建页HF-1井压裂及返排效果分析

张孝玉

（中国石化江汉油田天然气勘探开发处，湖北 潜江 433124）

0 引言

为整体评价建南地区侏罗系下统自流井组东岳庙段页岩气资源的勘探开发潜力，获取地质参数和水平井的产气能力，江汉油田在建111井（直井）实施加砂压裂获得工业气流后，部署了建页HF-1评价井。该井于2011年9月实施大型压裂施工，经测试产气量为1.16×104m3／d。该井获得工业气流，证明了建南构造东岳庙段页岩气资源具有一定的开发潜力，为非常规天然气井长水平段分段压裂改造和返排积累了经验。

1 地质及钻井概况

1.1 地质概况

建页HF-1井东岳庙段以滨浅湖—浅湖沉积为主，泥页岩发育，沉积厚度一般为120～150 m，其中优质暗色泥页岩厚度一般为40～120 m，且分布稳定。有机碳含量（TOC）一般为1.0%～1.2%，有机质热演化程度（Ro）一般为0.8%～1.5%，处于页岩气勘探较有利的地化指标范围之内。东岳庙段底部泥页岩X射线衍射全岩分析研究表明，脆性矿物石英、长石和碳酸盐岩平均含量分别为55.95%、2.75%和18.81%，有利于页岩层段实施大型加砂压裂工艺的改造。但建南构造裂缝的预测存在多解，也给该井带来了一定的风险。

1.2 钻井概况

建页HF-1井是设计井深为1 749 m的一口水平井，于2011年6月3日开钻，钻井周期为42.25 d，建井周期为107.125 d，实钻井深为1 777.77 m，井斜为90.5°，闭合方位为354.04°，水平段长度为1 022.52 m，水平段方位与地层裂缝方向基本垂直。水平段采用油基钻井液钻井技术，基液为柴油。该井采用套管完井，∅139.70 mm生产套管，下深为1 720.73 m，固井质量基本合格。

2 压裂施工和排液求产

2.1 压裂施工

1）根据套后成像（SLG）固井质量测井结果，优选分段级数和桥塞位置。每段长度按1.5倍层厚的经验做法确定，该井水平井段长为1 022.52 m，储层厚为60 m，设计压裂段数为8段。

2）采用簇式射孔方式，优选射孔参数，以便产生更多的裂缝。在保证每簇排量至少为3.2 m3／min，每孔流量为0.4 m3／min，泵注能力达到10 m3／min左右的情况下，每级最多射3簇，每簇射8孔，共射24孔。射孔位置选择在脆性矿物含量高、裂缝较为发育、气测显示好、TOC含量较高、固井质量好、地应力差异较小的井段。

3）建页HF-1井脆性矿物（钙质、硅质）总量为70%，采用减阻水压裂和高排量泵注。首先进行小型压裂测试。采用阶梯升排量、注入和阶梯降排量进行测试，得到裂缝延伸压力、闭合压力、液体效率等参数值，主压裂实际完成7段，少压一段的原因是桥塞下至1 043 m处遇阻，经分析判定为套管变形，因而放弃了原设计第5段的压裂。压裂基本按设计执行，施工排量为10～10.5 m3／min，入井总液量为12 037.6 m3，总砂量为394.5 m3，平均砂比为4.1%，施工曲线见图1。在射孔方式上，考虑到井眼轨迹不规则，第1段射孔选择钻杆传输方式，其后各段均采用电缆传输射孔。

图1 建页HF-1井压裂施工曲线图

2.2 排液求产

排液求产分为钻塞前和钻塞后两个阶段。

1）钻塞前。主压裂完成后进行了2 h关井，井筒压力由12.8 MPa下降到11.7 MPa。本阶段放喷排液226.84 h（井筒无油管），井筒压力由11.7 MPa下降到2.8 MPa，累计排液为4 827 m3，待排液量为7 307.6 m3。排液次日，日排液最高达644 m3，后期呈下降趋势。放喷1 h点火成功，焰高1～2 m，返排率为5%。

