深层页岩气水平井“增净压、促缝网、保充填”压裂改造模式——以四川盆地东南部丁山地区为例

段 华 李荷婷 代俊清 王勇军 陈思安

1.中国石化勘探分公司 2.中国石化西南油气分公司

0 引言

四川盆地东南部丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气资源丰富，是中国石油化工股份有限公司在涪陵页岩气田焦石坝区块（以下简称焦石坝区块）之外较有利的勘探开发接替区[1-2]。在焦石坝区块，针对南方海相复杂构造区页岩，已形成了一套以“复杂缝网＋支撑主缝”为主体思路的压裂工艺技术体系[3-6]，通过采用滑溜水和线性胶混合压裂、不同支撑剂组合加砂、大排量大规模注入等工艺措施，基本解决了3 500 m以浅的中浅层页岩气水平井的压裂造缝问题。丁山地区页岩与焦石坝区页岩具有一定相似性，但由于地质构造条件更为复杂[7]，并且储层埋藏较深、地应力异常高，不能完全照搬焦石坝区块的压裂模式与技术。为此，在改进中浅层页岩储层压裂技术模式的基础上，研究形成了适用于丁山地区深层页岩的压裂关键工艺技术，并应用于现场3口深层页岩气井的压裂改造，改造增产效果显著。所取得的压裂模式及工艺技术可以为同类深层页岩气藏的压裂改造提供借鉴。

1 深层页岩特征

与焦石坝大型似箱状断背斜构造不同，丁山地区为一大型鼻状构造，构造复杂，断层较为发育，优质页岩段高阻缝和层理发育。该构造东南部的DY1井区由于靠近齐岳山断裂，存在侧向逸散，保存条件变差；而在构造的西北部，随着埋深增加，保存条件变好，深层页岩是丁山地区的有利勘探领域。如表1所示，丁山地区深层页岩储层品质高（优质页岩厚度介于28.9～35.5 m，TOC介于2.85%～3.85%，孔隙度介于3.77%～5.95%，硅质含量介于36.88%～42.90%），含气性较好（含气量介于5.17～6.39 m3/t），丁山地区深层页岩脆性指数与焦石坝区块页岩脆性指数相当，但硅质含量略低。由于埋藏深（垂深主要介于3 800～4 500 m），丁山地区地应力异常高（破裂压力梯度介于0.031～0.035 MPa/m，闭合压力梯度介于0.024～0.025 MPa/m），水平应力差数值大（介于19.0～21.0 MPa）。室内的页岩压缩变形实验结果表明，在高温高压条件下深层页岩的塑性变形能力增强[8-9]。总体看来，在丁山地区实现缝网压裂的难度大。

表1 丁山地区深层及焦石坝区块不同井五峰组—龙马溪组页岩储层特征对比表

2 压裂技术对策

2.1 “双甜点”选井选层

页岩气“双甜点”指地质“甜点”与压裂“甜点”的结合。丁山地区西北部深埋藏区域为超压区，保存条件好，含气性高，为页岩气高压富集区。天然裂缝、层理缝的发育程度是影响压裂缝网复杂程度的关键因素[10-14]，丁山地区裂缝整体较发育，天然裂缝、层理缝等薄弱结构面在裂缝净压力的作用下易产生张性、剪性扩展，为压裂形成复杂缝网创造了条件。丁山地区西北部具备“双甜点”特点，特选择在该区域开展深层页岩压裂工艺技术攻关。在选层方面，选择TOC较高、天然裂缝较发育、孔渗条件较好、水平应力差较小及气测显示较高的部位进行射孔，结合多段分簇优化设计，提升压裂改造效果。

2.2 “前置酸＋胶液＋滑溜水＋胶液”混合压裂模式

丁山地区DY2井在前三段压裂中借鉴了焦石坝区块的压裂模式和技术，但出现了施工泵压接近限压值、加砂极为困难的情况。究其原因，丁山地区裂缝发育导致压裂液滤失严重，同时由于该地区地应力异常高，在压裂设备限压条件的制约下，压裂缝内净压力小、缝宽窄、缝内砂堵无法加砂等问题相继出现。为此，通过增加胶液前置、胶液中置等措施，使后续段压裂施工控制较好，未出现较大压力波动，形成了“前置酸＋胶液＋滑溜水＋胶液”混合压裂模式（表2）。由于胶液黏度比滑溜水大，较难进入微裂缝，滤失相对较小，在前置液阶段注入低滤失胶液可以增加主裂缝造缝能力；通过增加胶液中置措施可实现扩缝和扫砂，提高加砂强度，确保施工的顺利完成。

表2 “前置酸＋胶液＋滑溜水＋胶液”混合压裂模式阶段划分表

2.3 主体高黏滑溜水压裂工艺

为使裂缝的导流能力在高闭合压力条件下长期保持不变，针对深层页岩通常选用高强度陶粒作支撑剂，其密度相对较高，若采用低黏滑溜水，则陶粒易在近井裂缝地带沉降，难以运移至裂缝远端。深层页岩由于裂缝较为发育，液体在地层滤失非常严重，进一步增大了携砂的难度，使得在压裂施工过程中表现出随着加砂量及砂比的增加，泵压逐步升高。为进一步提高砂比且改善铺砂效果，采用大排量高黏滑溜水，利用其高流速和高黏度所产生的高剪切力增强滑溜水的携砂能力，从而改善铺砂效果及提高液体效率。

