川东南地区深层页岩气水平井压裂改造实践与认识

张相权

（中石化江汉石油工程有限公司井下测试公司）

张相权.川东南地区深层页岩气水平井压裂改造实践与认识.钻采工艺，2019，42（5）：124-126

目前国内深层页岩气的勘探开发主要集中于四川盆地的南川、丁山、威远、永川等区域，页岩气资源丰富，为涪陵气田之外的较有利勘探开发接替区［1-4］。由于深层页岩气埋藏深，受高温、高围压、高岩石强度等因素的影响，使得岩石力学参数、脆塑性以及破坏形式等发生变化，前期按照以往涪陵页岩气田所采取的“复杂缝网+支撑主缝”为代表的压裂工艺并未获得预期的改造效果。水力压裂作业时地层难以有效压开，加砂难度较大、净压力提升困难，缝宽窄、裂缝剪切滑移难度大、缝网形成难度大，产能衰减较快、长期稳产难度极大［5-8］。本文从川东南丁山深层页岩气储层的力学性质研究出发，探索了适用于深层页岩开发的压裂施工工艺。

一、页岩气储层特征

1.页岩品质

1.1 物性和含气性分析

川东南丁山深层页岩气井的主要目的层位龙马溪组-五峰组地层，岩性主要为深灰色含灰泥岩、灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩。其中，目的层测井解释有效孔隙度在1.02%～7.08%之间，平均3.15%；优质泥页岩层段有效孔隙度在1.66%～7.08%之间，平均4.05%。通过现场测试分析，总含气量在0.846～12.738 m3／t，平均为3.503 m3／t，其中，优质页岩段总含气量2.514～12.738 m3／t，平均为6.155 m3／t，底部含气量明显高于中上部。

1.2 有机地化分析

川东南丁山深层页岩气井的主要目的层位龙马溪组-五峰组地层，水平段地化录井有机碳含量3.42% ～5.83%，平均4.60%。现场测试分析表明，有机碳最小值0.57%，最大值4.99%，平均值2.15%。其中，优质泥页岩厚31.7 m，有机碳最小值1.69%，最大值4.99%，平均值3.03%。

1.3 天然裂缝特征分析

导眼井岩心描述和FMI成像测井资料显示，临湘组向上到石牛栏组高阻缝发育，高导缝欠发育，高阻缝优势走向为北东-南西向。裂缝主要分布于石牛栏组地层中，龙一段页岩储层（①～⑨号小层）内高阻缝发育，其中，优质页岩内顺层缝和层理缝发育，高角度缝相对不发育，龙二段～龙三段高阻缝总体欠发育。临湘组-3号层裂缝优势走向与6号层-石牛栏组裂缝优势走向有明显不同。

2.压裂品质

2.1 岩石矿物分析

对目的层段取心并进行全岩矿物X射线衍射分析，结果表明，五峰组-龙马溪组一段泥页岩黏土矿物含量在13.3%～53.9%，平均为38.1%；硅质矿物含量在17.8% ～68.1%，平均为35.9%；碳酸盐矿物含量在6.4% ～41.7%，平均为14.7%。优质页岩层段（五峰组-龙马溪组一段一亚段）黏土矿物含量在13.3% ～47.4%，平均为31.3%；硅质矿物含量在24.4% ～68.1%，平均为42.9%；碳酸盐矿物含量在7.6%～41.7%，平均为15.0%，优质页岩层段黏土矿物含量从上到下逐渐降低。

2.2 岩石力学特征分析

对目的层段取心并进行了岩石力学测试发现，优质页岩杨氏模量为33.1～35.3 GPa，泊松比为0.206～0.212，抗拉强度11.3～12.6 MPa。结合测井及岩心声发射地应力分析发现，最小水平主应力约为90～96 MPa，水平两向应力差21～24 MPa，水平应力差异系数高达22.5%。由于最大水平主应力方向与天然裂缝走向时存在差异，在高水平主应力差条件下，天然裂缝开启压力较高，压裂裂缝更容易沿着最大水平主应力方向扩展，裂缝网络形成难度极高。因此，深层页岩气井压裂时需要通过增大净压力以提高裂缝复杂性［9］。

