數(shù)差異過大而導(dǎo)致的壓裂改造不均勻、不充分，同時避開軌跡復(fù)雜段（如大狗腿度的井段）、固井質(zhì)量差的井段、套管接箍等；射孔時盡量選擇優(yōu)選高孔隙度，高含氣量，高有機碳，高脆性，低破裂壓力，固井質(zhì)量相對好的部位進(jìn)行射孔，并且避開套管節(jié)箍位置，通過合理的加砂壓裂改造，力爭獲取工業(yè)性氣流。

常規(guī)的射孔方式只根據(jù)壓裂段的類型（主體段、風(fēng)險段）來布孔，一個平臺或者一口單井所有的主體段、風(fēng)險段的射孔都一致，考慮因素較少、射孔單一，在同一段內(nèi)沒有精細(xì)到儲層小層的類型、天然裂縫發(fā)育情況。優(yōu)質(zhì)儲層不一定得到有效開發(fā)，常規(guī)布控方式不利于提高裂縫復(fù)雜程度，導(dǎo)致簇間儲量動用不充分。

3 差異化射孔技術(shù)原理

川南頁巖氣目前勘探開發(fā)的主要目的層段為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組下部富有機質(zhì)頁巖層段。龍馬溪組自下而上可分為龍一段及龍二段；龍一段細(xì)分為龍一1亞段及龍一2亞段；龍一1亞段自下而上細(xì)分為1、2、3、4 小層。水平段開發(fā)主要以龍一1 亞段1、2小層和五峰組為產(chǎn)層。

在段內(nèi)多簇+密切割[3]的工藝基礎(chǔ)上對主體段的射孔進(jìn)行優(yōu)化，即主體段總簇數(shù)、總孔數(shù)不變，對不同小層差異化布置孔密和射孔方向的工藝稱為差異化射孔。而在同一段內(nèi)的層位主要有1、2小層和五峰組，每個層位的孔隙度、含氣量、有機碳、脆性礦物、破裂壓力都有差異。根據(jù)川南頁巖氣儲層精細(xì)劃分表得知優(yōu)劣情況：1小層>2小層＞五峰組>3小層>4小層，優(yōu)先改造好的層位，孔密布置也應(yīng)該1小層>2小層>五峰組>3小層>4 小層；因為小層層位自上而下依次為4、3、2、1 小層、五峰組，所以在射孔方向優(yōu)化為：①對五峰組采用定向向上射孔、②3、4小層采用定向向下射孔、③2、1小層采用等孔徑均勻射孔，相位角60°。模擬結(jié)果顯示，簇數(shù)增加會限制一部分縫長的延伸，適用于風(fēng)險段控制天然裂縫激活程度；6簇與11簇半縫長對比，11簇擴(kuò)張縫長均勻擴(kuò)展，基本滿足縫長控制需求（見圖1）；隨著孔數(shù)越少，各簇進(jìn)液更均勻，裂縫長度偏差越??；射孔孔數(shù)減少有利于提高儲層改造體積（見圖2），然而提高射孔孔數(shù)有利于降低施工壓力。通過合理選擇差異化射孔參數(shù)來實現(xiàn)儲集層資源更有效動用。

圖1 不同射孔簇數(shù)下裂縫長度

圖2 不同射孔參數(shù)條件下儲層改造體積

壓裂過程中，每段各簇之間的進(jìn)液量差異會導(dǎo)致壓裂改造不充分及壓后生產(chǎn)剖面不均勻，因此需要在壓裂過程中對射孔孔眼進(jìn)行暫堵，在段內(nèi)實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向，從而提高射孔孔眼開啟效率和段內(nèi)改造均勻程度，實現(xiàn)段間各簇的均衡改造。差異化射孔配合多次復(fù)合暫堵，在段內(nèi)優(yōu)先暫堵孔密大、進(jìn)液量高的射孔段，使壓裂液流向進(jìn)液量低的其它射孔孔眼，開啟新裂縫，從而實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向的作用，提高暫堵轉(zhuǎn)向效率。由于頁巖氣開發(fā)是人造氣藏，以復(fù)雜縫微小縫為主，在壓裂施工時需要暫堵球+暫堵劑的復(fù)合暫堵、多次暫堵[4-5]，盡可能提高裂縫復(fù)雜性和SRV。

4 現(xiàn)場應(yīng)用情況

在長寧H 平臺1、3 井首次試驗小層差異化射孔工藝，在1、3井的射孔簇數(shù)、總孔數(shù)不變的情況下，對生產(chǎn)主力小層展開孔密差異化布置，結(jié)合層間復(fù)合暫堵工藝提高儲層改造效果。

