四川盆地长宁地区页岩气井压裂效果影响因素分析及对策研究

郑 杰

(中国石油四川川港燃气有限责任公司， 成都 610051)



四川盆地长宁地区页岩气井压裂效果影响因素分析及对策研究

郑 杰

(中国石油四川川港燃气有限责任公司， 成都 610051)

在长宁页岩气开发实践中，通过精细化评层选区、提高优质储层钻遇率和工厂化压裂作业等实现了效益开发。但现有的开发模式造成强非均质性的页岩气藏单井产量差异大，说明现有认识和技术存在针对性不强的缺陷。在总结目前长宁地区201井区龙马溪组页岩气井开发效果的基础上，对天然裂缝、施工规模、加砂强度等影响压裂效果的因素开展定量化分析，评价其对压后裂缝尺寸、导流能力、压后产量的影响，为下一步的参数优化和开发方案调整提供依据。

页岩气； 压裂效果； 非均质性； 天然缝； 加砂强度

长宁201井区页岩气气藏位于长宁 — 威远国家级页岩气示范区的核心区域，优质页岩厚度在40～60 m，有机碳含量在2.3%～3.5%，孔隙度在2.3%～5.0%，含气量在3.2～5.6 m3/t，矿物成分中的黏土含量低、脆性矿物含量高(>60%)，且不含蒙脱石等水敏矿物。因此，长宁地区的地质条件有利于大规模水力压裂的开展，并实现超低渗页岩储层的经济开发[1-2]。

目前该区块已完成测试的33口水平井中，测试产量高于10×104m3/d的井为27口，占到总井数的81.8%。现有地质评价结果认为，长宁地区龙马溪组底部属于优质页岩段，并且该区块I类储层[3-4]钻遇率平均达94%，但水平井产量差异大是目前面临的主要技术挑战。在采用体积压裂(大液量、大排量、低砂比、段塞式滑溜水注入)施工模式[5-8]后，各压裂段以及各井的产量差异明显，甚至同平台相邻井也存在较大生产差别，表明较为一致的压裂工艺参数难以在具有特殊地质属性(如天然缝发育和地应力异常)的某些井段形成大规模的复杂裂缝网络和高导流裂缝，工艺参数与地质特征的匹配性需要开展深入分析。因此，常规气井压裂设计和优化思路亟待改进，根据非均质条件调整工艺参数[9-11]，在天然缝密集的井段促使复杂裂缝网络的形成，而在地应力差异大以及天然缝稀疏的井段，通过参数优化保证主缝宽度及其导流能力。

由于影响压裂效果的因素众多，考虑到现有的页岩气压裂参数的数学模型和商业软件存在局限性，因此，着重对长宁地区201井区的部分关键工程参数进行模拟对比验证，并结合微地震、生产动态情况，探索不同压裂段的差异化施工模式，提高强非均质页岩储层的开发效果。

1 天然裂缝对压裂效果的影响

1.1 基本概况

天然裂缝普遍存在于高脆性的页岩储层，它既是钻完井和压裂中液体滤失的主要因素，又是复杂裂缝网络形成的物质基础[12-15]。

长宁地区201井区蚂蚁追踪解释结果(见图1)表明，井区内大多数平台的水平井段的天然裂缝分布并不均匀。因此，为了对比天然裂缝对压裂效果的影响，选取同一平台的2口相邻井，对比在近似施工参数条件下的裂缝形态及其导流能力，具体数值模拟方案见表1。

1.2 模拟分析

天然裂缝发育程度对压裂效果的影响见图2。其中，Ha-1井第12段处于天然裂缝不发育区域，模拟解释结果表明，体积压裂模式仅在近井区域形成裂缝网络，而在远场则以单一主缝扩展；Ha-2井第5段由于天然裂缝的存在，整个裂缝网络复杂程度较高，且较好地展布在该压裂段，由于整个缝网长度受到分支缝分流影响，其长度和主缝的导流能力均低于 Ha-1 井第12段。

图1 长宁地区201井区蚂蚁追踪解释结果

表1 数值模拟方案

根据目前的施工规模，能确保Ha-2井第5段缝网长度不超过井间距一半，避免邻井沟通，影响压裂效果；而Ha-1井第12段主缝明显扩展，造成井间干扰，影响后期排采和生产。Ha-1井第12段的压降速率也远低于Ha-2井第5段，不发育的分支裂缝使得关井后保持较高压力；Ha-2井第5段在泵注前期注入一定量的100目石英砂，并不能在整个压裂阶段对主缝进行支撑，大多数进入分支缝，并且石英砂用量不及40/70目陶粒，也难以起到封堵作用，主缝导流能力也不高。

