密切割分段压裂技术在CN区块的应用

于洋(中石化中原石油工程公司井下特种作业公司，河南 濮阳 457001)

0 引言

CN区块页岩气采用水平井+体积压裂模式开发取得了良好的效果，但还存在压裂改造效果不理想、压后产量偏低且递减快，开发成本高等问题，前期水平井水平段长800～1 500 m，单井压裂 15～25 段，主体采用速钻桥塞分段压裂工艺，单段簇数2～3簇，压裂排量12～15 m³/min，加砂强度0.9～1.7 t/m，进液强度15～30 m³/m。经过长期生产实践发现该区块页岩气水平井大规模开发仍存在以下问题：(1)大部分井初期产量不够高，同时产量递减较快；(2)水平井长度不断增加，主体段长由前期的800～1 500 m增加为目前的1 500～2 500 m，最长达到3 035 m。

在充分借鉴北美页岩气新一代体积压裂理念和工艺技术，以提高裂缝复杂程度和裂缝导流能力为核心的理论基础上[1]，研究出了适合CN地区非常规页岩气的以增加改造段数、增加改造簇数、提高加砂强度的密切割体积压裂方式，使该区块压裂后裂缝网格更复杂，初期单井产量更高。

1 研究区块地质特征分析

1.1 地质力学参数

研究的目标区块位于川南盆地的西南部，以背斜构造为主，主体区断层不是很发育。该区块内在钻井过程中钻遇地层层序正常，以三叠系、二叠系、志留系为主，而含油气比较好的主要目的层为龙马溪组，其富含黑色含硅碳质页岩、机质黑色碳质页岩，且分布较稳定，钻井显示研究目标区块内I类储层钻遇率平均达94%，其中龙一1、2小层为Ⅰ类储层，龙一13、4及五峰组为Ⅰ-Ⅱ类储层，优质页岩厚度在30～56 m。

通过地应力分析其走滑应力：σH＞σV＞σh，最大水平主应力大于垂向主应力，不利于裂缝高度扩展；而目标区块内水平应力差较大(1～13 MPa)，形成复杂裂缝难度也较大。

1.2 天然裂缝情况

通过对目标区块内页岩气的蚂蚁追踪解释结果表明，该区块的天然裂缝分布不均匀，只是局部发育有天然裂缝，大部分不发育天然裂缝。

1.3 储层物性

目标区块优质页岩厚度在30～56 m，有机碳含量在2.8%～6.3%，孔隙度在2.9%～7.4%(平均值为4.07%)，渗透率在0.001 8×10-3～1.250 0×10-3µm2(平均值为0.091)，有机质丰度在2.7%～4.5%；总含气量在2.0～7.4 m3/t(平均值为 3.8)。同时矿物成分中的粘土含量较低、脆性矿物含量比较高，且不含蒙脱石等水敏矿物。

CN区块地质参数，如表1所示。

表1 CN区块地质参数

1.4 目标区块页岩储层评价标准

根据研究区块前期开发的多口井的储层测井解释成果及压后生产情况，根据相关文献，我们建立了该区块的页岩储层评价的主要相关参数，包括页岩气储层地质参数如：储层厚度、孔隙度、渗透率，以及含气量等参数，包括总有机碳含量、总含气量(Ro)，具体参数如表2所示。由表1可见，研究的目标区块的页岩气储层地层特征有利于大规模体积压裂的开展，可以实现低渗透非常规页岩储层的经济开发。

表2 CN区块页岩气主要评价参数表

2 密切割分段压裂工艺参数研究

密切割分段压裂工艺是以多分段+小段长+多分簇，配合大规模的体积压裂，在页岩气储层中形成多条主要的人工主裂缝[2]，同时配合不同组合粒径的支撑剂，配合不同黏度的压裂液体系，以沟通储层中天然微裂缝和支裂缝，以形成更加复杂的缝网，提高储层的导流能力。

