威荣深层页岩气体积压裂工艺研究及应用

林永茂，王兴文，刘 斌

(中石化西南油气分公司石油工程技术研究院)

国内外普遍认为埋深超过3 500m的页岩气为深层页岩气，由于其埋深导致的压裂施工难度及成本远大于浅层页岩气，使得深层页岩气未实现工业化开发。中石化威荣页岩气田埋深3 600～3 900 m，纵向上发育9套页岩气储层，优质页岩储层为1～5号层，厚度35.5～46.6 m，储层孔隙度为4%～6.6%，TOC为2.2%～4.0%，Ro为2.0%～2.6%，含气量为2.56～4.88 t/m3，地压系数为1.9 MPa/m3左右。与邻区及焦石坝等投入开发的页岩气区块对比，该区的基本地质条件与之相当，但储层埋深导致人工裂缝复杂程度低、缝长短、支撑裂缝有效性差，使得控制储量较低，无法实现商业突破[1-5]。

针对该区块改造难点，以控近扩远、提高裂缝复杂性、有效性和分簇改造充分性为主体思路，配套针对性工艺技术措施，并在WY23-1HF等5口井中应用成功，实现了商业突破，为威荣页岩气田的开发打下了坚实的技术基础。

一、威荣深层页岩气田工程地质特征

1.岩性特征

通过岩心室内实验分析，脆性矿物含量较高，介于55%～70%(表1)，与W204井区相当，但其碳酸盐含量远高于邻区。

表1 威荣深层脆性矿物组成

表2 威荣深层页岩气岩石力学参数

2.力学特征

杨氏模量、泊松比、抗拉强度及三轴应力测试结果显示(表2)，力学脆性指数为0.38～0.46，应力差异系数为0.08～0.12，与邻区W204井区相当，但其最小水平主应力的绝对值高达80 MPa以上，应力差最大为16 MPa，意味着其施工难度及形成复杂缝网的难度远高于浅层页岩气[6-8]。

3.裂缝特征

通过岩心观察及测井解释，威荣深层页岩天然裂缝较发育，WY23-1井和WY29-1井页理均发育，裂缝分别为138条和83条，平缝为主，立、斜缝分别为17条和23条，见表3。

表3 WY23-1及WY29-1井岩心观察裂缝情况

二、威荣深层页岩气体积压裂工艺技术研究

1.深层页岩气压裂改造难点

(1)储层两向应力差大，难以形成复杂缝网。威荣页岩气两向应力差异系数为0.08～0.12，虽然不大，但其绝对值相差较大，为6.7～16 MPa，打碎储层形成复杂缝网的难度相对较大。

(2)受装备能力限制，提高净压力手段有限。威荣页岩气储层停泵压力在64～69 MPa之间，限压95 MPa下施工排量最高可提升至15～16 m3/min。采用瞬时停泵方法测定不同施工排量下、不同液体的井底压力变化，以推断净压力变化情况，现场测试表明，排量由8 m3/min提高至15 m3/min，胶液比降阻水净压力仅高2.14 MPa，主要是由于部分井区近井带天然裂缝相对发育，净压力保持困难。通过提高排量及压裂液黏度等措施提高缝内净压力难度大[9-10]。

(3)水平层理发育，加砂难度大。储层水平层理发育、垂向应力居中，形成水平裂缝的可能性较大，导致压裂施工时压裂液滤失大、缝宽窄，最终造成“进液不进砂”，加砂难度异常大。WY1HF井第6段施工时，在砂比仅6%时即发生砂堵。

2.深层页岩气压裂工艺技术

(1)射孔段长度优化。较短的射孔段长有利于保证多簇射孔中每个射孔段的均匀进液、减少近井多裂缝。但射孔段长的减少也不是无限的，射孔段长度减少太多会导致孔眼摩阻增加，使得施工排量无法满足施工要求。因此在现场试验的基础上，射孔段长度由每段3 m减少到每段1.8 m，在不影响施工排量的同时利用限流压裂原理，保证每个射孔段的均匀进液。

