川南深層頁巖氣水平井體積壓裂關鍵技術
來源：西安閃光能源科技有限公司 發布時間：2020-07-28
針對川南深層頁巖氣水平井壓裂技術不成熟、關鍵參數不合理、壓裂后單井產量低的問題，在綜合分析已壓裂井壓裂效果的基礎上，結合川南深層頁巖儲層地質工程特點，以提高復雜縫網程度、增大裂縫改造體積、維持裂縫長期導流能力為核心，通過室內試驗評價與數值模擬相結合的方式，優化了壓裂工藝和關鍵參數，形成了以“密切割分段+短簇距布縫、大孔徑等孔徑射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高強度小粒徑組合支撐劑、大規模高強度改造”為主的深層頁巖氣水平井體積壓裂關鍵技術。在Z3 井應用該技術后，獲得了21.3×104 m3/d 的產量，較同區塊未用該技術的井提高1 倍以上；除此之外，在川南深層頁巖氣水平井應用該技術獲得了多口高產氣井，說明該技術有較好的適應性，可推廣應用。川南深層頁巖氣水平井體積壓裂關鍵技術的成功應用，為川南3 500～4 500 m 頁巖氣資源的有效動用奠定了基礎。
1 深層壓裂難點及現有技術的不足
1.1 深層壓裂技術難點
深層頁巖氣在川南大面積連片分布，深層與中深層（五峰組—龍馬溪組）頁巖氣儲層主要地質參數、工程參數的對比結果分別見表1、表2。對比可知，川南深層頁巖氣儲層品質較好，具有高楊氏模量、低泊松比特征，頁巖脆性較好，有利于體積壓裂。但隨著埋藏深度增加，溫度和壓力增大：閉合應力普遍為80~95 MPa，應力差增大到15~25 MPa，導致復雜縫網的形成難度加大；同時，巖石抗壓強度值顯著增大，壓裂施工難度增加；地層溫度普遍在120~150 ℃，部分區域達到150 ℃以上，對配套設施設備提出了更高要求。
表1 川南深層與中深層（五峰組—龍馬溪組）頁巖氣儲層主要地質參數對比
表2 川南深層與中深層（五峰組—龍馬溪組）頁巖氣儲層主要工程參數對比
1.2 現有技術的不足
中國石油于2009年開始在川南富順—永川區塊與國外公司進行頁巖氣聯合評價開發，主要目的層為五峰組—龍馬溪組，實施井平均埋深約3 650 m，壓裂后井均測試產量僅12×104 m3/d左右，井均估計最終可采儲量（estimated ultimate recovery，EUR）為0.24×108 m3/d，效果不理想，未能實現效益開發。結合川南深層已壓裂頁巖氣水平井的壓裂施工參數（見表3），分析可得壓裂工藝主要存在有4方面的不足：完井管柱及井口裝置不能滿足高壓大排量施工。已實施井以Φ127.0 mm套管為主要完井管柱，井口裝置及高壓管線均采用105 MPa壓力等級，現場施工排量普遍較低（一般在7.5~12.0 m3/min），施工泵壓高（普遍為90~95 MPa），未實現大排量延伸裂縫、增大改造體積的目的。單段改造規模小，導致形成復雜縫網的物質基礎不足。單段液量規模小，用液強度低，普遍在9~15 m3/m，單段規模為800~1 500 m3，形成較大裂縫改造體積的物質基礎不足；低排量與小規模的不利影響相互疊加，進一步加劇了壓裂改造體積小的問題。
分段長且射孔簇數少，不利于簇間資源充分動用。分段段長普遍大于100 m，段距普遍大于30 m，無法充分發揮壓裂過程中的應力干擾作用，簇間裂縫復雜程度不高，無法充分實現段間資源的充分動用。
以高黏液體為主要壓裂液不利于造復雜縫網。為維持深層高閉合壓力條件下的裂縫導流能力，大量采用膠液甚至凍膠攜砂提高加砂量，膠液比平均達到54%，最高可達88%，這樣雖然提高了加砂量，使加砂強度平均達到近1.4 t/m，但高黏液體不利于在高脆性儲層造復雜縫網。
表3 川南深層已壓裂頁巖氣水平井的壓裂工藝參數
2 體積壓裂關鍵技術