二、压裂改造难点与技术对策

1.压裂改造难点

川东南丁山深层优质页岩整体页岩品质较好，但是由于其埋藏较深，地质条件复杂，排量和加砂量受限，体积压裂难度极大，具体表现在：

（1）深层页岩气井施工压力较大，这是由于深层页岩埋藏较深，岩石强度较高，闭合压力大，裂缝开启及延伸压力较高；另一方面，深井长水平段条件下井筒沿程摩阻较高。因此，井口施工压力较高，排量建立困难，注入排量极大地受限。

（2）随着深度的增加，页岩在高温高围压条件下塑性不断增强，导致压裂缝宽减小，施工砂液比低（综合砂液比小于3.5%），加砂难度较高（单段砂量仅为27～50 m3）。因此，建立高导流的水力裂缝的难度极大。值得注意的是，高闭合压力作用下，支撑剂易嵌入地层或破碎，导致投产后裂缝导流能力较快衰减，这进一步增大了深层页岩气经济开发的难度。

（3）页岩低孔低渗，通过体积压裂形成复杂的人工裂缝网络是实现页岩气高效开发的技术关键之一。形成复杂的人工裂缝网络的重要途径为通过高净压力充分开启层理缝、高阻缝等天然裂缝。但是，深层页岩气井水平主应力差异较大，页岩强度较大，导致裂缝张开的临界净压力较高，开启难度极大。因此，裂缝复杂程度较低，有待进一步提高。

2.技术对策

针对川东南丁山深层页岩气井闭合压力高、加砂困难、裂缝复杂性难以提高的难题，优化多尺度网络压裂技术，优选高黏滑溜水及胶液作为主体压裂液，采取变排量变黏度泵注模式，提高缝内净压力，以最大程度地提高裂缝复杂性及有效改造体积。适度增加小粒径支撑剂比例，实现多尺度微裂缝和层理缝的饱充填，有效保持裂缝长期导流能力，为页岩气产出提供优势通道。具体为：

（1）优选地质及工程双甜点，增加段数，缩小簇间距，对甜点区进行密切割改造，从而提高裂缝的横向覆盖区域；同时，为提高净压力，增强压裂液携砂能力，单段簇数减小至2～3簇，从而集中进液，减小排量需求，实现控压促缝。

（2）采用高黏滑溜水及胶液进行压裂，其中，主体采用高黏滑溜水，既可以提高压裂液携砂能力以保证顺利加砂，又可以促进层理缝、高角度缝等天然裂缝充分开启；前置胶液以提高前置液造缝能力；中顶适当胶液，从而进一步扫砂和扩缝，降低后期砂堵风险。

（3）适当增加小粒径支撑剂比例，实现对分支缝的饱和充填［8］。

（4）考虑深层造缝初期降低施工压力和压开地层需要，采取大孔弹变孔径射孔、前置酸处理、替酸前降温处理、替酸排量优化、粉陶段塞打磨、“变黏度+变排量”等净压力控制工艺措施。

三、压裂施工工艺优化

1.压裂簇数优化

采用Eclipse软件，模拟了压裂段长为1 394m，压裂簇数为34、40、46、52、58、64簇时的产量，图1模拟结果发现，产量随压裂簇数增加而增大，压裂簇数大于52簇时累产量递增减缓，根据地质分段和小层穿行情况，综合考虑推荐平均簇间距15～16 m。

图1 不同压裂簇数下累产量随时间的变化曲线

2.规模优化设计

采用Eclipse软件，模拟了裂缝半长为210 m、230 m、250 m、270 m、290 m、310 m时的产量，图2模拟结果发现，产量随裂缝半长增加而增大。裂缝半长大于270 m时累产量递增减缓，综合考虑推荐最优裂缝半长为270～290 m。

