降低深层页岩气井压裂施工压力技术探讨

王海涛 ，仲冠宇 ，卫然 ，左罗

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京100101；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

0 引言

国内深层页岩气资源量丰富，仅焦石坝南部、丁山、威远、永川等区域深层页岩气（埋深大于3 500 m）资源量就达 7×1011m3［1-2］。 自 2013 年以来，中国石化先后开展了多口深层页岩气井压裂先导试验，最深页岩气井垂深达4 627 m，在地质、钻完井及压裂工艺技术上获得了重要突破［3-7］。

与目前四川盆地已投入商业开发的3 500 m以浅的页岩气相比，随着埋深增加，深层页岩脆性指数、弹性模量、泊松比、水平应力降低，天然裂缝开启压力、闭合压力和破裂压力均明显增加［8-9］，导致了压裂泵压的上升（85～113 MPa），施工压力窗口极窄。高施工压力条件下加砂困难，提净压受限，进而导致复杂缝占比低（20%～30%），导流能力和改造体积有限。因此，不少深层页岩气井产量低，递减快，达不到商业开发要求，产量小于 5×104m3/d，半年递减 50%以上［10-25］。

由此可见，制约深层页岩气压裂改造效果的首要问题在于如何有效降低施工压力，为压裂工艺的实施提供足够的压力窗口，从而为合理提高排量、增加压裂液黏度、提升净压力、增大缝宽和导流能力等各项工艺措施创造条件。针对此问题，本文分析了深层页岩气井压裂施工高压的形成机制及主控因素，在此基础上，进一步提出了相应的降压措施，从而为深层页岩气层的高效改造提供技术参考。

1 深层页岩高压裂施工压力原因

1.1 岩石非线性变形的影响

采用川东南某深层页岩气井实际岩心，开展了不同围压下的单轴压缩实验（见图1）。

图1 不同围压下单轴压缩应力与应变的关系

首先，随着围压的增加，岩石开始出现部分塑性变形；然后，保持有效围压40 MPa，将系统加热至140℃。对比常温和高温下岩石受压缩状态的应力-应变结果发现：常温下达到峰值压力时，页岩瞬间破坏，显现劈裂多缝特征，残余应力高；高温下达到峰值压力前的塑性变形持续显现，剪切缝破坏显著，裂缝面单一（见图2），残余应力低。

图2 常温及140℃条件下单轴压缩实验前后岩心照片

实验现象表明，高温、高围压地层条件下的页岩以非线性变形特征为主，即线弹性模量随应变增加不断减小［11］。本文分别模拟了线弹性变形和非线性变形2种条件下射孔套管起裂的应力场特征（见图3）。结果表明：页岩非线性变形条件下井壁受张应力作用区域比线弹性模型明显要小，张应力最大值比线弹性模型小近30%，造成较高的起裂压力。由此可见，深层页岩在高温、高围压下的非线性变形导致破裂压力升高，这是造成压裂施工压力高、缝宽窄的重要原因。

图3 不同变形条件下井壁岩石张应力云图

1.2 岩石力学参数变化的影响

根据Duncan非线性本构模型，任一应力（σ1，σ3）的切线弹性模量和泊松比的计算式［11］为

式中：Et为切线弹性模量，MPa；pa为大气压，MPa；K，n，Rf分别为材料不同的常数；G，F，D分别为实验的不同常数 （由对页岩力学实验测试数据拟合得到）；φ为内摩擦角，（°）；C 为黏聚力，MPa；σ1为最小主应力，MPa；σ3为围压，MPa；νt为切线泊松比。

根据式（1）和式（2）分别计算了围压为 0，30 MPa时4口深层页岩气井目的层页岩的弹性模量和泊松比（见图4）。 WY1，YY1，DY2，NY1 井目的层垂深分别为3 621，3 988，4 417，4 627 m。

由图4可以看出，考虑围压条件下的弹性模量和泊松比都有不同程度增加，随着不同区块页岩埋深的增加，泊松比提高幅度为1.7%～39.8%，塑性明显增强。由此可见，高围压下页岩弹性模量的增加意味着缝宽的减小［14］。 根据天然裂缝开启压裂计算式（式（3））［15］，泊松比增加，则天然裂缝开启临界净压力（pI）增加，这就要更高的压裂泵压输出，以满足裂缝的张开和延伸。这也是深层页岩施工压力高的原因之一。