1.3 不同天然裂缝发育条件下的压裂对策分析

长宁Ha-1井第12段微地震监测结果如图3所示。该井段天然裂缝不发育，对其开展压裂，则会使主缝大范围迅速延伸，且高度难以控制。该段压裂的微震事件点数量相对较少，因此，缝网规模也小于天然缝发育的Ha-2井第5段；微地震数据点的展布也表明该段压裂的主缝延伸过长。因此，对于此类井段应主要控制施工规模，确保邻井人工裂缝不会相互影响。

图2 天然缝发育程度对压裂效果的影响

图3 长宁Ha-1井第12段微地震监测结果

长宁Ha-2井第5段微地震监测结果如图4所示，该段微震事件点明显增多，且沿着天然缝发育的方向分布。对于天然缝非常发育的该井段，关键是对泵注程序进行优化，在段塞阶段提高砂浓度，在形成分支缝的同时，保证主缝的导流能力。

2 施工规模对压裂效果的影响

2.1 基本概况

在长宁201井区进一步开展了施工规模的现场实验，分析其对压裂效果的影响。该井为Ha-2井的第9段，液量增加到2 459 m3，砂量为142 t。该段液量的增加不仅是为了研究施工规模对压裂效果的影响，也是希望扩展裂缝延伸区域，使其缝网能够延伸至相邻井由于套损的丢段。

增大施工规模后Ha-2井第9段的缝网形态如图5所示。在横向上的缝网长度和宽度有非常明显的增长，缝网在纵向上的展布规模也大于常规液量的平面区域，并且各条分支缝的宽度也较其他各段有明显增加。而在纵向上的裂缝高度受到地应力差的影响，在高度上和其他压裂规模的井段相比并没有十分明显的变化。

在扩大施工规模后，主缝长度接近210 m，超过相邻井的水平段间距的一半，虽然能够尽可能地沟通邻井未压裂区域，但是在大规模缝网形成过程中的“应力阴影”(stress shadow)对邻井的压裂或者井筒完整性有明显的影响，导致邻井井筒变形而丢段，从而影响开发效果。

图5 增大施工规模后Ha-2井第9段的缝网形态

Ha-2井第9段微地震监测结果如图6所示。微震事件点在平面上扩展规模大，其基本散布趋势与模拟缝网的展布吻合程度较高。但是其部分事件点达到邻井对应压裂段，造成该段套管变形，影响井筒的完整性，导致较长的压裂丢段，降低了储层的利用程度。因此，需要进一步对软件模拟结果与微地震解释数据进行对比分析，加强其他监测手段(如示踪剂、试井等)在长宁地区的应用，在现有井间距条件下控制施工规模的扩大，开展对比验证，校订裂缝几何形态及其复杂程度。

图6 Ha-2井第9段微地震监测结果

3 加砂强度对压裂效果的影响

3.1 基本概况

为避免其他因素对评价结果的影响，选取了201井区的长宁Hb-2井进行分析，该井水平段所在区域的地质物性(含气量、TOC、天然缝)均值性较高，地层倾角较小且远离断层区域，原地应力场在水平段相对稳定。该井施工参数基本稳定，单段平均液量为1 859 m3，但是加砂量差距较大，特别是在该井相邻的第5和第6段，加入砂量分别为121.18 t和67.1 t。Hb-2井第5段和第6段模拟砂浓度分布对比见图7。

3.2 模拟分析

图7的模拟结果表明，两段液量基本一样，因此两段共6簇射孔段形成的裂缝几何尺寸较为接近，页岩压裂裂缝形态主要受液量及泵注程序控制。但两段压裂裂缝的加砂强度则有较大差别，其中第5段整体铺砂效果优于第6段。由于考虑附加应力场的影响，中间第二簇压裂裂缝的长度和宽度受到相邻簇的挤压，改变了中间簇裂缝所在区域的应力场(使得最小水平主应力增大)，因此，宽度、高度和长度有限，且在近井部分区域裂缝闭合，导致中间簇压裂效果不如其他簇效果显著。

在相同液量下(两段液量仅相差50 m3)支撑剂的有效加入是提高压后产量的关键，第5段的气量是第6段的2倍。由于人工裂缝的高导流能力，使初始产水量也比较高。由于加砂强度的限制，在第6段初期递减速度更快，难以实现后期的稳定生产。所以，尽可能地加大泵入砂量是保证压裂效果的前提。

3.3 加砂强度变化下的压裂对策分析

Hb-2井施工规模与模拟产量的关系如图9所示。在液量大致相同的前提下，砂量与模拟产量具有较好的相关性。该井在第9段加砂量较小，虽然泵注1 812 m3液体，但是却不能实现主缝支撑，因此，该段压裂后模拟产量也最低。建议在不造成砂堵的情况下，进一步提高加砂强度，保证主缝及其分支缝网的有效导流能力，提高单井产量。

