页岩气水平井压裂影响因素分析

李华彦 杜建芬 汪周华 李立健 毕研鹏 管奕婷

(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500)

1 页岩气概述

页岩气是一种典型的非常规天然气，在页岩气藏中，页岩地层既是气源岩也是储层及盖层［1］，它是产自极低渗透率、富有机质的页岩地层中的天然气。页岩气藏是以富有机质页岩为气源岩、储层或盖层，在页岩地层中不间断供气、连续聚集而形成的一种非常规天然气藏。

页岩气是指在富有机质页岩地层中，主要以吸附、游离状态为主要方式存在并富集的天然气。它是天然气生成以后直接储存在富有机质的烃源岩层内，具有“原地”成藏的特点。页岩气主体上以游离相态(大约50%)存在于裂缝、孔隙及其他储集空间中［2］，吸附状态(大约50%)存在于干酪根、黏土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态存储于干酪根、沥青质及石油中。页岩气作为一种重要的非常规天然气资源，其特殊的赋存方式使之不受构造因素控制，因此，有人把它归属为“连续性气藏”［3］。

2 低渗透地层水平井多级压裂

水平井多级压裂［4］已成为页岩气商业开发的关键技术水平，它的主要目的是在超低渗地层条件系，通过水平井多条横向裂缝增加与地层的接触面积(图1)，选择合适的裂缝导流能力，从而提高页岩气的采收率。

从图1可以看出，多级横向裂缝与储层接触面积最大，几乎贯穿整个油气藏，而且在经济开采条件下，多级横向裂缝所需的地层渗透率最低，因此，水平井多级压裂技术用于低渗透率页岩气藏开发效果更好。

图1 裂缝与储层接触面积、地层渗透率关系图

3 页岩气水平井压裂动态研究

3.1 水平井井筒周围地应力分布研究

原始地层应力系统主要由3个相互垂直的地应力构成，即上覆地层产生的垂向上的应力σv、水平方向的最大水平地应力σH和最小水平地应力σh。原始应力场和诱导应力场如图2所示。

图2 在诱导应力下初始裂缝的地应力分布

通过对诱导应力场和原始应力场进行叠加，可以获得初始裂缝状态下的复合应力场。依据叠加的原理，水平井井壁处的复合应力场数学模型应为:

在井筒的剖面上可以建立垂直于井筒截面的柱坐标系，以此分析井壁处应力分布状态。

在水力压裂过程中［5］，岩石起裂的方式主要是拉伸断裂。依据岩石的拉伸破裂准则，如果岩石受到的有效拉应力达到岩石的抗拉强度，岩石将会发生断裂。换句话说，岩石在水压力的驱动下将产生微裂缝的萌生、扩展、贯通，最后直到宏观裂缝的产生。垂直地应力σy、最大水平地应力σH1、最小水平地应力σH2三者的相对大小关系是裂缝起裂的位置和其方位的影响因素之一，同时井眼轴线位置和岩石的力学性质也对其有影响。根据油气藏埋深范围，地应力分量大小的一般顺序为σv＞σH1＞σH2，σH1＞σv＞σH2，σH1＞σH2＞σv。

结合岩石力学和油气藏工程技术对水平井压裂方案进行优化，具有重要的意义。在低渗透地层和渗透率各向异性的地层，水平井压裂技术是一种较好的增产措施。

3.2 裂缝形态研究

一口水平井实际压裂后产生哪一种形态的裂缝，主要取决于井筒轴线方位与地应力方位的相互关系，可能形成横向、纵向或转向缝等多种形态［6］(图3)。

图3 水平井水力裂缝形态

压裂施工作业中，如果需要压开垂直地层的纵向裂缝，就应使水平井的井轴垂直于地层最小的主应力方向。如果要压开平行于地层的横向裂缝，就应使水平井的井轴向着地层最小的主应力方向。这样会使裂缝起裂的时候相对容易，不易产生裂缝的转向和扭曲［7］。

根据实践经验，不论近井眼处的裂缝怎样起裂，随着裂缝不断延伸至远处时都将转向沿着垂直地层的最小的主应力方向。由此可见，水平井由压裂工艺压开的水力裂缝通常会和水平井段形成一定的夹角，若裂缝的起裂方向和裂缝的延伸的方向不相同时，在延伸的过程中裂缝就会相对复杂，例如出现的裂缝扭曲和转向，这两种裂缝应尽量避免。

3.3 裂缝参数优化

在水平井压裂过程中，裂缝的参数优化问题是决定压裂效果好坏的关键，而裂缝的导流能力［8］是沟通井筒跟地层的重要参数，因此，选择合适的裂缝导流能力对于水平井多级压裂技术提高低渗气藏采收率起着至关重要的作用。

由图4可以看到，如果水平压力井的优化目标是采出程度的话，对于某一给出的裂缝导流能力就会存在一个最优范围的缝长比。当缝长比超出该范围时，采出程度就会随着缝长比的增加反而降低;若缝长比一定时，裂缝导流能力就会存在一个最优的范围，超出这个范围时，采出程度就会随着裂缝导流能力的增加而增幅逐渐减小。裂缝导流能力的增加会使压裂过程中的加砂量也随之增加，势必导致施工成本的增加。因此，在水平井压力工艺的设计过程中，应该选择合适的裂缝导流能力，这样不但可以较好地发挥压裂井的潜能，还可以取得良好的经济效益［9］。

