涪陵焦石坝地区页岩气水平井压裂改造实践与认识

王志刚

(中国石油化工股份有限公司，北京100728)

涪陵焦石坝地区钻探的焦页1HF井压裂试气后获得了20.3×104m3/d的高产，成为国内第一口具有商业开发价值的页岩气井。但在该井压裂过程中，个别层段加砂异常，压裂液滤失严重，裂缝发育特征明显，调整设计参数后才得以顺利施工，反应出水平井段页岩地层的非均质性较强，所以有必要针对不同页岩地层采取差异化设计研究。截止到2014年5月，焦石坝区块已实施分段压裂水平井26口，取得了较好的效果。在压裂改造试验过程中，开展了以水平井分段压裂优化设计为主体的技术研究，优化了水平段长度、簇间距、段数、规模等参数，优选了压裂材料和施工工艺［1－4］，确定了主导压裂工艺技术。

1 储层构造及地质特征

涪陵焦石坝地区位于川东褶皱带东南部，万县复向斜的南翼。焦石坝构造为是一个被大耳山西、石门、吊水岩、天台场等断层所夹持的断背斜构造。

涪陵焦石坝地区泥页岩主要发育在上奥陶统五峰组－下志留统龙马溪组，主要为灰黑色碳质泥岩、灰黑色粉砂质泥岩、灰黑色泥岩，发育稳定，孔隙度平均值为4.61%，渗透率平均值为23.63×10－3μm2。总有机碳含量(TOC)自上而下逐渐增加，为0.55% ～5.89%，平均为2.54%(图1)。页岩厚度80～114 m，是涪陵焦石坝地区页岩气开发的目的层段。

焦石坝龙马溪组底部38.0 m为优质页岩气层段(孔隙度较高、裂缝发育)。依据岩性、物性特征，将38.0 m页岩段划分为5段(图2);其中第②段为斑脱岩，厚度0.8 m，其他①、③、④、⑤段均为碳质页岩层;③段中上部和⑤段物性好，裂缝和层理均比较发育，利于改造;④段渗透率低，钻时高，轨迹要避免穿行;①、③段底部渗透率低，压裂时要注意泵注程序调整;②段为斑脱岩，层理不发育，固结成岩差，压裂时要注意加砂强度。

2 储层可压性评价及改造模式

2.1 页岩储层可压性分析

对龙马溪组主要含气页岩的87块(表1)全岩样品进行了 X－射线分析，粘土矿物平均含量为40.89%，长石、石英质平均含量为46.62%，碳酸盐岩平均含量为9.91%，其他为2.58%。其中下部38 m目的层(2 377.5～2 415.5 m)长石、石英质等脆性矿物含量明显较高，通过对51块岩样分析，平均含量为61.3%，石英含量占总样品的44.42%。页岩储层脆性矿物含量为40% ～60%，储层中压性好。

另从焦页1井岩石力学参数测试获得杨氏模量为23～37 GPa，泊松比为 0.11 ～0.29，脆性指数为41% ～73%，平均为54.1%。页岩杨氏模量高，泊松比低，储层脆性强，有利于压裂改造过程中形成复杂裂缝系统［5］。

从焦页1井岩心测试的地应力结果分析，最大主应力为52.2～55.5 MPa，最小主应力为48.6～49.9 MPa，水平地应力差异系数为0.11～0.34，也有利于形成复杂裂缝。

2.2 页岩气体积改造的压裂模式

页岩储层压裂是以地层产生网状裂缝，实现体积改造为目标的［6］。网络裂缝形成与地应力分布和岩石的脆性密切相关，脆性特征同时也决定了页岩压裂设计中液体体系与支撑剂用量选择。根据北美页岩压裂实践经验，涪陵地区页岩脆性指数大于50%，形成缝网的可能性较大。由此确定以“复杂网缝+支撑主缝”为主的压裂模式，以形成有效支撑的缝网体系。参考国外页岩气压裂选材模式(图3)，缝网压裂多采用低粘度减阻水，充分沟通和扩展天然裂缝，并促使页岩层理剪切、滑移，形成复杂网缝系统。为提高裂缝的导流能力，后期采用中粘线性胶延伸扩展主裂缝，并携带大粒径支撑剂形成高导流能力主支撑裂缝，提高主裂缝渗流能力。

