长宁地区石英砂替代陶粒先导性试验及效果评价

周小金, 段永刚, 朱 愚, 阳 星, 苑术生, 王虎军， 刘俊辰

(1西南石油大学石油与天然气工程学院 2中国石油西南油气田公司页岩气研究院3页岩气评价与开采四川省重点实验室 4中国石油西南油气田公司重庆气矿5 西南油气田公司工程技术处 6 玉门油田分公司油田作业公司7中国石油西南油气田公司四川页岩气勘探开发有限责任公司)

中国页岩气分布非常广泛，四川盆地页岩气估算总资源量近40×1012m3，开发潜力巨大[1]。页岩储层物性差，孔隙度低，渗透率极低，水平井分段压裂成为页岩气开发的关键技术[2-3]。经过多轮技术攻关，国内定型了埋深3 500 m以浅的页岩气压裂主体工艺：低黏滑溜水、70/140目石英砂+40/70目陶粒组合支撑剂、大排量、大液量、大砂量。长宁地区目前70/140目石英砂使用比例一般不超过30%，W204井区因储层埋藏深，加砂难度大，70/140目石英砂比例近40%。

2014年国际油价断崖式下跌以来，北美页岩气开发作业者为降低作业成本，大幅提高石英砂使用比例。美国压裂用石英砂使用占比由2012年的80%提高至2017年的95%，而覆膜砂、陶粒由10%分别降低至2%、3%[4]。部分地区甚至将石英砂使用比例提高至100%。北美页岩气井大幅提高支撑剂加量，改善支撑裂缝导流能力。

因此，结合川南页岩储层地质特征，在确保压裂效果的前提下进一步探索降本新途径，开展石英砂替代陶粒压裂方案论证及先导性试验具有重要的现实意义，为川南页岩气实现高效低成本开发提供了新的选择。

一、国内外压裂用石英砂使用现状

1. 美国石英砂使用现状

目前美国压裂用支撑剂分为三类：陶粒、覆膜砂、石英砂。因石英砂相比陶粒与覆膜砂具有显著的成本优势，2014年国际油价大幅下跌以来，美国石英砂使用比例得以大幅提高，绝大多数区块使用比例超过90%。据国际机构预测，在未来一段时间内，石英砂在全球压裂支撑剂的市场份额将会超过60%[5]。

2. 川南页岩气井压裂用石英砂使用现状

川南页岩气井压裂主体采用70/140目石英砂与40/70目陶粒组合支撑剂，70/140目石英砂主要用于打磨射孔孔眼与封堵细微裂缝，40/70目陶粒主要用于对裂缝的支撑，维持支撑裂缝的高导流能力。因此，川南页岩气井压裂用70/140目石英砂比例一般不超过25%。现场作业期间常因40/70目陶粒加入难度大而被动提高70/140目石英砂用量，但国内页岩气井压裂用石英砂比例明显低于北美，以长宁-威远国家级页岩气示范区为例，N201、W202、W204井区井石英砂使用比例分别为20.62%、32.67%、41.07%(如图1)。

图1 长宁-威远页岩气示范区支撑剂使用情况

二、长宁地区石英砂替代陶粒压裂工艺可行性论证

1. 页岩气井生产所需最低裂缝导流能力确定

通过前期岩心测试，长宁区块五峰组-龙马溪组页岩基质渗透率较低，介于(2.36 ～1250)×10-6mD之间，平均渗透率为251.26×10-6mD。以长宁地区主体压裂参数(单段液量1 800 m3，单段支撑剂用量120 t，施工排量12 m3/min)为基础输入参数，开展裂缝导流能力优化。结果表明：裂缝导流能力为10～12 mD·m即可满足页岩气井正常生产(如图2)。针对特低渗页岩储层正常生产，无需特别高的支撑裂缝导流能力。

图2 不同基质渗透率条件下裂缝导流能力与2年累产关系

2. 室内石英砂导流能力测定

为评价石英砂长期导流能力，开展室内测定实验，结果表明，在闭合压力50 MPa条件下，铺砂浓度2.5 kg/m2的40/70目石英砂与铺砂浓度10 kg/m2的70/140目石英砂均可获得12 mD·m以上的长期导流能力(如图3)。因此，针对长宁地区页岩储层，具备开展石英砂替代陶粒的地质基础。