图4 考虑围压条件的弹性模量和泊松比

式中：σmax为最大水平主应力，MPa；σmin为最小水平主应力，MPa；ν 为泊松比。

1.3 地应力参数变化的影响

由于地质构造、板块运动、地震活动等地壳动力学方面的原因所附加的构造应力作用，使得原地应力呈现各向异性特征。比如焦石坝南部和丁山区块深层页岩，受到齐岳山断裂自南东向—北西向强烈逆冲，垂直主应力σv和2个水平主应力（σH，σh）之间的关系通常表现为走滑地应力类型（σH＞σv＞σh）。 局部构造内，构造挤压作用越强烈，2个水平应力越接近，则越容易形成T形缝或由垂直缝向水平缝过渡的形态。此时，在压裂施工初期（前置液不加砂阶段），表现为缝内憋压，施工压力随排量提升而急剧上升，破裂点不明显；到裂缝延伸突破原始裂缝或微小断层后，压力才有所下降。

1.4 水平井筒方位的影响

理想情况下，水平井轨迹一般沿最小水平主应力方向钻进，那么压裂后容易形成与水平井筒垂直的横切缝。根据文献［16］提供的DY2HF井基础资料，通过有限元方法模拟了井筒与最小水平主应力不同夹角下裂缝起裂规律。结果表明：尽管井筒轴线与最小水平主应力方向一致时会产生与井筒轴线方向垂直的裂缝面，但所对应的破裂压力也相对较高（见图5），这也是引起较高施工压力的重要原因。

图5 井筒与最小水平主应力不同夹角对应的破裂压力

1.5 射孔参数的影响

施工压力与射孔密度、射孔穿透深度呈负相关关系。孔密和孔眼穿深的增加，相应增大了压裂液向地层的渗滤面积，孔周孔隙压力增大，使张应力作用增大，因而有利于裂缝在射孔根部起裂后沿孔轴方向扩张，降低破裂压力。深层页岩气井中，页岩强度、围压与中深层相比明显增大，该条件下射孔孔径、穿深与中深层相比明显减小［17］，因此，近井壁岩石破坏难度增大，破裂压力增加。

1.6 压裂液黏度的影响

压裂液黏度对施工压力存在一定的影响。根据文献［16］提供的DY2HF井基础资料，在有限元模型中，通过改变渗透系数来分析压裂液黏度对起裂压力的影响。计算结果表明：随着压裂液黏度增大，起裂压力增大趋势明显；压裂液黏度小于150 mPa·s时，黏度每增加50 mPa·s，起裂压力增加6～7 MPa；压裂液黏度从150 mPa·s增至 200 mPa·s， 破裂压力增加约 15 MPa（见图6）。这是由于低黏液体在页岩中渗透性更好，更容易渗滤至微裂缝、天然裂缝中而增大孔隙压力，使张应力作用增大，从而降低破裂压力。现场深页岩气井压裂（深度4 000 m），通常在前置液造缝阶段采用高黏滑溜水、胶液等高黏压裂液，导致初期施工压力较高。

图6 不同压裂液黏度对应的破裂压力

2 降低施工压力的技术对策

2.1 优选深穿透定面射孔或多簇深穿透等孔径射孔

研究及现场应用表明，采用传统60°相位角螺旋式射孔方式往往无法避免近井弯曲摩阻［18-20］。在地层倾角较大且水平井筒与最小水平主应力夹角大于30°时，近井裂缝弯曲摩阻明显增加，会引起异常高的施工压力；因此，可以采用深穿透定面射孔来减小弯曲摩阻。定面射孔较传统螺旋射孔总摩阻系数能降低约60%，其中近井摩阻系数降低75%。

定面射孔器射孔在套管同一扇面上形成多个孔眼应力集中带，产生的应力最大。这样岩石越容易破裂，所需要的施工泵压就越小。同时，在相同改造半径内，定面射孔产生的诱导应力也高于螺旋射孔（见图7），这可为后续缝网改造创造条件。