3 水平井多级分段压裂设计

3.1 体积改造的设计思路

在吸取焦页1HF和国外类似地层成功经验的基础上，本着形成“复杂网缝+支撑主缝”的目标，确定了压裂设计思路。①综合地质和工程因素，优化射孔簇数、簇间距和段间距。采用高排量注入，提高净压力，促进层理缝剪切、滑移，实现裂缝网络化，提升改造体积。②采取前置盐酸预处理技术，降低施工压力。前置液阶段添加100目粉陶，打磨孔眼、暂堵降滤，促进裂缝延伸。③采用减阻水+线性胶的混合压裂液体系，促进裂缝系统复杂化。采用低密度支撑剂组合，段塞式加砂，提高裂缝导流能力。

图1 焦页1井五峰－龙马溪组泥页岩层段地质特征示意图Fig.1 Sketch map of geological characteristics of shale in Wufeng-Longmaxi Formations in Well Jiaoye 1

表1 焦页1井五峰组－龙马溪组2 330.5～2 414.5 m段全岩X－衍射分析数据Table 1 W hole-rock X diffraction analysis data of cores from interval 2 330.5－2 414.5 m of W ufeng-Longmaxi Formations in W ell Jiaoye 1

图2 焦石坝地区龙马溪组(38.0m)页岩综合柱状图Fig.2 Composite histogram of shale in Longmaxi Formation of Jiaoshiba area

图3 脆性指数与压裂液体系及裂缝形态关系Fig.3 Relationship between brittleness index and fracturing fluid system and fracture geometry

3.2 压裂设计优化

考虑水平段地层岩性特征、岩石矿物组成、油气显示、电性特征等地质因素，兼顾岩石力学参数、固井质量等工程因素进行综合压裂分段。按照优化结果，水平段轨迹穿行于龙马溪组时，水平井按照75～85 m/段进行分段;水平段轨迹穿行于龙马溪组底部及五峰组，考虑到诱导应力的作用［6］，适当加大段长，以85～95 m/段为宜。

3.2.1 簇间距和段间距优化

簇间距和段间距的优化以产能预测为基础，通过数值模拟确定经济效益最大情况下簇间距和段间距。根据模拟结果，储层下部处于页理缝极发育区，易形成较复杂的网络裂缝，簇间距为30～35 m、段间距为35～40 m。水平段轨迹穿行于龙马溪组中部及以上层段时，簇间距为20～30 m较为适宜。

3.2.2 压裂规模优化

应用页岩储层缝网压裂模式，针对龙马溪组和五峰组进行优化设计，分单段3簇模拟1 400，1 600，1 800，2 000 m3压裂规模的支撑裂缝几何参数(表2)。结果表明，龙马溪组以形成复杂裂缝为主，层理开启较少，缝和缝长为延伸较为顺畅;五峰组以形成网络裂缝为主，层理开启较多，缝长延伸相对受限。

考虑到目前井间距为600 m，为有效避免两井间产生干扰，裂缝半长控制在300 m以内。根据Meyer压裂设计软件模拟结果，液量在1 400～1 800 m3时，裂缝半缝长为260～290 m，支撑半缝长为195～210 m，确定单段砂量为50～70 m3，满足压裂改造需求。

表2 龙马溪组、五峰组不同压裂规模下三维裂缝参数Table 2 Three-dimensional fracture parameters under different fracturing scalein W ufeng-Longmaxi Formations

3.2.3 压裂材料体系优选

借鉴北美页岩气压裂经验，选用减阻水体系和线性胶体系。减阻水能有效提高裂缝改造体积［9］，中粘线性胶有利于提高缝内净压力，携带高浓度支撑剂，形成高导流能力主支撑裂缝。减阻水配方为0.1%～0.2%减阻剂JC－J10或SRFR－1+0.3%防膨剂+0.1%复合增效剂+0.02%消泡剂，两种减阻水体系表界面张力低，粘度3～12 mPa·s，减阻率50% ～70%，水化时间短，满足连续混配需求。线性胶配方为0.3%SRFR－CH3+0.3%流变助剂+0.15%复合增效剂+0.05%粘度调节剂+0.02%消泡剂，配置好的液体表观粘度为30～35 mPa·s，悬砂能力强，易于水化，无残渣。

