PY3HF页岩气井分段压裂工艺优化与应用

＊宋永芳杨艳艳廖碧朝岳博勋孙春佳

(1.中石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司 河南 450000 2. 俄罗斯国立石油天然气大学石油工程专业 河南 450000)

PY3HF页岩气井分段压裂工艺优化与应用

＊宋永芳1杨艳艳1廖碧朝1岳博勋2孙春佳1

(1.中石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司 河南 450000 2. 俄罗斯国立石油天然气大学石油工程专业 河南 450000)

PY3HF井位于四川盆地彭水区块，该区块主要页岩气层位是龙马溪组下部及五峰组，通过对该井采用电缆桥塞+射孔联作、混合压裂液、组合加砂工艺、优化压裂施工参数，成功进行了压裂施工。

页岩气；桥塞射孔联作；混合压裂液；组合加砂

PY3HF井位于四川盆地彭水区块，该区块主要页岩气层位是龙马溪组下部及五峰组，完钻井深4190m，前期评价认识到该地层主要的特征为：目的层裂缝不发育，中等偏塑性地层，目的层顶板和底板（灰岩）裂缝较为发育，地应力差异系数较小。

为了探索该区块较深部位（垂深超过2850m）页岩气水平井分段压裂的工程工艺技术，获取页岩气压裂的各项工程参数，对PY3HF井进行泵送桥塞射孔联作大型压裂分段施工，为该区块页岩气分段压裂提供了宝贵的现场经验。

1.PY3HF井基本情况

PY3HF井于2012年12月14日完钻，完钻井深4190m，目的层位下志留统龙马溪组。水平段长1100m，压裂目的层段为2808～4130m，采用三级井身结构，如下图1所示：

图1 PY3HF井深结构示意图

2.分段压裂工艺优化与应用

(1)压裂工艺优化

水平井是页岩气藏开发的关键，水平井分段压裂工艺是页岩气开发中的核心技术，目前，国内外常用于水平井分段压裂工艺技术有：水力喷射分段压裂技术、多级滑套封隔器分段压裂技术、桥塞射孔联作分段压裂技术。水平井桥塞射孔分段压裂技术作为一项新兴的水平井改造技术，近年来在国外页岩气藏及致密气藏开发中得到广泛应用。该技术特点是通过桥塞封隔，进行逐段射孔、逐段压裂，并在压后用连续油管带磨鞋一次钻除桥塞并排液，可实现分段级数不受限。

根据PY3HF井的完井特点，选择采用可钻桥塞分段压裂技术，电缆射孔和座封桥塞联作工艺，有效改造目的层。

(2)压裂液优选

借鉴焦石页岩气施工经验，如果仅采用单一的滑溜水进行压裂，加砂难度大，难以获得理想的改造效果。为克服单一滑溜水体系压裂改造的弊端，本井通过室内实验，优选出复合压裂液体系，即滑溜水+线性胶2种液体，滑溜水作为前置液形成体积缝网，同时作为前置携砂液携带小粒径、低砂比支撑剂充填网缝；线性胶在后段压开地层形成较长的主导裂缝，使裂缝在地层深部延伸更远，降低加砂难度，防止砂堵，同时增加施工排量，进一步增大体积缝网，并作为后期携砂液携带大粒径、高砂比支撑剂，提高压裂效果。

鉴于PY3HF井粘土含量偏高、泊松比偏高、渗透率偏低，考虑用降阻水+低分子活性胶液作为本井压裂液，压裂施工采用低粘度滑溜水+胶液。

①滑溜水体系

A．主体配方

SRFR-1低分子滑溜水体系：0．1%高效减阻剂（乳剂）+0．1%复合增效剂+0．01%杀菌剂。

高效减阻剂和复合增效剂为液体。

B．产品特点

a．乳剂降阻率＞65%，伤害率＜10%，易返排，粘度可调；b．滑溜水携砂比＞10%；c．能够进行大型压裂连续混配施工（一天2-3段）。

②胶液体系

A．主体配方

SRLG-2胶液体系：0．35%低分子稠化剂+0．3%流变助剂+0．1%复合增效剂+0．05%粘度调节剂+0．02%消泡剂。

B．胶液性能

胶液水化性好，基本无残渣，悬砂好，裂缝有效支撑好，返排效果好(低伤害、长悬砂、好水化，易返排）。

(3)支撑剂组合工艺应用

考虑到PY3HF井页岩气储层埋藏深、油气同层、水平井段长，为避免砂堵，采用段塞+阶梯的加砂工艺。经过优化计算，决定采用低砂比打磨配合螺旋式多段塞加砂+中低砂比台阶螺旋式段塞复合加砂+低砂比台阶螺旋式复合线性加砂的复合加砂模式。前期低排量注入酸液对地层进行预处理，降低地层破裂压力；正式压裂中前置液快速提升排量，使用100目粉陶封堵天然裂缝，降低滤失；中段稳定排量注入携砂液，使用40／70目低密度陶粒降低砂堵风险；后期加入30／50目中密高强度陶粒增加裂缝导流能力。

