河南中牟页岩气区块页岩储层压裂改造实践与认识

孙永豪 ，袁青松 ，李中明 ，代 磊 ，张 驰

（1. 河南省国土资源开发投资管理中心，河南郑州 450006；2. 河南省地质调查院；3. 河南省地下清洁能源勘查开发产业技术创新战略联盟）

页岩储层具有“低孔、低渗”特征，根据国内外多年对页岩气田的压裂改造实践，大规模压裂改造形成裂缝网络是提高页岩气井产量的主要技术手段[1–2]。目前以四川盆地为代表的南方古生代海相页岩，以及以鄂尔多斯盆地为代表的北方陆相页岩均获得较大突破，而在华北地区广泛发育的晚古生代海陆过渡相泥页岩尚未取得突破[3]。河南省牟页1井钻遇海陆过渡相地层，山西组、太原组发育多套优质页岩，含气性较好，具有良好的勘探前景。为探索牟页1井的产能以及区块页岩压裂工程工艺特征，对山西组、太原组页岩实施了直井分段压裂改造，试气后获得稳产页岩气流，取得了河南页岩气勘查的重大发现。

1 储层可压性评价

页岩储层可压性评价的核心在于评价裂缝网络形成的难易程度，分析储层是否具备压裂改造后形成复杂裂缝甚至缝网的条件[4–5]。页岩储层可压性评价指标包括：储层地质特征、岩石力学特征、地应力特征等，根据以上评价指标，对牟页1井山西组、太原组页岩层段进行储层可压性综合评价。

1.1 储层地质特征

含气性特征。牟页1井山西组、太原组发育高伽马页岩层段（130～160 API），山西组页岩累计厚度49 m，太原组页岩累计厚度46 m。总有机碳含量1.0%～5.0%，平均有机碳含量为2.18%，其中约45%厚度总有机碳含量超过2.0%，平均含气量1.93 m3/t，综合评价储层含气性较好。

岩石学特征。岩石的脆性很大程度上由岩石的矿物成分决定，石英、长石、方解石等脆性矿物含量越高，黏土矿物含量越低，岩石脆性越强，压裂时越容易破碎形成复杂裂缝[6]。通过对牟页1井页岩X射线衍射分析，山西组、太原组页岩矿物组成主要为石英、方解石、白云石、斜长石、菱铁矿、黄铁矿、黏土矿物等。脆性矿物以石英为主，石英含量为34%～56%，斜长石含量 3%～19%，黏土矿物含量19%～57%，含少量的菱铁矿、黄铁矿，储层脆性较好。

天然裂缝发育情况。天然裂缝为岩石力学上的薄弱部位，可以显著增强压裂效果，甚至可以使岩石的破裂压力降低50%[7]。牟页1井页岩储层天然裂缝形态包含微观裂缝和宏观裂缝，宏观裂缝除层理缝外还有垂直缝，裂缝多被方解石和黄铁矿填充，总体评价天然裂缝较为发育。

1.2 岩石力学特征

杨氏模量和泊松比是表征页岩脆性的主要岩石力学参数，能够较好地反映页岩在应力作用和微裂缝形成时的破坏能力。页岩杨氏模量越高泊松比越低，脆性越强[8]。根据测井解释及三轴应力实验结果，牟页 1井山西组静态杨氏模量 8～57 GPa，泊松比0.18～0.43；太原组页岩杨氏模量9～36 GPa，泊松比0.18～0.39。从岩石力学角度计算脆性指数，山西组页岩平均脆性指数39%，太原组页岩平均脆性指数49%。

1.3 地应力分析

本井最大水平主应力的方向为北东东–南西西70°方向，与区域地应力方向基本一致。根据纵向应力剖面分析，页岩层（图1红色区域）上下具有较好的灰岩隔挡层（图1蓝色区域）。

图1 太原组最小水平应力分布

储层两向水平主应力差值越小，越有利于形成缝网系统，当水平应力差异系数为0～0.13时，能够形成复杂裂缝或网络缝；当差异系数为0.13～0.25，高净压力时能够形成较为复杂的裂缝；当差异系数大于0.5时，不能形成复杂缝[9]。山西组、太原组水平主应力差在12 MPa左右，差异系数为0.24，高净压力时能够形成复杂裂缝。

2 压裂方案制定

2.1 压裂模式

储层可压裂性评价分析表明，有利因素为牟页1井页岩品质较好，天然裂缝发育，岩石力学参数适中，脆性指数较高；不利因素为两向应力差偏大。借鉴国内外页岩储层压裂改造经验，结合本井储层地质、岩石力学及地应力特征，采用大规模压裂模式，提高缝内净压力，以形成复杂裂缝、增大泄气面积为目的进行储层压裂改造[10]。