2）钻塞后。采用油管放喷排液，共551 h，油压由0上升至0.6 MPa后下降到0.1 MPa，套压由2.5 MPa上升至5.4 MPa后下降到1.75 MPa，点火可燃，火焰呈桔黄色，焰高4～5 m，出口返液为634 m3，累计排液为7 123 m3，待排液为5 011.6 m3，返排率为58.7%。其间使用直径为29 mm的孔板、U型管水银测气，稳定720 min后，油压为0.1 MPa，套压为1.8 MPa，测得产气量为1.16×104m3／d，产水量为43 m3／d。钻塞采用不压井作业，完井管柱下深635.98 m，钻塞过程中火焰高4～8 m。

3 效果分析

3.1 压裂效果分析

1）小型压裂测试数据分析表明，东岳庙段地层的可压性较好。

2）主压裂的施工情况以及净压力分析表明，破裂压力、曲线形态以及停泵均不同，说明7级压裂形成了相对独立的缝网系统，没有出现窜槽现象。在图1中，每段压裂都出现了压力下降现象，这可能是压裂缝在延伸过程中沟通了天然裂缝。第1、第2段的破裂压力不明显，与该段天然裂缝发育有关，压裂液在天然裂缝中沟通并延伸，导致压裂液滤失速度快，造成破裂压力不明显。第6、第7段压裂出现轻微砂堵迹象，是天然微裂缝发育造成高滤失导致。尽管工艺上取得了成功，但图2所示的微地震监测成果表明，压裂并没有达到预期的目的。图中的同颜色小圆点代表与之对应井段在压裂时所监测到的地层破裂信号，信号越集中，地层破裂的程度越高。7段压裂完成后，所有监测信号都相对集中在井筒右侧，且又集中于第4～7压裂井段，表明破碎带主要集中在井筒右侧和第4～7压裂井段，而不是均匀分布在整个水平井段的两侧，说明压裂较差。分析其可能的原因，一是在监测信号相对集中的这一侧可能有一个小地堑构造。二是固井质量较差导致的压裂窜槽。

图2 建页HF-1井微地震监测成果图

3）套管变形的原因是原设计第5段放弃压裂。第5段泵送桥塞施工中，在1 043 m处两次遇阻，分析判定为套管变形，因而只得放弃本段施工。

3.2 返排效果分析

1）很快点火成功。本井施工总液量达万立方米以上，放喷11 h（井筒无油管），当返排率仅为5%时，即点火成功，焰高1～2 m，说明资源量具有一定的可靠性。

2）排液速度较快，返排率高。本井总排液时间为32.41 d，累计排液为7 123 m3，日均排液为219.78 m3，返排率达58.7%。

3）井口压力低，地层天然能量不足。钻塞前，仅226.84 d压力就由11.7 MPa下降到2.8 MPa。钻塞后，最高油压为0.6 MPa，最高套压为5.4 MPa，地层能量总体不高。

4）从该井的试采情况来看，产气量为3 000 m3／d左右，产水量为22 m3／d左右，与邻井建111井产气量、产水量相当，说明7个压裂段不是每段都均匀产气。

4 结论

1）井位的优化和良好的钻井施工质量是压裂改造效果的重要保证。建页HF-1井压裂施工工艺是成功的，但因为选井位置和固井质量等方面的原因，其压裂改造没有达到预期的效果。

2）页岩气井压裂用水量非常大，返排大都较为困难，返排率的高低对页岩气的成功开发非常重要。建页HF-1井只是在返排的工作制度上做了一些尝试，还需要进一步加强对本地区页岩气井返排工艺、返排规律的研究，提高返排率。

3）建页HF-1井获得工业气流，说明建南地区东岳庙段页岩气开发具有一定的潜力。但要采取多种措施降低成本，一是加快实现关键设备、工具和材料的国产化，降低合作成本；二是建立“井工厂”开采模式，降低施工成本。