涪陵页岩气压裂试验参数对产能的影响分析

刘 湘

（中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院采气工艺研究所 ，湖北 武汉430035）

页岩气储层与常规储层相比，具有储层渗透率低、气体赋存状态多样等特点，采用常规压裂形成单一裂缝的增产改造技术不能适应页岩气藏的改造。长水平井分段压裂技术作为目前页岩气开发的关键技术，决定着页岩气藏能否成功高效的开发。因此，分析影响分段压裂产能的因素，选择合适的工艺参数，对提高页岩气单井产能具有十分重要的意义。

1 试验井区基本情况

涪陵页岩气田焦石坝区块位于川东褶皱带东南部，万县复向斜的南扬起端，其志留系龙马溪组为深水陆棚沉积，是典型的海相页岩气。含气页岩厚度大，分布稳定，含气层为五峰－龙马溪组89m暗色泥页岩段，以纳米级中孔为主，脆性矿物含量56.53%，微裂缝发育。下部优质页岩气层厚度38m，有机质丰度3.03% ，平均孔隙度4.8% ，含气量5～6m3／t。气藏类型为中深层、异常高压、弹性气驱、干气、页岩气藏。

涪陵页岩气田焦石坝区块一期产建区构造平缓（地层倾角5°～10°），断裂不发育，埋藏适中（2 250～3 500m ），面积229km2，储量1 697×108m3，以游离气为主。

2012年11月28日，J1井试获20×104m3高产工业气流，拉开了区块页岩气整体开发序幕。试验井区内采用1套开发层系、水平井大规模压裂、衰竭式开采方式；采取“丛式井”K字型井网布井，水平段长1 500m，井距平均为1 000m；考虑钻井施工难度，外侧井采取斜交最大主应力方向，单井配产6×104m3／d，稳产2年。试验井组以J1井工艺参数为基础，主要开展水平井穿行层位、方位角、水平段长度、簇间距、段间距、压裂规模等工艺参数优化。根据试验内容，将其归为两类：

1）地质影响因素－水平段长度、水平段穿行轨迹、方位角。

2）工程影响因素－液体类型及规模、支撑剂类型及规模、分段数、簇间距、段间距。本文拟将结合试验井组的效果统计，从地质因素和工程因素两个方面，对比分析水平段长度、总液量、砂量等单项试验参数对产能的影响。

2 试验参数对比分析

2.1 地质因素对产能的影响

2.1.1 水平段长度

根据国外页岩气开发经验，水平井的长度不是越长越好，水平段越长施工难度越大，脆性页岩垮塌和破裂等复杂问题越突出。同时，由于井筒压差的存在，水平段越长抽吸压力越大，页岩气产量反而降低。

从开发试验井组内水平段长度和无阻流量统计数据来看，水平段小于1 000m的5口井无阻流量均小于60×104m3／d，平均23.8×104m3／d；水平段1 000～1 500m之间的9口井无阻流量为 （34.41～155.83）×104m3／d，平均77.8×104m3／d；水平段1 500～2 000m 之间的7口井无阻流量为 （13.52～ 82.63）×104m3／d，平均49.2×104m3／d；水平段大于2 000m仅一口井，无阻流量为110.89×104m3／d。

开发试验井组表明：水平段长度与无阻流量对应关系较好，总体呈现抛物线关系。水平段1 500m左右井均获得较高产能，明显高于水平段1 000m左右的井（图1）。虽然水平段越长产量越高，但水平段并不是越长越好。

图1 各井水平段长度与无阻流量关系图

2.1.2 水平段穿行轨迹

试验井组水平段目的层为龙马溪组下部38m优质页岩气层。结合勘探开发生产井的钻、测、录井资料及取芯观察，将其细分为5个岩性、电性小层。

水平井穿越在38m目的层内压裂改造效果整体较好。水平井主要是穿行于1、3小层的气井，无阻流量均大于50×104m3／d（图2）。1、3小层页理缝极发育，有利于形成缝网；同时，在页理缝极发育区TOC含量较高。单井穿越第1、3小层的井段长度较短的气井，试气无阻流量较小，均在20×104m3／d以下。

开发试验井组表明：无阻流量与水平段穿行位置有明显的正相关关系，总体呈现指数型对应关系。按目前认识来看，井轨迹穿行在38m优质页岩储层中下部，有利于通过压裂改造获得较好的产能。

考虑到第1小层内压裂情况较复杂，推荐水平井穿行位置为第3小层。

图2 各井水平段穿行1、3小层长度与无阻流量关系图

2.1.3 水平井方位角

在水平井作业过程中，由于各地层地质结构不同，水平井的井眼轨迹方向可能会偏离最小主应力方向，裂缝和水平井井筒之间会形成一个夹角。

从实施情况来看，井区采取“丛式井”K字型井网布井，JI、J1－3井和J12－3井井眼轨迹与最小水平主应力有一定夹角，J7－2、J8－2、J6－2、J1－2、J11－2和J10－2井井眼轨迹平行于最小水平主应力方向（图3）。

图3 试验井井眼轨迹方向

通过对比不同方位角的单井无阻流量（表1），发现方位角与产能的匹配关系不明显。

表1 试验井组单井方位角与无阻流量统计

2.2 工程因素对产能的影响

2.2.1 压裂液类型及规模

目前现场选用压裂液体系主要有2种：①SRFR－1减阻水＋胶液；②JC－J10减阻水＋胶液。从施工加砂情况来看，两种液体体系均能满足压裂施工要求，施工中摩阻小，减阻水阶段最高砂比达到16% 时，加砂压力平稳；从试气效果来看，两种减阻水体系无明显差别。