2.2 射孔参数

采用多簇射孔的方式，充分改造小层，促使形成复杂裂缝。射孔位置选择在脆性指数较高、天然微裂缝较发育、孔隙度和渗透率高、TOC与含气量高、固井质量好的部位。根据总排量、单孔排量、孔眼摩阻以及孔眼效率等因素设计，适当控制射孔孔数，保证孔眼处能充分压开。

2.3 支撑剂

在支撑剂选择上，主要考虑孔眼与地层的磨蚀、施工成功率、天然裂缝和人工裂缝的支撑以及压后长期稳定的导流能力，同时该井页岩杨氏模量高，压裂裂缝宽度窄。采取组合小粒径支撑剂方式：100目粉陶+ 40/70目陶粒砂 + 30/50目陶粒。前期采用100目粉陶主要用于前置液段塞及支撑微裂缝；中期选择40/70目陶粒用于支撑主体裂缝及天然裂缝，确保裂缝网络的形成；后期加入 30/50目陶粒进行尾追封堵。

2.4 压裂液

牟页1井页岩存在中等偏强的水敏、酸敏和强碱敏，压裂过程中要尽量降低压裂液体系对储层的伤害。压裂前期采用自主研制的滑溜水压裂液体系（降阻率65%～70%），该体系具有黏度低、减阻好、低残渣、易返排、低伤害等特点；在压裂后期采用低伤害线性胶体系，提高携砂能力，以增加主裂缝近井筒导流能力；同时压前采取预处理酸，解除近井地带污染、射孔压实污染。

2.5 施工排量

页岩储层进行压裂改造最终目的是产生复杂裂缝，根据理论计算和国内外页岩气田射孔工艺，当每孔排量达到0.16 m3/min时，或者每簇射孔段的最低排量为3.2m3/min时，所有炮眼才会进液，出现真正的分流转向。综合井身结构、套管抗压强度、地应力差，同时考虑储层缝高控制，结合射孔参数选择及以上排量优选原则，采取变排量注入，在压裂施工过程中根据施工压力变化进行实时调整。

2.6 裂缝形态模拟

综合上述压裂参数设计原则，采用压裂设计软件对山西组、太原组页岩进行压裂数值模拟。根据目的层上下顶底板岩性、纵向上应力状况分析，进行不同排量的裂缝模拟，分析裂缝延伸形态，确定施工排量，8～12 m3/min时的裂缝缝长、缝高较为适宜，缝高基本覆盖需要改造的层段。压裂模拟结果显示，山西组裂缝半长262.8 m、裂缝高度47.4 m、太原组裂缝半长254 m、裂缝高度17 m。

3 压后分析

3.1 压裂实施情况

在地质、工程评价以及数值模拟的基础上，对牟页1井山西组、太原组页岩实施了直井分段压裂改造。山西组压裂施工曲线可表明，施工压力较为稳定（50～58 MPa）。太原组实施了二次压裂，第一次因射孔穿透率低，施工超压（57～70 MPa），发生砂堵现象后采取补射孔重复压裂，第二次压裂施工压力较为稳定。

3.2 压后效果分析

（1）微地震监测结果。压裂过程进行了地面微地震实时监测，结果表明，山西组形成了一定范围的裂缝网络，裂缝延伸方向与本区地应力最大水平主应力方向基本一致，太原组以形成双翼长缝为主。经计算，山西组改造体积为387.7×104m3，太原组改造体积313.3×104m3。

（2）压力历史拟合。对压裂压力进行历史拟合分析，山西组裂缝半长212.7～255.1 m，缝高44.9 m；太原组裂缝半长236.2～257.6 m、缝高62.2 m，压力历史拟合结果与设计裂缝几何形态较吻合。

（3）压后试气效果。压裂施工作业结束后，进行放喷排液、测试求产，获得1 256 m3日产量。通过对压后试井测试分析，表皮系数–4.11，近井地层未受到污染，自主研发的滑溜水压裂液与地层匹配性较好。

4 结论及认识

（1）通过牟页1井直井分段压裂改造实践，对河南中牟页岩气区块山西组、太原组页岩层含气性及压裂工程特征有了初步认识。试气获得了稳定页岩气流，取得了河南省页岩气勘查的重大发现。

（2）采用变排量、小粒径支撑剂、段塞式加砂压裂工艺能够满足本井压裂改造的要求；山西组页岩形成了一定范围的复杂裂缝。自主研发的滑溜水压裂液体系对该套页岩地层伤害性小，具有较好的适用性。

（3）后期需加强对区块地应力特征分析，建议加强国内外该类型井压裂工艺调研，在区块以后压裂施工中采用更加先进的技术方法以克服区块地应力差异制约，增强太原组页岩改造效果。

（4）太原组因射孔穿透率问题进行了补射孔作业，建议在进行页岩气井压裂施工前，采取有效技术手段对射孔穿透率进行检测，保证施工成功率。