2.4 “控近扩远”压裂工艺

深层页岩气井在压裂早期为追求高净压、大排量的压裂目标，常在接近限压值的情况下施工；至施工中后期，受砂比增加、地层滤失等因素影响，泵压快速上涨，只能通过降排量确保完成施工。虽然降低压裂液排量能有效降低施工泵压，但不利于远端复杂缝网的形成，且在高水平应力差条件下复杂缝网的形成更不易。为此，全程采用逐步提排量泵注程序。在压裂前期，采取较低排量、阶梯提排量的方式，可防止过早打开天然裂缝而影响主裂缝的扩展；在压裂中后期，采用大排量压裂液增大缝内净压力，以利于开启中、远井地带天然裂缝及层理缝而扩大改造体积，同时大排量也有利于后期高砂比支撑剂的输送。因此，全程采用阶梯提排量压裂工艺，加上胶液前置、胶液中置等措施的应用，可以实现“控近扩远”[15]的压裂效果，保障主裂缝的持续扩展及远井地带复杂缝网的形成。

2.5 超高压压裂工艺

丁山地区深层页岩埋藏深、地应力异常高，常规压裂装备限压为95 MPa，压裂液排量难以进一步提升，压力窗口窄，有效改造难度大。提高缝内净压力是提高裂缝复杂程度和改造效果的有效手段[12]，净压力越大，则诱导应力越大，可通过提高缝内净压力来增加裂缝复杂程度。为提升改造效果，有必要配套140 MPa压裂装备。实践证明，超高压压裂工艺进一步增大了压裂施工排量，解决了深层页岩滤失严重及高净压、高砂比需求的工程问题，有效扩大了改造体积且提高了砂比，是深层页岩有效压裂的必要手段。

3 应用效果

位于丁山构造西北较深部的DY2井是中国石化第一口深层页岩气水平井，水平段长1 034.23 m，B靶点垂深4 417.36 m，分12段压裂，压裂液总用量为29 515.5 m3，其中酸液为297.0 m3、滑溜水为18 068.5 m3、胶液为11 150.0 m3，共加入覆膜陶粒319.13 m3，其中粉陶为97.39 m3、40/70目陶粒为201.69 m3、30/50目陶粒为20.05 m3，一般施工排量为12 m3/min左右，施工泵压为90 MPa左右。第1段入井酸液为40 m3，滑溜水为967 m3，加砂量仅为0.5 m3，施工压力高（介于86～94 MPa），停泵压力高（65 MPa），滑溜水在地层滤失性强、造缝效率低，且地层对砂比的变化极为敏感，砂比为2%的粉砂加入后泵压激增近8 MPa（图1）。后期采用“前置酸＋胶液＋滑溜水＋胶液”混合压裂模式（图2），顺利完成了后续段压裂施工。DY2井压裂后测试产气量为10.50×104m3/d。

在总结DY2井压裂经验的基础上，DY4井主体压裂液由低黏滑溜水改为高黏滑溜水（18 mPa·s），配套140 MPa压裂装备，增大了施工排量及加砂强度（图3），压裂施工较为顺利。该井水平段长1234.00 m，B靶点垂深4 095.46 m，分17段压裂，压裂总液量为42 070.6 m3，其中酸液为267.9 m3，高黏滑溜水为32 225.0 m3，胶液为9 577.7 m3，共加入覆膜陶粒1 210.1 m3，其中粉陶为208.6 m3、40/70目陶粒为827.5 m3、30/50目陶粒为174.0 m3。一般施工排量为16～17 m3/min，施工泵压为100 MPa左右（图3）。DY4井压裂后测试产气量为20.56×104m3/d。

图1 DY2井第1段压裂施工曲线图

图2 DY2井后续典型段压裂施工曲线图

图3 DY4井典型段压裂施工曲线图

DY5井进一步改进了压裂工艺，前期采用阶梯提排量，防止天然裂缝过早开启而引起压裂液大滤失，大部分压裂段全程提排量，持续增大净压力，采取低砂比阶梯长段塞＋中高砂比中等规模段塞加砂以增加加砂强度，压裂施工顺利完成。该井水平段长1 520.00 m，B靶点垂深4 145.41 m，分20段压裂，总液量为50 906.1 m3，其中酸液为410.0 m3、滑溜水为40 729.0 m3、胶液为9 767.1 m3，共加入覆膜陶粒1 574.9 m3，其中粉陶为256.2 m3、40/70目陶粒为1180.2 m3、30/50目陶粒为138.5 m3。一般施工排量介于17～18 m3/min、施工泵压100 MPa左右（图4）。DY5井压裂后测试产气量为16.33×104m3/d。

图4 DY5井典型段压裂施工曲线图

4 结论

1）丁山地区西北部深层页岩具备地质、压裂“双甜点”特性，天然裂缝、层理缝发育为压裂复杂缝网的形成创造了条件。

2）基于“双甜点”区域，形成了“前置酸＋胶液＋滑溜水＋胶液”混合压裂模式，采用高黏滑溜水以提高液体携砂能力及造缝效果、“控近扩远”压裂工艺以提高远井地带有效改造体积，以及超高压装置以有效提高施工排量和缝内净压力。

3）将改进的压裂模式与工艺技术应用于现场3口深层页岩气井的储层改造后，气井增产效果显著，测试页岩气产量介于10.50×104～20.56×104m3/d，为该地区深层页岩气勘探取得重大突破提供了有力支撑。