从单井总液量与测试无阻流量的关系（图4）来看，压裂液总量小于20 000m3的2口井无阻流量均小于20×104m3／d，平均11.2×104m3／d；压裂液总量为20 000～30 000m3的7口井无阻流量为 （15.33～88.7）×104m3／d，平均 57.0×104m3／d；压裂液总量30 000～40 000m3的11口井无阻流量为（13.52～155.83）×104m3／d，平均62.8×104m3／d；压裂液总量大于40 000m3的2口井无阻流量为（50.7～110.89）×104m3／d，平均80.8×104m3／d。

图4 总液量与无阻流量的关系图

开发试验井组表明：无阻流量与总液量有明显的正相关关系，总体呈现线性对应关系。但部分井总液量与无阻流量无明显对应关系，这可能与区域位置及穿行层位发生较大改变有关。

2.2.2 支撑剂类型及规模

目前完成的压裂施工井主要采用“100目粉陶＋40／70目覆膜砂＋30／50目覆膜砂”作为支撑剂组合，仅有J8－2井采用“100目粉陶＋40／70目陶粒＋30／50目陶粒”支撑剂组合。从现场压裂效果来看，使用陶粒作为支撑剂的J8－2井初期产量高，测试无阻流量达到156×104m3／d（表2）。但由于J8－2井穿行轨迹较为特殊，主要穿行在第1小层五峰组中，且目前生产时间还较短，同类型对比井少，效果有待进一步观察。

表2 部分单井支撑剂类型与测试无阻流量统计表

从单井支撑剂总量与测试无阻流量关系（图5）来看，支撑剂总量小于800m3的4口井无阻流量为（34.41～81.92）×104m3／d，平均59.52×104m3／d；支撑剂总量800～1 000m3的11口井无阻流量为（13.52～155.83）×104m3／d，平均57.5×104m3／d；支撑剂总量1 000～1 200 m3的5口井无阻流量为（35.61～82.63）×104m3／d，平均57.3×104m3／d；支撑剂总量大于1 200m3的仅有1口，无阻流量为110.89×104m3／d。除去特殊井点，不同加砂量下平均无阻流量均在60×104m3／d左右。

开发试验井组表明：支撑剂用量与无阻流量及初期产量对应关系不明显，加砂量不是影响无阻流量的主控因素，但加砂量对于长期导流能力和累计产量的影响规律还需要进一步研究分析。

图5 总砂量与无阻流量的关系

2.2.3 簇间距、段间距

常规水平井分段压裂采用单段射孔、单段压裂方式，从减小缝间干扰方面出发，考虑尽可能增大射孔间距，形成多条垂直于井筒的横切缝；而低渗透水平井分段压裂则采用分段多簇射孔、多段一起压裂方式，每簇压裂结束后不立即排液，形成的支撑裂缝保持着压力，对后续起裂裂缝产生诱导应力，通过优化射孔簇间距，充分利用缝间干扰，使后续起裂裂缝发生转向，沟通天然裂缝，增加裂缝复杂程度，增大裂缝壁面与储层基质的接触面积，保证油气基质从任意方向向裂缝的渗流距离最短，使低渗储层达到更好的增产效果。

从现场实际压裂施工情况来看，穿行在龙马溪组中上部井段，设计簇间距20～25m，段间距30～35m，施工压力较低、波动较小，加砂情况较好；五峰组、龙马溪组底部，设计簇间距25～30m，段间距30～35m，部分井段出现施工压力高、加砂困难的情况，结合裂缝形态分析，将簇间距拉大到30～35m，段间距35～40m，调整后的砂比、加砂量明显提高。因此，在分段及射孔设计中，应考虑应力变化及地层局部构造变化，适当加大段间距和簇间距，尽量减小缝间干扰。推荐第1、2小层段间距为40～45m，第3～5小层段间距为35～40m。

3 结论及认识

1）穿行在龙马溪组中下部层位的水平井压后产能较好，但1、2小层施工难度较大，推荐水平井穿行位置为第3小层。

2）不同水平段方位角对施工压力有一定影响，但不影响压裂改造效果。水平段长度、分段数对产量有一定影响，但不是决定因素，不能一味追求长水平段和分段数。

3）从已实施井试气效果来看，液量增加对产量有促进作用，而与砂量相关性不大。因此，不应过于追求大砂量和高砂比，而应以形成适宜导流能力的支撑缝为主。若施工井中出现压力高、加不进砂的情况，考虑以泵注液体为主，以层理缝的充分剪切和扩张为目标。

4）龙马溪组形成复杂缝可能性较大，裂缝正常延伸，建议簇间距20～30m，段间距35～40m；五峰组更易形成网络缝，裂缝横向扩展，建议簇间距30～35m，段间距40～45m。

5）由于目前试验区内实施井数据相关性较小，各参数与产能之间的关系难以体现，此分析也仅建立在表观数据统计上，缺乏储层物性、含气性等相关参数，后期应结合储层认识，进一步应用微地震监测、产气剖面测试等辅助手段对试验区获取更好的认识。

［1］高海红，曲占庆，赵梅.压裂水平井产能影响因素的实验研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2008，（04）：73－76.

［2］蒋廷学，贾长贵，王海涛，等.页岩气网络压裂设计方法研究［J］.石油钻探技术，2011，（03）：36－40.