丰都区块B201-H1井压裂效果评价

张海杰 徐春碧 肖 晖 张雪梅 钟 铮

(1.重庆页岩气勘探开发有限责任公司， 重庆 401121； 2.重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331；3.四川科宏石油天然气工程有限公司， 重庆 400021)

B201-H1井为重庆页岩气勘探开发有限责任公司在丰都区块部署的一口页岩气水平井，主力层位为五峰-龙马溪组。该井完钻井深为3 950 m，水平段长1 653 m，分27段开展了分段压裂，压后试气效果较差。这是丰都区块的第一口页岩气井，无可借鉴的开采经验。为弄清该井的潜力和压裂及试气情况，特对该井压裂效果进行系统分析和评价。

对页岩气一般是采用体积压裂方式开采。采用体积压裂方式，将形成与常规压裂不同的复杂缝网，因而压裂效果的评价难度大大增加。目前，评价压裂效果的方法主要有裂缝监测法、产能评价法、经济评价法、模糊综合评价法等，应用较多的为裂缝监测法[1]。本次研究，结合储层可压性、施工数据、产剖测试和微地震监测结果等，对B201-H1井的压裂效果进行综合评价。

1 储层可压性分析

1.1 测井及录井解释

据测井解释，水平段长为1 653 m，I类储层厚度为1 055.2 m，钻遇率为63.8%。目的层厚度为32.3 m，含气量为2.2 m3t，总有机碳含量为3.0%，孔隙度为2.54%，渗透率为0.0105×10-3μm2，黏土含量为15.6%。据录井解释，气测异常段长度为976 m，气侵长度为676 m，共长1 652 m。其中，气侵占水平段长度的40.89%。

1.2 应力特征

根据三轴岩石力学参数测试，目的层岩石的杨氏模量为34.6 GPa，泊松比为0.182，抗压强度为306.3 MPa。三向主应力分布均为垂向应力居于两个水平主应力之间。龙马溪组的应力差异系数为0.36，最大水平应力与垂向应力的差值为4.4 MPa，垂向应力与最小水平应力的差值为10.86 MPa。五峰组的应力差异系数为0.38，最大水平应力与垂向应力的差值为5.27 MPa，垂向应力与最小水平应力的差值为10.86 MPa。B201-H1井的应力差异系数为0.37，形成复杂缝网的难度较大。

1.3 脆性指数

B201-H1井的页岩矿物组分，主要包括石英(占47.7%)、黏土(占28.2%)、斜长石(占7.7%)、白云石(占6.0%)、黄铁矿(占4.7%)和方解石(占4.5%)。按Jarvie提出的矿物脆性指数公式[2]计算，得到的平均脆性指数为54.8%。按Rick Rickman提出的利用静态杨氏模量和静态泊松比计算脆性指数的公式[3]，计算得到的该井页岩力学脆性指数为61.2%。总体来看，该井涉及页岩的脆性较强，有利于形成缝网。

1.4 天然裂缝特征

该井涉及的页岩储层以高角度缝为主，大部分被方解石充填。构造裂缝规模较大，一般长度在 10 cm以上，最长可达32 cm；裂缝宽度为0.5～25 mm。据成像测井解释，目的层没有高导缝，主要发育东西方向的高阻缝。其高阻缝主要以低角度缝和斜交缝存在，高度角裂缝较少。目标区发育构造缝和成岩收缩缝两种微裂缝，大部分微裂缝未被充填。微裂缝宽度小的只有几百纳米，大的有 3 mm。总体而言，目标区的微裂缝较少。

根据以上分析可知，B201-H1井涉及的页岩物质基础较差(总有机碳、孔隙度、渗透率、含气量)，应力差异系数较大，压力系数较低，天然裂缝发育一般，脆性较好。因此，这里的页岩储层形成复杂缝网的难度较大，可压性一般。

2 压裂效果评价

2.1 压裂施工情况分析

2.1.1 压裂工艺方面

B201-H1井的压裂，以扩大波及体积，形成复杂裂缝为目标，采用“大液量、大排量、大砂量、低黏度、小粒径、低砂比”的改造模式，实施速钻桥塞+分簇射孔分段压裂。全程使用滑溜水携砂，采用段塞加砂方式。支撑剂选用100目石英砂+4070目低密度陶粒组合方式。

