长宁页岩气示范区H-x平台体积压裂技术

谭锐 徐旺 张勇 张航宇 林海 牛增前

1.渤海钻探工程有限公司工程技术研究院；2.渤海钻探新青玉石油工程事业部；3.青海油田钻采工艺研究院；4.西南石油大学地球科学与技术学院

长宁页岩气示范区位于四川盆地长宁地区，该地区下志留统龙马溪组页岩分布广泛，厚度大，有机碳含量高，为1.64%～3.79%，热演化程度较高(Ro＞1.5%)，孔隙和裂缝发育［1-3］。开发目的层为龙马溪组龙一1小层，本平台井目的层埋深2 900～3 000 m，破裂压力梯度0.028 MPa/m，应力方向较稳定，最大主应力为近东西向，该地区垂向主应力大于最大水平主应力，压裂裂缝向水平方向扩展延伸相对更容易，需要提高净压力保证裂缝高度的扩展，因此预测地面施工压力会较高。

根据该地区页岩气藏主要地质和地理特征，经过不断探索与发展，逐步形成了多簇射孔复合桥塞分段压裂工艺、大规模滑溜水体积压裂技术、低摩阻滑溜水压裂液体系、大型压裂施工配套技术为一体的页岩气水平井分段压裂技术，但仍然存在施工风险高、加砂难度大等问题［4-5］。本次研究的目的，在于通过现场压裂实践，结合裂缝监测数据，优化施工参数，探寻参数优化的经验和原理，以期为同类井油气层改造提供技术借鉴。

1 平台概况

本次施工平台为长宁H-x平台，属于长宁示范区，区域构造位于四川盆地的川南古坳中隆低陡构造区与娄山褶皱带之间，平台构造位置为长宁背斜构造中奥陶顶构造南翼，开发层位为龙马溪组。工区位于宜宾市兴文县毓秀苗族乡和新村1组，井场位于半坡上，呈东西向摆放，右侧地势较高，左侧地势较低。地表水资源较丰富，利于大规模体积压裂的开展。根据页岩气测井采集与评价技术管理规定(试行)-2015.2.26，该区块储层分类主要按照总有机碳含量、孔隙度、游离和吸附气量以及脆性指数4个方面进行评价，共分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ 3类储层。

平台共完钻6口水平井，水平井单井井身结构采用四开四完方式，按3口上行3口下行布井，水平段长度为1 500～1 900 m，Ⅰ类储层钻遇率90%～97%。

以提高施工成功率和改造效果为目的进行了平台压裂设计，该平台采用桥塞+分簇射孔联作分段压裂工艺以及大规模滑溜水体积压裂技术，设计排量12～14 m3/min、液量 1 800～2 000 m3、砂量 80～120 t。采用工厂化拉链式压裂施工［6］，先压裂下分支3口井，同时在上分支井中下入裂缝监测工具，实施井下裂缝监测。

2 压裂存在的问题

结合地质情况、现场施工压力变化及微地震解释结果，本平台施工压力受到以下几种情况影响。

2.1 储层非均质性强

(1)缝网压裂过程中存在明显未压开区域。在3口井采用“拉链式”压裂施工模式背景下，目的层形成大面积的多分支裂缝网络(图1中自西向东依次为6井、5井、4井)，4井与5井之间裂缝相互沟通密切，形成了成片的大面积裂缝网络，而5井与6井之间裂缝间连通较差(非均质性强)，面积较小，某些区域存在未能压开的现象［7］。

图1 3口井整体微地震事件监测图Fig.1 Overall microseismic event monitoring map of three wells

(2)3口井压裂改造总体积差异大。非均质性强的影响也体现在3口井人工压裂裂缝监测体积的差异上，从3口井压裂改造体积SRV对比看，如图2从左到右依次为6井、5井、4井，SRV分别为2 298.2×104、3 605.8×104、3 738.4×104m3，受到地层非均质的影响，裂缝SRV变化较大，6井压后裂缝体积较小。

(3)弹性模量变化大。从地层弹性模量看，平台上各井间弹性模量变化较大，各井间弹性模量差别可达 10 GPa(最大 28 GPa，最小 18 GPa，如图 3)，也证明了该平台储层非均质性强［8-9］。

图2 3口井改造总体积示意图Fig.2 Schematic total simulated reservoir volume of three wells

图3 3口井弹性模量属性图Fig.3 Attribute map of elastic modulus for three wells

2.2 个别层段人工裂缝不发育，人工裂缝在井筒周围聚集

受到地层弹性模量及天然裂缝的共同影响，个别段在施工过程中，裂缝无法有效向远端延伸(如图4)，仅能聚集在井筒附近，导致施工后期压力升高，加砂困难［10-11］。

图4 天然裂缝、弹性模量与人工裂缝发育情况对比Fig.4 Comparison of natural fracture,elasticity modulus and hydraulic fracture