图7 Hb-2井第5段和第6段模拟砂浓度分布对比

图8 Hb-2井第5段和第6段压裂后生产模拟

4 结 语

(1) 天然裂缝是形成复杂裂缝网络的物质基础，对于天然裂缝密度高的井段，在通过大液量形成缝网的基础上，应确保主缝的导流能力，实现近井主缝的高导流能力；而在天然裂缝不发育井段，则应控制液量，防止主缝在长度和高度方向上的过度延伸，保证主缝的铺砂效果。

(2) 现有施工规模能够满足长宁201井区的开发要求，在做出调整时需具备充分的地质条件，并开展相关模拟论证和监测对比，确保不会影响邻井井筒的完整性和生产现状。

图9 Hb-2井施工规模与模拟产量的关系

(3) 低砂比的泵注模式能在低黏滑溜水的条件下携带支撑剂，但整体砂量的加大能显著提高裂缝的支撑效果。而泵入砂量越多则需要的液量也越多，液量会导致裂缝迅速扩展。因此，下一步应考虑新的暂堵材料和工艺，如改变试验液体黏度、降低支撑剂密度和悬浮能力等。

(4) 数值模拟和微地震监测均存在局限性和不确定性，还应增加其他评价压裂效果的手段(如生产测井、示踪剂、试井解释等)，进一步优化施工参数，提高页岩气藏开发的针对性。

[1] 潘仁芳，龚琴，鄢杰，等.页岩气藏“甜点”构成要素及富气特征分析：以四川盆地长宁地区龙马溪组为例[J].天然气工业，2016，36(3):7-13.

[2] 邹才能，董大忠，王玉满，等.中国页岩气特征、挑战及前景(一)[J].石油勘探与开发，2015,42(6):689-701.

[3] 陈颖杰，刘阳，徐婧源，等.页岩气地质工程一体化导向钻井技术[J].石油钻探技术，2015，43(5):56-62.

[4] 张德军.页岩气水平井地质导向钻井技术及其应用[J].钻采工艺，2015,38(4):7-10.

[5] WARPINSKI N R, Teufel L W. Influence of Geologic Discontinuities on Hydraulic Fracture Propagation[J]. Journal of Petroleum Technology，1987，39(2):209-220.

[6] 任勇，钱斌，张剑，等.长宁地区龙马溪组页岩气工厂化压裂实践与认识[J].石油钻采工艺，2015，37(4):96-99.

[7] 钱斌，张俊成，朱炬辉，等.四川盆地长宁地区页岩气水平井组“拉链式”压裂实践[J].天然气工业，2015，35(1):81-83.

[8] 周祥，张士诚，马新仿，等.页岩气藏体积压裂水平井产能模拟研究进展[J].新疆石油地质，2015，36(5):612-619.

[9] 李庆辉，陈勉，金衍，等.压裂参数对水平页岩气井经济效果的影响[J].特种油气藏，2013，20(1):146-150.

[10] 陈云金，张明军，李微，等.体积压裂与常规压裂投资与效益的对比分析：以川南地区及长宁 — 威远页岩气示范区为例[J].天然气工业,2014，34(10):128-132.

[11] 尹丛彬，叶登胜，段国彬，等.四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用[J].天然气工业，2014，34(4):67-71.

[12] 周健,陈勉,金衍，等.裂缝性储层水力裂缝扩展机理试验研究[J].石油学报，2007,28(5):109-113.

[13] ZOBACK M D. Reservoir Geomechanics[M]. New York: Cambridge University Press， 2007：137-139.

[14] ECONOMIDES M J, NOLTE K G. Reservoir Stimulation[M]. Third Edition. New York: John Wiley Sons, 2000:191-197.

[15] 郭天魁,张士诚,葛洪魁.评价页岩压裂形成缝网能力的新方法[J].岩土力学，2013,34(4):947-954.

Analysis and Solutions About Influential Parameters for Hydraulic Fracturing in Changning Shale Gas Reservoirs in Sichuan Basin

ZHENGJie

(PetroChina Sichuan Chuangang Group Corporation, Limited, Chengdu 610051, China)

Financial benefits in Changning shale gas reservoir have been achieved through refined formation categorizing, drilling efficiency improvement and factory fracturing module. Current development approach that leads to significant difference in production indicates drawbacks in knowledge and technology. Based on the study of development effect of 201 well in the Longmaxi shale gas wells, we quantitatively analyze the relevant parameters that influence fracturing outcomes, including natural fractures, treatment volume and sand intensity, to calculate their impact on fracture geometry, conductivity and production. In this way, we aim to provide reference to further parameter optimization and development strategy adjustment.

shale gas; fracturing outcome; anisotropy; natural fracture; sand intensity

2016-12-25

国家重点基础研究发展计划(“973”计划)项目(2013CB228004)；中国石油天然气集团公司科技重大专项“西南油气田天然气上产300亿m3关键技术研究与应用”(2016E-0611)

郑杰(1980 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油气田开发。

TE357

A

1673-1980(2017)03-0001-06