B201-H1井采用低黏度(3 mPa·s)减阻水，在应力差异系数较高的情况下，有利于形成复杂裂缝，但难以降低滤失，使得该井滤失大、进砂难度大(压裂时出现了4段砂堵)，降低了压裂成功率。该井有效闭合压力较低，选用的70100目石英砂、4070目陶粒支撑剂能够满足破碎率要求，但70100目石英砂占比较高(20%)，缝口缺乏较大粒径支撑剂支撑，难以满足导流能力需求，影响了压裂效果。

2.1.2 压裂施工方面

该井共完成27段压裂施工，累计注入液量 51 480.71 m3，其中，滑溜水量48 448.71 m3，酸液量487 m3，线性胶量1 145 m3，交联液量1 400 m3；累计注入砂量1 782.42 t(1 222.78 m3)，其中，100目粉砂810.76 t(575.01 m3)，4070目陶粒971.66 t(647.77 m3)。有10个压裂段出现不同程度的施工压力异常，分别为第1、2、3、5、7、8、13、14、16、19段，分布在水平井靠B点区域及水平段中部区域，主要表现为加砂敏感、压力波动大、施工困难，出现4段砂堵。从施工曲线看，压力波动主要在陶粒阶段，压力异常段平均施工压力为70～80 MPa。

该井物质基础较差，但分段数较多(从认识储层角度看确有必要)，经济性不高；施工排量相对较低，多数压裂段排量不足13 m3min，在应力差异系数较大的情况下形成复杂裂缝的难度极大；单段加砂量较低(44 m3)，砂浓度明显偏低，最高砂浓度为180 kgm3。

结合微地震监测结果，将B201-H1井27段压裂施工曲线分为4种类型，见表1。

表1 B201-H1井施工曲线分类与储层改造体积(SRV)

2.2 产剖测试结果分析

2.2.1 试气返排情况

自钻塞结束开始，对B201-H1井进行了为期100 d的试气作业。由于地层压力偏低，排液困难，采用液氮气举助排。累计放空气量15 347.00 m3，累计净排地层液量5 995.30 m3。地层应排液量为50 853.18 m3，累计净排地层液量占地层应排液量的11.789%。由于无产能显示而未进行测试，试气结论为特低产气层。

2.2.2 压裂段产量占比

对B201-H1井采用气相非放射性示踪剂与动态产气剖面测试进行压后效果评价，定量评价页岩气井各层段的储层改造情况及对应各段的产气贡献。结果发现：(1)主要贡献段集中在水平段根部和趾部，第6、21、25段3段贡献产量合计占48.3%；(2)低产段主要集中在水平段中部，共14段，其贡献产能合计占17.4%；(3)中等贡献段共有10段，贡献产量合计占34.3%(见图1)。

图1 B201-H1井各压裂段累计产气量占比

2.2.3 产量影响因素

将产剖测试结果与储层物性、压裂施工参数进行综合对比分析。(1)从物性看，水平段趾部Ⅰ类储层占比最高，裂缝发育层段(第12、13、18、19、26段)产量相对较好，第25段为Ⅰ类储层产量最高解释。水平段中部物性最差，产量也相对为最低。(2)从工程参数来看，第1、2段、10～19段，微地震有疑似裂缝发育；第1～3、5～7、14～16和第19段，这10段压力异常，加砂困难，有4段砂堵，造成水平段前半部加砂规模明显低于后半段。另外，由于水平段下倾，AB点高差470 m，产量太低，井底积液，对趾部的产能可能有压制。因此，尽管趾部物性相对最好，但产量却低于水平段根部；水平段中部物性最差，加砂规模偏低，产量也最低。