图7 不同射孔方式及净压力下诱导应力随改造半径的分布

页岩气井压裂现场实际应用中，定面射孔较传统螺旋式射孔，水力裂缝起裂压力可降低3～5 MPa，但较传统螺旋式射孔引起的套管承压能力有所降低 （见表1）。在具体应用时，可通过降低定面射孔孔径或者控制射孔间夹角在30°～60°，这样就可达到与螺旋射孔相当的套管强度。

表1 套管开孔后挤毁强度性能计算结果

页岩气井压裂还可采用多簇深穿透等孔径射孔技术（孔径大于9.5 mm，穿深大于或等于800 mm），目的是减小无效孔眼占比，降低孔径分布不均造成的孔眼非均匀集中进液程度，实现降低深层页岩裂缝初始起裂压力。

压裂现场实际应用中，深穿透等孔径射孔技术较传统螺旋式射孔施工破裂压力降低6～8 MPa，泵砂施工压力可降低4～6 MPa。在遇到井轨迹穿行不同小层界面且不可避免划分为同一压裂段的情况时，可采取定向向下或向上多簇深穿透等孔径射孔，这也可一定程度上降低施工压力。

2.2 优化预处理酸液类型及注酸工艺

酸对页岩力学性质的影响主要表现为使其强度降低，对变形特征影响不是很大。这一影响将有利于降低岩石的破裂压力。

目前国内90%以上的页岩气井在压裂过程中都要进行全井段酸预处理，以降低初始起裂压力。大多预处理酸液类型以质量分数10%～15%的盐酸为主，且各区块酸降压效果差距较大。焦石坝、丁山区块部分页岩气井酸降压效果统计发现（见图8），酸降压力随页岩埋深的增加呈降低趋势，个别深层页岩气井全井压裂施工酸降压效果非常有限，甚至观测不到明显的酸降压力［21］。因此，需要进一步优化预处理酸液配方，对于黏土体积分数大（大于40%）的页岩，建议采用15%HCl＋1.5%HF，注酸方式可在目前单一前置预处理酸基础上增加中间交替注酸施工环节。

图8 焦石坝及丁山区块不同页岩埋深对应的酸降压效果

在采用酸液进行预处理时，由于井筒中灌满了清水或滑溜水，在替酸过程中，清水更容易渗滤至靠近A靶点的射孔簇而引导酸液渗滤至其中，此时，靠近B靶点的射孔簇很难进行有效的酸预处理。对此，一方面，可通过增加主体酸、优化酸液用量，直接提高预处理酸规模；另一方面，在施工时，替酸排量一般为4～6 m3/min，等酸到达靠近跟部的第1簇射孔位置后，再将排量降低至2～3 m3/min，以增加酸岩接触时间和酸压降效果，等进入第1簇孔眼的酸量达8～10 m3后，再将排量提高到6～7 m3/min，以确保剩余的酸液进入其他射孔簇，从而保证所有射孔簇均得到有效酸预处理。

2.3 降压-促缝-稳压一体化施工工艺参数

研究发现，压裂液排量对复杂缝网的形成有较大影响。早期前置液阶段排量提升过快且高排量，使得水力裂缝直接穿过原生天然裂缝，造成低破裂压力射孔簇产生优势起裂延伸，加剧段内多簇裂缝扩展的非均衡特征，以致于先压开缝对相邻缝诱导应力作用增强而使得其破裂压力也相应增加，施工难度加大［22］。考虑到深层页岩本身缝网形成难度较大，应尽可能利用好天然裂缝。压裂设计施工时，采用中、低排量有利于打开原生天然裂缝，同时还利于提高簇间裂缝延伸的均匀性。现场施工条件允许的情况下，可采取脉冲升排量模式+适当低排量，以促进缝网的形成。整个设计施工应当围绕“降压-促缝-稳压”这一目标。

1）采用低滤失变黏度滑溜水进行扩缝。这有效增大了裂缝波及范围内的孔隙压力，同时利用了裂缝前缘水化作用，降低了深部地层岩石强度，起到了降压促缝的作用。

2）采用140～200目支撑剂进行前置液超前加砂。一方面，可以提高井筒静液柱压力，有利于降低井口施工压力；另一方面，高排量下细粉砂呈悬浮状态，更容易向地层深部和早期微小尺度裂缝内运移，起到降滤、打磨和支撑作用，减少弯曲裂缝、多裂缝等复杂情况，降低近井壁弯曲摩阻，避免天然裂缝过早开启而影响主裂缝延伸能力。同时，还可在一定程度上防止小微缝闭合，进一步提高主-支缝的连通性（见图9）。