近年來，隨著非常規油氣尤其是頁巖氣的規模開發，體積改造技術蓬勃發展。針對上述川南深層高應力及高應力差頁巖儲層特征，認為應開展工藝優選和參數優化，提高裂縫復雜程度、擴大裂縫波及體積、維持裂縫長期導流能力，以實現體積壓裂并提高有效性，從而達到效益開發的目的。基于此，研究形成了以“密切割分段+短簇距布縫、大孔徑等孔徑射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高強度小粒徑組合支撐劑、大規模高強度改造”為核心的深層頁巖氣水平井體積壓裂關鍵技術。
2.1 “電纜泵送橋塞+分簇射孔”工藝
當前國內深層頁巖氣勘探開發尚處于起步階段，施工經驗不足，應選擇成熟可靠的工藝進行作業，以確保施工成功為首要條件。
為降低壓裂施工中的井筒摩阻、滿足大排量施工需要，汲取早期經驗教訓，川南深層頁巖氣水平井主要以?139.7 mm 套管為完井管柱。
以北美為代表的頁巖油氣在開發過程中，“電纜泵送橋塞+分簇射孔”工藝占有主導地位，工藝成熟；川南中深層頁巖氣規模效益開發過程中，該工藝也已成熟應用。因此，“電纜泵送橋塞+分簇射孔”工藝是川南深層頁巖氣水平井壓裂作業的首選。
受垂深增大的影響，深層頁巖氣水平井斜深普遍在5 500 m 以上，部分井的斜深甚至超過6 000 m，給連續油管作業帶來挑戰。首段壓裂通道的建立，成為深層頁巖氣水平井需要特別重視的環節。對于地層傾角不大且井眼軌跡光滑的井，或者下傾井，仍可選擇連續油管進行首段射孔作業，下入過程中可配合使用金屬減阻劑，延伸下入深度；對于井眼軌跡不夠平滑或者上傾井眼軌跡，連續油管無法滿足首段射孔要求，可考慮采用套管啟動滑套或電纜帶爬行器建立首段通道。
2.2 密切割分段+短簇距布縫
增加單井水平段裂縫條數、縮短裂縫間距可增強應力陰影效應，利用應力干擾可促使裂縫更加復雜，該方法正成為當前提高頁巖氣單井產量的普遍做法。總結北美頁巖氣水平井壓裂分段分簇的變化趨勢，發現其正朝著段長更短、簇數更多的方向發展：以Haynesville 為例，2011 年分段長度主要在90~120 m，簇間距20~30 m；2012 以后段間距和簇間距逐年縮短，2016 年主要段間距30~60 m，簇距6~15 m，且50~60 m 段長的普遍采用暫堵轉向工藝。川南中深層采用“密切割分段+短簇距布縫”工藝后，單井產量和EUR得到了提高，多口井的測試產量超過40×104 m3/d，證明該工藝對川南高應力差頁巖儲層具有適應性。深層頁巖氣區塊的應力差較中深層更大，大型物模試驗結果表明，同等條件下，隨著應力差變大，裂縫復雜程度降低，裂縫形態由發散狀逐漸變為條束狀，這將導致單縫的覆蓋寬度變窄。因此，采取縮短簇距、縮小氣體由基質向裂縫的流動距離、減小單縫與單縫之間未充分改造區域，是提高單井產量和儲量動用率的必要途徑。為保證段內各簇均勻起裂，當前主要以3 簇為主，單段長度50～55 m。為提高裂縫復雜程度，在部分段配合使用暫堵轉向工藝。
2.3 大孔徑等孔徑射孔
深層頁巖儲層巖性致密、應力高、抗壓強度大，導致施工破裂壓力高、難度大，降低破裂壓力和施工壓力對提高壓裂成功率非常關鍵。在相同注入條件下，射孔孔眼直徑與孔眼摩阻成負相關關系。增大射孔孔眼直徑，可以降低破裂壓力和施工難度，對深層頁巖氣壓裂施工有重要意義。
另外，在水平井進行分簇射孔作業時，射孔管串受重力作用的影響，在套管內不能完全居中；常規射孔存在套管上射孔孔眼大小不規則的缺陷——貼近套管壁一側的射孔孔眼尺寸大，遠離套管壁的一側射孔孔眼尺寸小，大小不一的射孔孔眼，會影響各射孔孔眼的液體注入量，進而影響壓裂施工和改造效果。如采用等孔徑射孔工藝，因套管上各射孔孔眼的大小基本一致，能有效降低這種影響。為深入研究不同射孔工藝對射孔孔眼帶來的影響，選用?89 mm 射孔槍對?139.7 mm 的套管進行射孔模擬試驗，結果見表4。 
表4 常規射孔彈與等孔徑射孔彈射孔參數對比
由表4 可知，相比常規射孔工藝，等孔徑射孔工藝在套管壁上的射孔孔眼直徑基本一致，孔徑偏差率（孔徑標準偏差與孔徑平均值的比值）僅3.53%，遠低于常規射孔工藝的20.42%，說明孔徑射孔工藝有助于各射孔孔眼均勻進液，確保改造效果...................