(4)工艺参数优化

①段数和射孔优化

根据水平井钻探情况，依据GR、R、气测显示、漏失以及固井质量综合评价等情况，确定相同岩性、尽量保证压裂起缝一致性的原则，在上述储层分类的基础上，在同一类型的泥页岩段内部根据等厚法将本井压裂井段分为22段进行施工，压裂段总长度为1260m，单个段长基本为50m，少部分段为55m和65m。

对于射孔位置主要为找准甜点，避开套管接箍和扶正短节射孔位置主要为找准甜点，避开套管接箍和扶正短节射孔位置的确定应遵循以下原则：

A．应选择在TOC较高的位置射孔。B．选择在天然裂缝发育的部位射孔，天然裂缝不仅储藏气体，同时是优良的产出通道。C．选择在孔隙度、渗透率高的部位射孔。D．选择在地应力差异较小的部位射孔。E．选择气测显示较高的部位射孔。F．选择固井质量好的部分。

射孔方案初步设计如下：

为减少孔眼摩阻，推荐采用较大径射≧12mm，每段2簇射孔，密为16孔/m，1．3m/簇，相位簇，相位60度，每段共 40孔。

②压裂液用量优化

选取如下压裂液用量：1600m3、1700m3、1800m3、1900m3，支撑剂用量为90m3，则不同压裂液用量对裂缝半长的影响如下图所示，考虑到压裂裂缝对页岩气藏泄气面积的有效控制，并能在对页岩气藏泄面积的有效控制，并能在三年内实现成本回收，优选压裂液用量为1800m3，此时裂缝半长为500m左右。

图2 1800m3压裂液时裂缝半508m的裂缝剖面图

③施工排量优化

在1800m3压裂液、90m3支撑剂用量条件下，考虑不同排量对裂缝半长、改造体积、净压力的影响如图所示。

图3 排量与裂缝半长的关系图

从模拟的裂缝半长、改造体积及净压力等方面综合优选排量，确定出最高施工排量为10～12m3/min。

3.压裂现场试验

该井于2015年施工22段，共注入总液量47328．96m3，其中酸液量297．4m3；滑溜水35419．12m3；线性胶11517．33m3；共加入总砂量2108．09m3，其中100目陶粒168．32m3；40/70目陶粒10032．56m3；30/50目陶粒67．08 m3；70/100目覆膜砂125．21m3；40/70目覆膜砂671．95m3；30/50目覆膜砂73．09m3。其中施工第六、八、十、二十一、二十二段压力异常波动，其余各段施工加砂顺利，超规模加砂，施工不正常的井段，压力明显异常，说明页岩裂缝性储层裂缝发育非均质性，造成裂缝延伸困难，裂缝缝口很窄，地层对支撑剂敏感性很强，进入地层困难。

图4 PY3HF井某段压裂施工曲线

4.结论

通过采用桥塞射孔联作分段工艺、混合压裂液、组合加砂、施工参数优化提高PY3HF页岩气压裂施工的成功率，为该地区下步开发该页岩气气储层改造提供了一种技术思路。

[1]许春花,赵冠军,龙胜举等.提高煤层气采收率技术分析[J].中国石油勘探,20l0(3):51-54.

[2]邵立民,靳宝军等.非常规油气藏滑溜水压裂液的研究与应用.吐哈油气,20l2,12(4):25-26.

宋永芳（1980～），女，中石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司，研究方向：油气井增产方面工作。

((责任编：卢凤英)

Optimization and application of staged fracturing technology for PY3HF shale gas well

Song Yongfang1, Yang Yanyan1, Liao Bizhao1, Yue Boxun2, Sun Chunjia1

(1.Special downhole operation company of Sinopec Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd, Henan, 450000) (2. Professional Russian National Petroleum Engineering University of petroleum and natural gas, Henan, 450000)

PY3HF well is located in Pengshui area of Sichuan basin, The main block of shale gas formation is the Longmaxi formation and the lower part of Wufeng group, By using the cable bridge plug and perforation combination, the combination of fracturing fluid, the combination of sand fracturing technology, optimize the fracturing parameters, the fracturing operation was successfully carried out.

shale Gas；bridge plug —perforation associated；mixed fracturing fluid；combined sand

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