2.3 微地震监测结果分析

在B201-H1井共27段的压裂过程中进行了地面微地震监测。以井口为中心布设10条测线，道间距分为20 m和50 m，共布设1 572道检波器，计录微地震事件734次。监测结果见表2。在B201-H1井，裂缝体的长度远高于邻区，裂缝体宽度和高度则远小于邻区，导致其裂缝长宽比远大于邻区。这说明该井裂缝的复杂程度相对较小，形成的裂缝体为狭长裂缝。B201-H1井的单段波及体积和总波及体积均高于邻区，但结合上一节对裂缝长宽高的分析来看，B201-H1井形成的裂缝为狭长缝，裂缝体内部复杂程度不够。由于裂缝较长，导致计算得到的SRV较大，但实际上页岩基质并未被“打碎”而形成了主缝，次生裂缝较少，页岩改造极不充分。因此，B201-H1井表现出“SRV大、缝网不发育、改造不充分”的特征。同时，缝高延伸受限，难以实现对纵向上页岩储层的改造。此外，据微地震解释，靠近B点及第10～19段区域有天然裂缝，导致人工裂缝下穿到下部层段。19～21段压裂裂缝纵向延伸超过300 m，甚至达到355 m，压穿下部水层，导致压后出水。

2.4 压后产量影响因素

图2所示为B201-H1井分段产量与改造规模(加砂量、压裂液量、段长)的关系。由此可见，压后产量与加砂量、压裂液量、段长的关系不大，大规模改造以及多分段压裂并未大幅提升压裂效果。

图3所示为B201-H1井分段产量与储层物质基础(含气量、总有机碳、孔隙度)的关系。压后产量与含气量、总有机碳、孔隙度呈正相关关系，尤其与总有机碳含量的相关性较好。这说明页岩气储层的物质基础是压裂效果的根本保障。

图4所示为B201-H1井分段产量与压后裂缝(脆性指数、长宽比、SRV)的关系。压后产量与脆性指数、长宽比、SRV的关系不大，这与页岩气开发原理相悖。原因在于该井压裂裂缝复杂程度不够，即便SRV足够，也难以释放产能。

表2 微地震监测结果

图2 B201-H1井分段产量与改造规模的关系

图3 B201-H1井分段产量与储层物质基础的关系

图4 B201-H1井分段产量与压后裂缝的关系

2.5.1 综合评价

(1) B201-H1井涉及的页岩力学脆性较好，而影响页岩气压裂效果的物质基础(TOC、孔隙度、渗透率、含气量)和应力差异系数、压力系数均较低，这对压裂方法的实施极为不利。

(2) B201-H1井涉及储层的裂缝发育，压裂时滤失量较大，造缝困难，导流能力较低。高角度裂缝发育，存在未知水层，压裂时缝高失控，压后出现大量地层水。

(3) 地层供给能力不足，地层水进入裂缝和井筒，导致天然气难以进入裂缝和井筒。井筒和裂缝中液体长期滞留，返排速度较慢，天然气难以排出。

(4) B201-H1井应力差异系数大，难以形成复杂裂缝网络。支撑剂粒径小、加砂量低，导流能力不足。无法实现体积压裂目的，也难以实现常规造长缝、高导流裂缝的目的。

(5) 储层物性不及邻区，但从钻测录井结果和试油产气情况看，B201-H1井仍具有较好开发潜力。通过进一步识别裂缝、优化压裂设计，有望获得较好压裂效果。

2.5.2 建议

(1) 加强断层和裂缝识别工作，特别是要弄清高角度裂缝发育情况，可避开高角度裂缝压裂，或者添加封堵剂堵缝。

(2) 加强水体识别，弄清出水来源，避免压穿水层。

(3) 无法实现复杂缝网压裂，则应以造长缝、高导流裂缝压裂为主，兼顾复杂裂缝压裂。可通过添加降滤失剂、提高施工排量、适当提高压裂液黏度、提高中等粒径支撑剂占比等方式，提高裂缝有效性。

(4) 排液时以“尽快带液、早日求产”为原则，选择由大到小的油嘴返排，辅以气举、机抽等强排方式加强返排。

(5) 进一步开展区块页岩气压裂液、压裂参数和试油工艺参数优化研究。

3 结 语

B201-H1井目的层应力差极大、裂缝发育、存在水体，压裂难度极大，难以造复杂缝网。在该井开展的多段数分段压裂，是对“非典型页岩气”开采的一次有益的尝试。总体来讲，本次压裂施工基本达到了认识储层的目的。

B201-H1井多段缝高失控，造缝和加砂困难，压裂后的裂缝长宽比较大，形成长而窄的裂缝。该井压后产气量低，主要原因在于储层物性差、地层压力偏低，而压裂裂缝复杂程度不够、导流能力较低，同时沟通水层、返排速度慢，这些也是导致压后产气量低的重要因素。