页岩气暂堵压裂技术在威远龙马溪组的应用

刘 敏康 力李 明张泽燕

（1.中国石化西南石油工程有限公司井下作业分公司，四川 德阳 618000；2.中国石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川 德阳 618000）

0 引言

川南威远区块龙马溪组页岩气储量丰富，资源量约7 290×108m3。该区块井型为水平井，完井方式采用套管完井，下入桥塞分段压裂以提高储层产量。由于威远区块页岩储层非均质性强，传统的分段加砂压裂难以精确打开储层，采用川西砂岩水平井常用的压裂模式效果不佳。暂堵压裂技术可利用暂堵剂的封堵作用导致液体转向，从而打通未充分可改造的射孔簇，实现井筒与油气藏接触最大化，有效提高采收率［1］。为此，通过对页岩气暂堵压裂机理的研究、室内暂堵剂的优选和评价，形成了一套适合威远区块龙马溪储层地质特征的暂堵压裂工艺技术，为威远页岩气的高效开发提供了技术保障。

1 威远龙马溪组储层地质特征及压裂难点

1.1 储层岩石学与力学特性

1.1.1 地质构造及储层物性

区块位于威远背斜和自流井背斜之间，整体为北东向展布的向斜构造。龙马溪组为陆棚相沉积，埋深为3 500～3 900 m，储层为黑色、灰黑色含炭质（含灰质）、硅质页岩及灰绿色粉砂质泥岩，总体表现为硅质含量较高、黏土矿物含量较低。龙马溪组一段储层物性测量结果（图1）为：平均氦气孔隙度为3.12%，平均水渗透率为0.14 mD，基质孔隙以有机孔、黏土矿物孔为主，少量脆性矿物孔，局部见微裂缝。有机质类型主要为Ⅰ型，有机碳含量（TOC）实测为1.25%～3.21%，平均值可达2.23%，低于焦石坝平均3.56%的水平。

图1 WY1井龙一段储层物性柱状图

1.1.2 岩石力学特性

页岩储层的天然裂缝很小，只有通过压裂工程形成的诱导裂缝才能提高储层的孔隙度和渗透率，从而形成工业气流［2］。压裂改造方式与岩石脆性有直接关系，脆性越大的岩石在外力作用下越容易形成裂缝。岩石的脆性受其脆性矿物含量的影响。

WY201井、WY202井岩性分析结果表明，岩性组分主要以石英矿物、黏土矿物及碳酸盐岩为主，石英类矿物含量平均达45%，页岩硅质含量较高，有利于后期压裂改造形成复杂缝网。另外，泊松比和杨氏模量也是表征页岩脆性的两个参数，脆性矿物含量越高，杨氏模量越大，泊松比越小［3］。WY201井杨氏模量为17～39 GPa，泊松比为0.09～0.30，脆性指数为39%～70%，储层脆性较强，取心岩心表明发育以垂直裂缝为主、水平、斜缝和高角度裂缝有200多条。WY202井龙马溪组压裂段岩石脆性指数为50%～60%，脆性指数较高，实施压裂工艺能够形成复杂网状裂缝。

1.2 威远龙马溪组压裂难点

1.2.1 压裂施工地质难点

1）储层非均质性强。威远龙马溪组储层非均质性强，很难设计与储层精确地质模型相匹配的压裂裂缝模型；储层低孔低渗导致了水力裂缝部署的不明确性，加大了裂缝控制技术实施的难度。

2）岩石脆性指数高。如表1所示，威远龙马溪组石英含量平均为36.72%，黏土含量平均为29.5%，脆性矿物含量平均高达65.35%，利于实现水力裂缝，地层的可压性优于永川区块，但比焦石坝差。

3）天然裂缝和层理较发育。天然裂缝较发育，利于与人造裂缝相互串通，总体较有利于形成复杂裂缝网络。

1.2.2 压裂施工工程难点

1）储层埋深大，施工压力高。龙马溪组储层埋深为3 500～3 900 m，破裂压力系数为2.8～3.0，压裂施工泵压高，最高达到120 MPa，最大排量为20 m3／min。

2）水平段长，单段砂量和液量大，施工时间长。单段最大砂量为110 m3，最大液量为3 400 m3。同时连续加砂时间长（每段持续加砂0.8～1 h），易出现高压件爆管、刺漏风险，且泵配件消耗量成倍增加。