2.3 形成的人工裂缝窄，形态单一

从图5可以看出，6井压裂裂缝波及宽度总体小于4、5井。微地震监测也显示该井裂缝整体呈单一主裂缝形态，分支裂缝很少。从这两方面限制了裂缝的尺寸和体积，进而导致了施工压力高，加砂困难［12-15］。

图5 3口井水力裂缝波及宽度对比图Fig.5 Hydraulic fracture wave and width comparison diagram of three wells

3 施工对策

针对本平台体积压裂实施过程中施工压力高、加砂困难等问题，在施工过程中采取了以下措施。

3.1 适时使用高黏液体

在以往对页岩气压裂的认识中，认为措施液体应该采用滑溜水类的低黏液体，提高水力裂缝的复杂程度，但是在一些天然裂缝发育程度高的层段上，低黏液体滤失大、“造缝”能力差等缺点显露出来，在图6中看出低黏液体携砂，施工压力突然上升，砂堵风险陡增，现场分析认为这是由滑溜水滤失过大造成的加砂困难，在停泵重新泵入交联冻胶后，增加近井地带水力裂缝宽度，降低砂堵风险，施工压力平稳，压力未出现明显升高，见表1。

从地震监测情况看(图6)，加高黏液体前，裂缝基本在井筒东侧近井地带延伸，且体积较小。加入高黏液体后，裂缝在井筒两侧均有较大范围的延伸，且裂缝长度和宽度均明显增大。

3.2 提高粉砂用量

在施工过程中，加入粉砂能够填充地层的微隙裂缝，降低施工液体滤失，提高压裂液造缝效率，从而达到提高裂缝体积的目的。常规设计：本平台在前期每段先加入25 m3左右70/140目粉砂支撑剂，再加入40/70目陶粒，该陶粒体积密度1.45 g/cm3，86 MPa闭合应力条件下破碎率5.6%。在某些段施工中，采用泵入双倍粉砂量的方式，确保了后期加砂平稳。从图7施工曲线上看，该段整体施工压力波动平稳，加入陶粒后压力略有上升，遂重新加入粉砂，施工压力趋于平稳，保证了加砂后期顺利完成施工。

图6 高黏液体加入前后施工曲线及微地震监测对比图Fig.6 Construction curve before and after the adding of high-viscosity liquid and microseismic monitoring comparison diagram

表1 压裂措施液体系性能对比Table 1 Property comparison of fracturing fluid systems

3.3 施工中期注酸

平台水平井钻进过程中，个别井段钻遇五峰组，该层位碳酸盐岩含量较高。对于此类层段，在加砂压力有所上升时，采取了泵注酸液的方法，降低储层破裂压力以及延伸压力，并在近井地带形成复杂的酸蚀孔隙，达到提高加砂规模的目的。

3.4 胶液粉陶段塞工艺

常规设计中通常采用滑溜水粉砂段塞工艺，针对3井前10余段加砂较困难的情况，现场对施工曲线分析后采用了胶液粉陶段塞工艺，通过冻胶携带低砂比的粉陶，充分打磨缝口，降低近井地带摩阻，堵塞微裂缝，提高了液体的造缝效率，从而达到了降低后期加砂难度的目的，也取得了非常好的应用效果。从该井最后加砂量统计分析可知，采用该工艺后，单段加砂量明显增加。

图7 施工曲线及加入粉砂后微地震事件点分散(红色)Fig.7 Construction curve and the of microseismic event point dispersion after the adding of silt (red)

4 结论与认识

(1)人工裂缝微地震实时监测在页岩气体积压裂中具有重要作用，通过现场实时数据的采集和分析，将现场施工中出现的难加砂情况与地层情况结合起来，对加砂困难有了更加明细的分类，而不再是笼统下结论“加砂困难”，也为现场进行针对性的参数调整提供了依据，例如缝口较窄的层段现场就必须提高高黏液体用量，增加胶液粉砂段塞数量，力求增加近井地带裂缝宽度。

(2)适时使用高黏液体、降低加砂浓度、增加粉砂比例、中期注酸、采用胶液粉陶段塞工艺等方式均能有效降低施工压力，降低加砂风险，确保加砂施工的顺利进行，形成了强非均质储层页岩气体积压裂配套技术，为后期同类型储层的页岩气水平井体积压裂施工提供了技术借鉴。