涪陵页岩储层闭合应力为52 MPa，要求支撑剂抗破碎能力高，并要满足减阻水加砂压裂工艺的需求，因此选择密度为1.6 g/cm3的树脂覆膜砂。经性能评价，在闭合应力52 MPa条件下，破碎率低于5%，导流能力在20μm2·cm以上，支撑裂缝的渗流能力强。选择粒径100目支撑剂+40/70目支撑剂+30/50目支撑剂组合，能有效提高裂缝支撑效果。

3.2.5 分段工艺

根据国内外页岩气压裂经验，套管固井完井多采用桥塞分段压裂施工［10］，该工艺具有成本低、成功率高的特点。涪陵焦石坝地区页岩气水平井分段压裂选用桥塞分段方式，施工采用电缆射孔－桥塞联作工艺保证各个压裂层段的有效封隔和长时间大排量的注入，压裂结束后采用连续油管进行一次性钻塞，确保了压后井筒的畅通。

4 水平井多级分段压裂技术实践

4.1 压裂施工概况

截止2014年5月，涪陵焦石坝地区页岩气水平井压裂试气26口井。试验井组采用“K”字型井网部署，单井水平段长度1 000～1 500 m，采用缝网压裂模式和组合加砂、混合压裂方式，实现长水平段桥塞多级压裂。对于水平段1 000 m长的井，单井平均液量24 288 m3，单井平均砂量为830 m3，单段平均砂量为58.5 m3，单段平均液量为1 712 m3;对于水平段1 500 m长的井，单井平均液量为31 347 m3，单井平均砂量为947.6 m3，单段平均砂量为52.3 m3，单段平均液量为1 760 m3，具体施工参数见表3。

表3 26口已压裂井施工参数Table 3 Fracturing operation parameters of 26 wells

已完成试气的26口井投入试采后均获得较高产能，单井无阻流量10.1×104～155.8×104m3/d，单井产量5×104～35×104m3/d，区域井组日产气量达308.66×104m3/d。

4.2 压裂施工曲线分析

26口井压裂共计422段，结合不同页岩地层，按照施工曲线特征及施工参数分析，可分为3类。

1)裂缝正常延伸、扩展类型

此类曲线表现为在施工过程中，压力缓慢下降或保持平稳(图4a)，共计 269层，占总施工段数的58.7%，主要分布于龙马溪组中部以上层段，说明施工过程中裂缝能够正常起裂延伸，并在行成主缝后不断向远处延伸。

2)压力逐渐上升类型

此类曲线主要特征为前期加砂正常，当中高砂比段塞进入地层后，压力出现上升(图4b)，统计共153层，占总施工段数的33.4%。处理对策为降低砂比，加大隔离液用量。一般在进入龙马溪组底部和五峰组时多出现该种情况，原因可能是页理缝极发育，液体滤失量大，缝宽有限，裂缝延伸困难，对砂比提升较敏感。

3)压力高，加砂困难类型

此类曲线主要特点为从替酸开始施工压力就居高不降，酸蚀压降后压力又会迅速爬回高点，地层对砂比非常敏感，加砂极为困难(图4c)。统计共36层，占总施工段数的7.9%。遇到该类情况时，主要对策为二次替酸，以降低施工压力，并高挤胶液促进裂缝延伸、扩展。该种情况多出现在龙马溪和五峰组界面的凝灰岩，其塑性强，裂缝延伸极困难，不具备加砂条件。

5 认识

1)涪陵焦石坝地区五峰组－龙马溪组地层脆性指数较高，地应力差异系数小，层理缝发育，储层可压性较好，具有形成复杂缝网的有利条件，是涪陵焦石坝地区页岩气获得高产的物质基础。

2)基于储层综合地质特征和可压性分析，采取“复杂缝网+支撑主缝”的主体思路，采用高效减阻水和线性胶的混合压裂液体系、低密度支撑剂组合，大排量泵注，提高净压力等措施，达到了形成复杂裂缝的目的，形成了适用于涪陵焦石坝地区页岩气的水平井分段压裂改造技术，为其他区块页岩储层压裂改造提供了技术借鉴。

图4 不同类型压裂施工曲线Fig.4 Different types of fracturing operation curves

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