图9 不同加细粉砂时机下分支缝充填程度

3）主支撑剂加砂阶段，采用稳步小台阶升排量（每个加砂阶段中顶液期，排量按照0.2～0.5 m3/min进行逐步提升）下的近线性加砂技术。排量总体逐段上升有利于保持缝内净压力，支撑剂以低砂比长段塞方式注入有利于在裂缝中呈连续铺置且砂体积比稳步提升，避免阶梯式加砂体积比快速变化而导致压力变化幅度过大而引起砂堵超压的可能性。

2.4 其他配套降压措施

1）优化钻井轨迹设计，尽可能减小井筒方位与最小水平主应力夹角。水平井偏离最小水平主应力方向以不超过40°为宜，以减少裂缝起裂过程中发生扭曲而增加近井弯曲摩阻，避免影响施工压力。异常高压地层考虑连续油管喷砂射孔，降低起裂压力。低排量循环脉冲注入方式对页岩层实施“软压裂”，以降低初始起裂压力。

2）采用耐高温、高密度的高降阻加重压裂液体系，增加静液柱压力，降低井口压力。

3）采用多簇极限限流射孔，提高裂缝均衡起裂与扩展，避免局部优势射孔簇过度改造导致诱导应力分布差异大而增加起裂压力。

4）尝试选用φ177.8 mm套管完井，降低沿程摩阻。

3 现场实例

DY4HF井位于四川盆地东南部，埋深超过4 000 m，是典型的深层页岩气井。前期在相邻的深层页岩气井DY2HF井中采用常规页岩气井工艺，出现了施工压力窗口窄、砂比敏感的情况，其压裂难度极大。针对高施工压力的技术难题，DY4HF井采用了多套降低施工压力的工艺措施：1）射孔时采用了大孔径深穿透射孔工艺（孔径大于或等于13.9 mm）；2）优化了酸液配方，单段酸液用量增加5～10 m3，采用变排量注酸工艺，促进了多射孔簇酸预处理的均匀程度；3）优选高降阻、耐温压裂液；4）适当减小前置胶液用量，同时采用超前加粉砂压裂工艺，降低了因滤失引起高施工压力的同时，保证了小尺度裂缝的充填；5）加砂方式由前期低砂比短段塞转变为低砂比阶梯长段塞+中高砂比中等规模段塞。

采用上述措施后，施工难度大幅降低，在110 MPa施工限压下，排量达15～17 m3/min，压力为96～106 MPa，整井累计注入压裂液量为42 070 m3，砂量为1 210 m3，设计符合率达96%。压后获得20.56×104m3/d的测试产量。与邻井DY2HF井相比，施工效果明显改善，单段加砂量提高1.6倍，综合砂液比提高近1.7倍，测试产量提高51.4%。

4 结论

1）从深层页岩气钻完井-压裂一体化设计的角度出发，在钻井方案设计时应当考虑井轨迹着陆位置、完井方式等对后期压裂改造的影响，包括不同井斜角及方位角下地层破裂压力的预测、不同完井方式及完井井眼尺寸下压裂施工井口压力的预测。

2）从压裂地质评价-工程设计一体化角度出发，在进行压裂方案与工艺参数优化之前，就要考虑水平井穿行轨迹对应的岩石物理及力学性质对起裂压力的影响；在精细分层、分段、分簇综合可压性评价的基础上，再围绕降低施工压力的核心，进行射孔方式及参数优化、压裂工艺及参数设计、压裂工作液及支撑剂优选等针对性设计工作。

3）从压裂施工-后评估一体化角度出发，在压裂施工过程中，利用好微注诊断测试、小型压裂测试及相邻井/段压裂施工数据等资料分析反演结果，实时调整酸预处理注入方式、前置液造缝方式、主压裂加砂方式等；再结合实际应用降压效果，进行工艺适应性后评估，形成学习-改进的闭环系统，以形成有针对性的综合降低深层页岩气井压裂施工压力的现场实施与控制技术。