图4 缝长比和导流能力优化曲线

3.4 垂直裂缝的水平井渗流机理

水平井的压裂技术的渗流机理不同于原来普通的水平井，它是将其流体的径向渗流模式改为了线性渗流的模式，从而实现了水平压裂井的增产增注的效果。

径向流的渗流模式特点是流线向井高度集中，并且井底的渗流阻力大，而线性流的渗流模式特点是流线平行于裂缝的壁面，其渗流阻力较径向流要小得多。在开发过程中水平井压裂技术可以使近井筒地带流体的渗流方式发生改变，同时增加了泄油气面积，提高了扫油气效率，最终提高了气井的单井产气量和采收率。

4个渗流阶段分别为:裂缝附近线性流动阶段(第一线性流);垂直裂缝井拟径向流动(第一径向流);水平井线性流动阶段(第二线性流);水平井拟径向流动(第二径向流)。各渗流阶段如图5所示。

图5 4个渗流阶段示意图

4 页岩气水平井压裂产能影响因素分析

(1)裂缝形态的影响。不同的水力裂缝形态会直接影响到压裂后的生产效果。通过考察横向裂缝和纵向裂缝两种裂缝形态对压后产量的影响，认为当储层的有效渗透率小于5×10－3μm2时，储层形成横向裂缝时的效果要比纵向裂缝的效果好;当储层的有效渗透率大于5×10－3μm2时，储层形成纵向裂缝时的效果要比横向裂缝的效果稍好些。因此，需要根据储层的渗透率来确定水平井的井眼轨迹方向，若储层的物性稍好，则储层需沿着地层最大主应力的方位布井，反之则沿地层最小主应力布井。

(2)裂缝长度的影响。随着裂缝长度的增加，气井产气量会随之增大，但当气井产气量增大到一定程度之后增加幅度就会变小。对于油气藏来说，在现有的经济及技术条件下，当裂缝的数量、地层渗透率以及裂缝的导流能力等参数一定时，存在一个最佳裂缝长度。

(3)裂缝条数的影响。不同的裂缝条数对压裂水平井产量的影响也是不同的。随着裂缝条数的不断增多，压裂水平井的产量也会不断增大;在相同的时间里，当裂缝的条数相对较少时，单井产量的增加幅度就会相对较大;当裂缝的条数相对较多时，单井产量的增加的幅度就会减小。这是由于随着裂缝条数的不断增加，就会导致地层压力的下降幅度大，从而使各裂缝间产生的干扰作用就会相对严重，这样就导致各裂缝的产出量减小;所以，随着裂缝条数的不断增多，单井产量增加的数量也会越来越小。对某一个具体的页岩气藏，应该存在着一个最优的裂缝条数，在保证页岩气藏高效开发的同时获得最大的经济效益。

(4)裂缝间距的影响。裂缝的间距对于水平井压裂产量具有明显影响。当两条裂缝离得很近时，其相互的干扰就会随之加剧，同时在它们之间就会形成一个低压区，这个低压区的存在导致其中采出的油气量大幅度减少，当裂缝孔隙中所含的油气达到束缚油气饱和度时，就不再有油气向着裂缝流动。因此选择适当的裂缝间距对提高页岩气的采收率很重要。

5 结语

经过以上分析认为:

(1)页岩气是一种非常规天然气，它的开发主要取决于水平井与压裂技术的结合。

(2)水平井多级压裂技术适用于低渗气藏，并且可以增加与地层的接触面积。

(3)为了压开纵向裂缝，水平井井轴应向着垂直于最小主应力的方向;为了压开横向裂缝，水平井井轴应向着最小主应力的方向。

(4)水平井压裂设计时，应选择合适的导流能力，这样不但能较好地发挥压裂井的潜能，而且还能获得良好的经济效益。

(5)影响水平井压裂产能因素有很多，应结合地层的物性参数选择合适的裂缝形态、长度、数量、间距等，以保证气藏高效的开发。

［1］李武广，杨胜来，殷丹丹，等.页岩气开发技术与策略综述［J］.天然气与石油，2011，29(1):34 －37.

［2］张志强，郑军卫.低渗透油气资源勘探开发技术进展［J］.地球科学进展，2009，24(8):854 －864.

［3］刘洪林，王红岩.非常规油气资源发展现状及关键问题［J］.天然气工业，2009，29(9):113 －116.

［4］赵杰，罗森曼，张斌.页岩气水平井完井压裂技术综述［J］.天然气与石油，2012，30(1):48 －51.

［5］Zhang X，SPE C Du.Sensitivity Studies of Horizontal Wells with Hydraulic Fractures in Shale Gas Reservoirs［G］.IPTC 13338，2009

［6］Soliman M Y，Loyd East，David Adams.Geo － mechanics Aspects of Multiple Fracturing of Horizontal and Vertical Wells［G］.SPE 86992，2004.

［7］Pedro Saldungaray.Hydraulic Fracture Optimization in Unconventional Reserboirs［G］.SPE 151128，2012.

［8］Yueming Cheng，Khashayar Aminian.Estimation of Fracture Properties for a Horizontal Well with Multiple Hydraulic Fractures in Gas Shale［G］.UMI Number:1490206，2011.

［9］Hossian M M，Rahman M K.A Comprehensive Monograph for Hydraulic Fracture Initiation from Deviated Well－bores under Arbitrary Stress Regimes［G］.SPE 54360，1999.