图2 不同裂缝半长下累产量随时间的变化曲线

在此基础上，采用Meyer压裂软件，模拟了液量为1 700 m3、1 900m3、2 100 m3、2 300 m3、2 500、2 700m3时的裂缝半长，结果表明，当液量为2 500 m3左右时，裂缝半长为286～309 m，可满足压裂改造需要。

采用Meyer压裂软件，模拟了支撑剂规模为44 m3（砂比为1.8%）、55 m3（砂比为2.2%）、66 m3（砂比为2.6%）、77 m3（砂比为3.1%）、88 m3（砂比为3.5%）、99 m3（砂比为4%）时的裂缝半长，结果表明，当支撑剂规模为66～77 m3左右时，有效支撑的主裂缝平均导流能力达到1.1～6.2 D·cm，优质页岩层获得有效支撑。

3.排量优化设计

采用Meyer压裂软件，模拟了排量为6 m3／min、8 m3／min、10 m3／min、12m3／min、14m3／min、16m3／min、18m3／min时的裂缝形态及改造体积，图3模拟结果发现，排量对裂缝形态和改造体积影响较大，高排量条件下有利于扩缝及增大改造体积。但考虑到井口限压，优化施工排量13～18 m3／min，预计井口施工压力为106～110 MPa。

图3 不同排量对缝宽和SRV影响

4.压裂液组合优化设计

采用Meyer压裂软件，模拟了胶液比例为0%、10%、20%、30%、40%、50%条件下的裂缝形态及改造体积，图4模拟结果发现，随着胶液比例的增大，平均缝宽增大，但改造体积减小，综合考虑，优选胶液比例为20%左右，在保证改造效果的同时尽可能增大裂缝宽度。

图4 不同胶液比例对缝宽和SRV影响

四、现场应用

D5井位于川东南地区林滩场-丁山北东向构造带丁山构造北西翼，水平段长为1 520 m，A靶斜深为4 165 m，垂深为3 884.88 m，B靶斜深5 685 m，垂深为4 145.41 m。基于相关研究成果开展了压裂设计工作，并于2017年12月3日～12月20日完成了20段压裂施工。压裂总液量为50 906.1 m3，其中酸液410 m3，中黏滑溜水1 677.5 m3，高黏滑溜水39 051.5 m3，胶液9 767.1 m3，单段胶液平均占比19.3%，滑溜水平均占比80.7%。总砂量为1 574.9 m3，其中70／140目256.2 m3，40／70目1 180.2 m3，30～50目138.5 m3。其中，第1～15段采用了“前置胶+高黏滑溜水+中置胶+高黏滑溜水”工艺模式，第16～20段“前置高黏滑溜水+两级中置胶+高黏滑溜水”的新压裂工艺模式。

由D5井的G函数曲线图可以看出，压裂后形成了复杂裂缝网络，证明了本井所采用的体积压裂工艺及施工参数可达到缝网改造目的。压后测试井口压力15.13MPa、稳定产量16.33×104m3／d。从施工过程和压后效果看，基本实现了单井产量突破，达到了压裂改造要求。

五、结论

（1）川东南丁山深层页岩气藏物性条件中等偏上，天然裂缝发育，可压性中等。但是，由于其埋藏深，闭合压力高，水平主应力差较大，裂缝起裂及延伸压力高，加砂困难，缝网形成难度大。

（2）针对川东南丁山深层页岩气藏压裂的技术难题，提出了多段少簇、分级压裂、多尺度充填及控净压工艺等技术对策，并根据实际地质及工程情况优化了簇间距、压裂规模、压裂液组合、施工排量等关键簇数，初步形成了一套适用于深层页岩气井储层改造的压裂施工工艺，可提高深层页岩气井的有效改造体积。

（3）将研究成果在丁山地区深层页岩气井D5中，加砂量及用液量均达到了设计要求，G函数曲线表明，压裂后形成了复杂的裂缝网络，从压后效果看，本压裂工艺成功达到了储层改造目的。