4.1 1井現(xiàn)場實施情況

長寧H-1 井主體段采用差異化射孔，對五峰組、3小層、4小層等非箱體壓裂段，采用定向射孔（見圖3）。從表1中看出：①同一段內(nèi)有主力產(chǎn)層1、2小層時，前3簇孔密9 孔/m、中4 簇孔密17 孔/m、后4 簇9 孔/m?？拷鼧蛉恢每酌苄。椒侄雾敹丝酌艽?，在壓裂時優(yōu)先改造孔密大進(jìn)液量多的局部，中期配合多次復(fù)合暫堵后，人為地改變裂縫走向，實現(xiàn)均勻改造。②同一段內(nèi)有主力產(chǎn)層1、2 小層和五峰組時，1、2 小層（前4 簇）孔密20孔/m、五峰組（后3簇）12孔/m。③同一段內(nèi)有2、3、4 小層時，2 小層（前6 簇）孔密20 孔/m、3 小層（中3簇）孔密12孔/m、4小層（后2簇）孔密6孔/m。

表1 長寧H-1井龍馬溪組差異化射孔參數(shù)表

圖3 定向射孔

為保證段內(nèi)多個射孔簇均勻開啟，最大程度上提高射孔簇效率，根據(jù)實際射孔參數(shù)，1 本井主體段采用差異化射孔和多次暫堵，具體堵材料投入量、投入流程根據(jù)現(xiàn)場壓力響應(yīng)和施工具體情況調(diào)整。

1井采用三次復(fù)合暫堵（第一次暫堵劑、第二次球+劑、第三次球+劑）的復(fù)合暫堵方式。壓力響應(yīng)情況：占比97.96%，壓力漲幅：第一次暫堵劑平均壓力漲幅2.6MPa，第二次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.1MPa，第二次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.5MPa。在施工過程中每次暫堵前后對比施工壓力漲幅明顯，本井凈壓力井平均凈壓力達(dá)到8.71MPa，略大于本井水平應(yīng)力差7.95MPa，裂縫復(fù)雜程度一般，改造效果良好。主體段停泵階段：瞬時停泵后5min 內(nèi)水擊現(xiàn)象明顯（見圖4），裂縫復(fù)雜程度高。綜合暫堵轉(zhuǎn)向效果好。

圖4 1井正常壓裂段停泵后壓力震蕩情況

4.2 3井現(xiàn)場實施情況

長寧H-3 井主體段采用差異化射孔，對五峰組、3小層、4 小層等非箱體壓裂段，采用定向射孔。從表2中看出：①同一段內(nèi)只有主力產(chǎn)層1、2 小層時，前3 簇孔密10 孔/m、中4 簇孔密16 孔/m、后4 簇20 孔/m?？拷鼧蛉恢每酌苄。椒侄雾敹丝酌艽?。在壓裂時優(yōu)先改造孔密大進(jìn)液量多的局部，中期配合多次復(fù)合暫堵后，人為地改變裂縫走向，實現(xiàn)均勻改造。②同一段內(nèi)只有3、4小層，采用定向向下射孔，3小層（前4簇）孔密20 孔/m、4 小層（后2 簇）孔密12 孔/m。③同一段內(nèi)有主力產(chǎn)層1、2 小層和五峰組時，1 小層（前6 簇）孔密20孔/m、2小層（中3簇）13孔/m，五峰組（后2簇）10孔/m。

表2 長寧H-3井龍馬溪組差異化射孔參數(shù)表

3井采用三次復(fù)合暫堵（第一次暫堵劑、第二次球+劑、第三次球+劑）的復(fù)合暫堵方式。壓力響應(yīng)情況：占比97.22%，壓力漲幅：第一次暫堵劑平均壓力漲幅3.8MPa，第二次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.3MPa，第三次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.1MPa，在施工過程中每次暫堵前后對比施工壓力漲幅明顯，本井平均凈壓力達(dá)到8.39MPa，略大于本井水平應(yīng)力差8.02MPa，裂縫復(fù)雜程度一般，改造效果良好。主體段停泵階段：瞬時停泵后5min 內(nèi)水擊現(xiàn)象明顯（見圖5），裂縫復(fù)雜程度高。綜合暫堵轉(zhuǎn)向效果好。

圖5 3井正常壓裂段停泵后壓力震蕩情況

4.3 壓后生產(chǎn)效果

長寧H平臺處于長寧區(qū)塊低壓區(qū)，且1、3井周圍已有老井生產(chǎn)，目前采用8mm油嘴排采，整體的套壓、液量、壓力、日產(chǎn)氣量保持平穩(wěn)，產(chǎn)量較好（詳見表3）。

表3 長寧H平臺生產(chǎn)現(xiàn)狀參數(shù)表（截至2022-11-30）

5 認(rèn)識與建議

（1）精細(xì)刻畫儲層后對壓裂主體段各小層實施差異化和定向射孔，凈壓力分析、停泵水擊現(xiàn)象和生產(chǎn)效果較好，理論上更能動用優(yōu)質(zhì)儲層產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率。

（2）通過對主力層段1、2 小層、五峰組的差異化射孔，配合多次復(fù)合暫堵后平均單段轉(zhuǎn)向后壓力漲幅達(dá)到3.2MPa，能增加簇間應(yīng)力擾動、提高裂縫復(fù)雜程度及儲集層改造體積，可實現(xiàn)儲集層資源更有效動用。

（3）建議進(jìn)一步擴(kuò)大差異化射孔壓裂工藝在其它區(qū)塊頁巖氣井的應(yīng)用，以期實現(xiàn)頁巖氣的規(guī)模效益開發(fā)。