3）地层温度高，压裂液性能要求高。如WY1井龙马溪组地层温度为115℃左右，对线性胶压裂液体系高温下的抗剪切性能提出了更高要求。

表1 WY1井岩石可压性综合评价指标

2 暂堵压裂技术机理及工艺

2.1 暂堵压裂原理及特点

流体总是向阻力最小的方向流动。如图2所示，压裂施工时投入抗压强度很高的暂堵剂后，当暂堵剂进入射孔炮眼后，部分进入地层中的裂缝或高渗透层在炮眼处和高渗透带产生滤饼桥堵，形成高于裂缝破裂压力的压差，使后续压裂液不能继续进入原有裂缝从而发生转向进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化，从而建立新的流体流动通道，沟通老裂缝未动用的油气层，提高油气产量。另外，暂堵剂一般选用活性可溶抗压小球，易溶于地层水或压裂液，对地层污染很小。

图2 暂堵压裂地层造缝示意图

2.2 暂堵压裂工艺

暂堵压裂工艺利用微地震法对施工时裂缝延伸进行动态监测［4］。当主压裂施工结束后停泵，人工加入暂堵剂，暂堵剂为直径8～12 mm的可溶性小球，打初压开井用胶液以6～8 m3／min的排量泵送暂堵剂至射孔段，降排量为2～3 m3／min。观察施工压力变化，掌握暂堵效果，当压力迅速升高后表明暂堵成功，接着加大排量压开新的裂缝，从而达到储层体积压裂，增加储层泄油面积和流动通道［5］。

3 暂堵压裂技术的室内评价

3.1 暂堵剂水溶性评价

为满足储层保护要求，暂堵剂在压裂液或地层水中溶解率越高越好。室内实验表明，浓度为1%的暂堵剂溶液在50℃、100℃、150℃3种温度条件下，溶解率均为100%，而溶解时间随着温度的升高变短：50℃时，暂堵剂溶解时间为1 h；100℃时，溶解时间为0.8 h；150℃时，溶解时间缩短为0.55 h。暂堵剂在不同介质中溶解时间也不一样，实验表明：50℃温度下，暂堵剂在水中完全溶解所需时间为1 h；在10%的KCl液中溶解时间为1.5 h；在压裂液中溶解时间则缩短为2.5 h。

3.2 暂堵剂粒径优选及封堵评价

暂堵剂粒径选择对暂堵转向效果起到决定性作用。粒径太大时暂堵剂不易进入裂缝中形成桥塞，粒径太小则不易停留在裂缝孔隙内形成桥塞。这里可以借鉴钻井液桥浆堵漏中的理想填充模型——三分之一架桥，即选择小于大孔道半径1／3的颗粒，从而达到暂堵剂有效充填裂缝的目的。

经调研发现，威远龙马溪组最大孔喉半径为23.53 μm［6-7］，因此室内选择10 μm、30 μm、50μm 3种粒径的暂堵剂按3:1:1比例组分，对一定宽度的微细裂缝进行封堵。封堵结果显示（表2）：暂堵剂封堵率大于98%，击穿压力高于70 MPa，满足现场施工要求。

表2 暂堵剂对模拟岩心的封堵效果表

4 暂堵压裂技术现场应用

在WY23-1HF井现场应用缝口暂堵压裂工艺，通过复合暂堵颗粒在缝口形成桥饼从而改变高压流体的方向，虽然在局部改造段有一定效果，但是根据微地震监测结果表明，由于暂堵引起的转向压裂不明显。具体实施效果如表3所示。

另外，应用该技术在WY201HF等5口井实施改造，暂堵改造井段共3 413 m，平均单井测试产量为18.6×104m3，其中204区块7号平台第3口井暂堵改造井段为1 448 m，测试产量为11.73×104m3／d，高于204区块开发方案要求的单井测试产量。现场每口井使用的液量约比常规技术用液量减少3 000 m3，大幅降低了页岩气压裂对水量的需求，既提高了经济效益又降低了对环境的污染。

表3 WY23-1HF井暂堵前后效果对比表

5 结论及建议

1）暂堵压裂技术能有效改善低渗低孔储层的物性，增多和增大页岩储层的流动通道，提高页岩气井产量。

2）威远区块龙马溪组储层非均质性强、岩石硬脆、可压性较好，在该区块试点开展暂堵压裂施工对页岩气井暂堵施工工艺实施具有先导性意义。

3）室内对常用暂堵剂进行理化性能评价实验，结果表明暂堵剂具有溶解性好、封堵压力高等特点。

4）现场应用证明：大部分井现场应用取得一定效果，暂堵施工井较常规压裂施工井测试产量更高，证明暂堵压裂技术对页岩气储层改造效果明显；有些井暂堵工艺实施效果不太明显，还需进一步研究适用条件并进行进一步改造。

［1］张晓锋.威远区块页岩气井套变井段暂堵体积压裂技术应用实践与认识［J］.中国石油和化工标准与质量，2016，36（21）：82-85.

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