2.1 裂缝簇间距优化

针对页岩气储层2～4条裂缝同时压裂进行模拟计算分析，采用CN区块的岩石力学参数进行模拟计算，储层的参数如表3所示。

表3 储层参数表

(1)两条裂缝同时压裂裂缝簇间距优化

根据以上模型参数，计算不同裂缝间距下，压裂时间 90 min，两条裂缝同时压裂时，裂缝均能有效扩展和起裂，根据文献《基于最优SRV的页岩气水平井压裂簇间距优化设计》中，在设定了相应的裂缝延伸模型、裂缝诱导应力场模型、天然裂缝准则等，以及上述储层参数表中相关数据后，得出两簇射孔时最优簇间距在10～30 m之间。

(2)四条裂缝同时压裂裂缝簇间距优化

同上述两条裂缝同时起裂情况一样进行相应情况的模拟，研究中发现4条裂缝同时延伸时，左右两外侧裂缝的半长基本上相等，但是中间两条裂缝的扩展，会受到左右两侧裂缝的干扰，特别是在缝间距为5 m时，两外侧裂缝受到严重挤压干扰，导致两外侧裂缝缝宽非常窄，反而中间两条裂缝的宽度却非常大，最终根据文献《基于最优SRV的页岩气水平井压裂簇间距优化设计》中簇间距与SRV关系图版，确定4条裂缝的最优簇间距为10～25 m。

三条裂缝起裂压裂介于上述两条和四条之间，根据采取上述相同分析方法，模拟的结果为3条裂缝的最优簇间距为15～25 m。

2.2 施工排量优化

(1)前置液造缝期间排量优化

相关试验结果表明，压裂初期使用低黏度的滑溜水体系可以降低液体滤失和增加缝内净压力，从而保证地层的破裂效果及初期裂缝的延伸状态，同时前期的排量必须满足天然裂缝大量开启造成的液体滤失影响，通过相关室内模拟得出滑溜水排量在12～14 m3/min时，在井口规定的一定的限压条件下裂缝会充分延伸，因此，造缝前期滑溜水体系排量应至少提升至12 m3/min。

(2)中后期排量优化

后期排量的优化需要考虑以下因素：多裂缝条数，多裂缝多发井存在一个最优排量的转折点；裂缝的宽度和高度；还要考虑管柱阻力影响，通过相关软件的净压力计算模块，模拟目标区块不同射孔簇数和不同施工排量下的缝内净压力的变化过程，得出只有缝内净压力超过水平应力差，水力裂缝才具备自由转向的能力。综合各种因素考虑确定密切割体积压裂的后期加砂排量在16～18 m³/min之间。

2.3 高强度加砂

通过对CN区块页岩气生产井的统计分析，加砂强度与日产气量成较强正相关关系；

CN区块日产气量与加砂强度关系图，如图1所示。

图1 CN区块日产气量与加砂强度关系图

同时通过大量现场施工数据统计，得出CN区块加砂强度为0.89～3.06 t/m，平均为1.76 t/m。

CN区块加砂强度统计分布，如图2所示。

图2 CN区块加砂强度统计分布

大量的现场数据和室内模拟可以看出，加砂强度越大页岩气日产量越大，当加砂强度在2.5 t/m以上时，相应日产量在25×104m3/d以上，因此进行密切割分段压裂，需要增加单段加砂量，加砂强度应大于2.5 t/m。而目标区块通常采用70/140目石英砂+40/70目陶粒支撑剂组合的支撑剂体系，因此优化该区块的加砂强度为2.5～3.5 t/m。

3 现场施工

密切割分段压裂技术在CN区块现场应用10口井，施工成功率100%。10口井水平段长1 420～1 981 m，段数25～44，段长45～65.7 m，主体簇间距12.8～20.6 m，簇数2～5簇，施工排量12～16 m3/min，支撑剂采用70/140目石英砂+40/70目陶粒，最大单段液量 2 246 m3，最大单段砂量232 t，最大加砂强度3.06 t/m。

N209H2井采用密切割分段压裂技术，共计压裂32段，平均分段段长45.3 m，平均簇间距14 m，每段3簇，平均单段液量2 096.30 m3，平均单段支撑剂量136.65 t，施工排量12～16 m3/min，压后产气量42×104m3/d，产气量也比周围采用常规分段压裂的邻井高。

4 结语

通过增加分簇数、缩小簇间距、增大加砂强度和高排量大规模注入，初步探索出一套适合CN区块页岩气细分段密切割压裂施工工艺技术。