图3 压裂用石英砂长期导流能力实验测定曲线

图4 不同基质渗透率条件下支撑缝长与累产曲线

三、现场试验方案优化

1. 试验井优选

本次石英砂替代陶粒现场试验优选CNX1-3井为试验井，其各项地质、工程参数与邻井CNX1-4井相当(如表1)，便于开展效果对比。

2. 支撑裂缝长度优化

针对长宁地区页岩储层基质渗透率为(2.36～1 250)×10-6mD，开展不同基质渗透率条件下支撑裂缝半长与累计产量的关系研究，数值模拟显示当支撑裂缝半长大于120 m后，累计产量增幅放缓(如图4)，故以支撑裂缝半长120 m为最优。

3. 支撑剂规模优化

针对长宁地区储层，以目前单段主体压裂液用量1 800 m3为基础条件，开展不同支撑剂用量(120 t；140 t；160 t；180 t)下的累计产量对比，如图5所示。当单段支撑剂加量为160 t时，技术经济指标最优。

表1 CNX1-3、4井基础参数对比

图5 单段支撑剂不同加量条件下气井累产曲线

4. 压裂液规模优化

当单段支撑剂加量为160 t时，开展压裂液规模优化，通过6种方案(1200 m3；1400 m3；1600 m3；1800 m3；2000 m3；2200 m3)结果对比，累计产量随压裂液总量增加不断增加，但当超过1 800 m3以后，累计产量增幅明显变缓(如图6)。同时，方便与前期实施井开展效果对比，单段压裂液规模为1 800 m3。

图6 单段压裂液不同用量条件下气井累产曲线

5. 不同粒径支撑剂组合比例优选

70/140目支撑剂因其粒径较小，更易进入细微裂缝，砂堵风险较40/70目支撑剂小，但小粒径支撑剂导流能力更低，为达到施工难度与导流能力的平衡，开展不同粒径支撑剂组合比例优选(70/140目∶40/70目=0∶1；3∶7；4∶6；5∶5；6∶4；7∶3；8∶2；9∶1；19∶1；1∶0)。数值模拟结果表明，组合支撑剂效果优于全部采用70/140目石英砂(如图7)。考虑逐步推动现场试验及石英砂破碎、嵌入对导流能力的影响，推荐70/140目占比70%为最终方案。

图7 单段不同支撑剂占比例条件下气井累产曲线

四、现场实施效果分析

CNX1-3井石英砂替代陶粒现场试验实施期间，套管变形严重，设计压裂23段，实际压裂18段，设计压裂段长1 551.5 m，实际压裂段长1 217 m。

在地质工程条件相当的条件下，CNX1-3井全部采用石英砂，CNX1-4井采用常规压裂工艺。因套管变形，CNX1-3井丢5段，丢334.5 m，该井实际压裂段数、段长明显低于CNX1-4井(如表2)。

同等测试制度条件下，CNX1-3井测试井口压力18.24 MPa，测试产量40.01×104m3/d；CNX1-4井测试井口压力17.23 MPa，测试产量30.55×104m3/d。CNX1-3井测试产量较CNX1-4井提高31%。若按照改造段长1 500 m进行折算，CNX1-3井测试产量较CNX1-4井提高67%。如表3所示，CNX1-3井焖井时间、见气时间更短，且CNX1-3、4井平均单位压降测试产量分别为3.4×104m3/(MPa·d)、1.93×104m3/(MPa·d)，可见CNX1-3井采用石英砂替代陶粒未出现支撑裂缝导流能力低、渗流阻力大而影响气井生产的情况，石英砂替代陶粒在长宁地区技术可行。

表2 CNX1-3、CNX1-4井施工参数统计表

表3 CNX1-3、CNX1-4井排采参数统计表

在压裂成本方面，目前石英砂单价较陶粒低约1 000元/吨，单段160 t石英砂较30 t石英砂+90 t陶粒成本可节约5.8万元，以单井压裂段长1 500 m，压裂25段测算，单井支撑剂物料成本可节约145万元，石英砂替代陶粒压裂工艺在经济上可行。

五、认识与建议

数值模拟表明长宁地区页岩气井生产所需最低裂缝导流能力介于10～12 mD·m之间，室内导流能力测定结果显示全井采用石英砂可满足页岩气井正常生产。

单段1 800 m3压裂液，160 t支撑剂，70/140目占比70%，全程石英砂压裂实施后，试验井折算1 500 m改造段长测试产量提高67%，单井折算1 500 m改造段长支撑剂成本降低约145万元，降本增效显著，新工艺技术经济可行。

建议后期加大在长宁地区的石英砂替代陶粒压裂工艺试验力度，力争早日应用推广，全力支撑川南页岩气高效低成本开发。