(2)变排量+多级粒径段塞工艺。在施工初期，为控制多裂缝起裂保证主裂缝的有效延伸，采用变排量+多级粒径段塞，在不同阶段采用不同排量，同时加入不同粒径的陶粒，分别填充在不同宽度的人工裂缝内部。既可打磨近井裂缝复杂地带，控制多裂缝利于主裂缝的形成，又可降低储层的滤失，提高压裂液效率。排量、粒径大小及粒径级数可根据测试压裂解释结果及天然裂缝开启情况确定。

(3)超高压、大排量工艺。采用国产配套140 MPa施工设备提高施工排量，在120 MPa限压下可将排量提高至20 m3/min，以此提高裂缝内的净压力，增加形成复杂缝网的可能性。

(4)缝口暂堵转向压裂技术。采用暂堵球对单段多簇射孔井段已压裂段进行封堵，通过分流作用实现各射孔段的均匀充分改造，提高各射孔簇改造的有效性。

3.施工参数优化

(1)人工裂缝导流能力优化。以数值模拟为基础，计算不同导流能力下的日产量及单井累计产量，以获得最大产量为目标优化该储层所需的人工裂缝导流能力。计算结果显示产量随导流能力增加而增大，导流能力大于2 D·cm时累产量递增减缓，见图1。综合考虑推荐最优导流能力为2 D·cm,以此为基础优化单段加砂规模为65 m3。

图1 不同导流能力的累计产量

(2)液量优化。以数值模拟为基础，计算不同半缝长的日产量及单井累计产量，以获得最大产量为目标优化该储层所需的人工裂长度。结果显示产量随缝长增加而增大，缝长大于260 m累产量递增减缓，见图2。综合考虑推荐最优半缝长为260 m。以此为基础优化单段液体规模为1 800～1 900 m3。

三、现场应用情况及评价

1.总体应用及测试情况

形成的威荣深层页岩气体积压裂技术已完成5口井施工(表4)，施工成功率100%，单井最大加砂规模1 428 m3、单井最大液量48 020 m3，其中WY23-1HF井及WY29-1HF中，压后测试产量分别为26.01×104m3/d(35.4 MPa)、23.80×104m3/d(22.2MPa)，取得了威荣深层页岩气商业开发突破。

图2 不同半缝长的日产量及累计产量

表4 威荣页岩气已压裂井情况

2.压后评价分析

(1)G函数分析对裂缝复杂性评价。对WY23-1HF及WY29-1HF井进行G函数分析。结果表明两口井均形成了“主缝+分支缝+天然裂缝”的复杂裂缝形态，达到了体积压裂的目的。

(2)裂缝改造体积。采用地面微地震裂缝监测对WY23-1HF井改造体积计算，总改造体积为6 570×104m3。监测结果显示本井形成了较为复杂的体积裂缝，且裂缝的走向受天然裂缝影响较大。

(3)大排量对裂缝复杂性及改造体积影响。测试压裂解释结果表明在排量大于15 m3/min后，净压力得到较大的提升，见图3。G函数显示，随着排量的增加G函数波动次数增加明显，对于提高裂缝复杂程度及改造体积有较大的影响，见图4。

四、结论

(1)室内实验及岩心分析表明，威荣深层页岩储层脆性矿物及力学脆性指数较高，达到0.6左右，天然裂缝发育，具备形成缝网的地质基础，但两向应力差值在6～16 MPa之间，对于提高裂缝复杂程度难度较大。

(2)深层页岩气体积压裂的关键在于提高形成的人工裂缝的有效改造体积，针对不同的储层特征应采取增加缝长、提高裂缝导流能力等措施。

(3)形成的针对威荣页岩气的“变排量+密集段塞+连续加砂”工艺成功应用于WY23-1HF及WY29-1HF井，压后测试产量分别为26.01×104m3/d(35.4 MPa)、23.80×104m3/d(22.2 MPa)，取得了威荣深层页岩气商业开发突破。

图3 排量对净压力的影响

图4 排量对裂缝复杂程度的影响