建頁HF-1井壓裂及返排效果分析

張孝玉

（中國石化江漢油田天然氣勘探開發(fā)處，湖北 潛江 433124）

0 引言

為整體評(píng)價(jià)建南地區(qū)侏羅系下統(tǒng)自流井組東岳廟段頁巖氣資源的勘探開發(fā)潛力，獲取地質(zhì)參數(shù)和水平井的產(chǎn)氣能力，江漢油田在建111井（直井）實(shí)施加砂壓裂獲得工業(yè)氣流后，部署了建頁HF-1評(píng)價(jià)井。該井于2011年9月實(shí)施大型壓裂施工，經(jīng)測試產(chǎn)氣量為1.16×104m3／d。該井獲得工業(yè)氣流，證明了建南構(gòu)造東岳廟段頁巖氣資源具有一定的開發(fā)潛力，為非常規(guī)天然氣井長水平段分段壓裂改造和返排積累了經(jīng)驗(yàn)。

1 地質(zhì)及鉆井概況

1.1 地質(zhì)概況

建頁HF-1井東岳廟段以濱淺湖—淺湖沉積為主，泥頁巖發(fā)育，沉積厚度一般為120～150 m，其中優(yōu)質(zhì)暗色泥頁巖厚度一般為40～120 m，且分布穩(wěn)定。有機(jī)碳含量（TOC）一般為1.0%～1.2%，有機(jī)質(zhì)熱演化程度（Ro）一般為0.8%～1.5%，處于頁巖氣勘探較有利的地化指標(biāo)范圍之內(nèi)。東岳廟段底部泥頁巖X射線衍射全巖分析研究表明，脆性礦物石英、長石和碳酸鹽巖平均含量分別為55.95%、2.75%和18.81%，有利于頁巖層段實(shí)施大型加砂壓裂工藝的改造。但建南構(gòu)造裂縫的預(yù)測存在多解，也給該井帶來了一定的風(fēng)險(xiǎn)。

1.2 鉆井概況

建頁HF-1井是設(shè)計(jì)井深為1 749 m的一口水平井，于2011年6月3日開鉆，鉆井周期為42.25 d，建井周期為107.125 d，實(shí)鉆井深為1 777.77 m，井斜為90.5°，閉合方位為354.04°，水平段長度為1 022.52 m，水平段方位與地層裂縫方向基本垂直。水平段采用油基鉆井液鉆井技術(shù)，基液為柴油。該井采用套管完井，?139.70 mm生產(chǎn)套管，下深為1 720.73 m，固井質(zhì)量基本合格。

2 壓裂施工和排液求產(chǎn)

2.1 壓裂施工

1）根據(jù)套后成像（SLG）固井質(zhì)量測井結(jié)果，優(yōu)選分段級(jí)數(shù)和橋塞位置。每段長度按1.5倍層厚的經(jīng)驗(yàn)做法確定，該井水平井段長為1 022.52 m，儲(chǔ)層厚為60 m，設(shè)計(jì)壓裂段數(shù)為8段。

2）采用簇式射孔方式，優(yōu)選射孔參數(shù)，以便產(chǎn)生更多的裂縫。在保證每簇排量至少為3.2 m3／min，每孔流量為0.4 m3／min，泵注能力達(dá)到10 m3／min左右的情況下，每級(jí)最多射3簇，每簇射8孔，共射24孔。射孔位置選擇在脆性礦物含量高、裂縫較為發(fā)育、氣測顯示好、TOC含量較高、固井質(zhì)量好、地應(yīng)力差異較小的井段。

3）建頁HF-1井脆性礦物（鈣質(zhì)、硅質(zhì)）總量為70%，采用減阻水壓裂和高排量泵注。首先進(jìn)行小型壓裂測試。采用階梯升排量、注入和階梯降排量進(jìn)行測試，得到裂縫延伸壓力、閉合壓力、液體效率等參數(shù)值，主壓裂實(shí)際完成7段，少壓一段的原因是橋塞下至1 043 m處遇阻，經(jīng)分析判定為套管變形，因而放棄了原設(shè)計(jì)第5段的壓裂。壓裂基本按設(shè)計(jì)執(zhí)行，施工排量為10～10.5 m3／min，入井總液量為12 037.6 m3，總砂量為394.5 m3，平均砂比為4.1%，施工曲線見圖1。在射孔方式上，考慮到井眼軌跡不規(guī)則，第1段射孔選擇鉆桿傳輸方式，其后各段均采用電纜傳輸射孔。

圖1 建頁HF-1井壓裂施工曲線圖

2.2 排液求產(chǎn)

排液求產(chǎn)分為鉆塞前和鉆塞后兩個(gè)階段。

1）鉆塞前。主壓裂完成后進(jìn)行了2 h關(guān)井，井筒壓力由12.8 MPa下降到11.7 MPa。本階段放噴排液226.84 h（井筒無油管），井筒壓力由11.7 MPa下降到2.8 MPa，累計(jì)排液為4 827 m3，待排液量為7 307.6 m3。排液次日，日排液最高達(dá)644 m3，后期呈下降趨勢。放噴1 h點(diǎn)火成功，焰高1～2 m，返排率為5%。

2）鉆塞后。采用油管放噴排液，共551 h，油壓由0上升至0.6 MPa后下降到0.1 MPa，套壓由2.5 MPa上升至5.4 MPa后下降到1.75 MPa，點(diǎn)火可燃，火焰呈桔黃色，焰高4～5 m，出口返液為634 m3，累計(jì)排液為7 123 m3，待排液為5 011.6 m3，返排率為58.7%。其間使用直徑為29 mm的孔板、U型管水銀測氣，穩(wěn)定720 min后，油壓為0.1 MPa，套壓為1.8 MPa，測得產(chǎn)氣量為1.16×104m3／d，產(chǎn)水量為43 m3／d。鉆塞采用不壓井作業(yè)，完井管柱下深635.98 m，鉆塞過程中火焰高4～8 m。

3 效果分析

3.1 壓裂效果分析

1）小型壓裂測試數(shù)據(jù)分析表明，東岳廟段地層的可壓性較好。

2）主壓裂的施工情況以及凈壓力分析表明，破裂壓力、曲線形態(tài)以及停泵均不同，說明7級(jí)壓裂形成了相對獨(dú)立的縫網(wǎng)系統(tǒng)，沒有出現(xiàn)竄槽現(xiàn)象。在圖1中，每段壓裂都出現(xiàn)了壓力下降現(xiàn)象，這可能是壓裂縫在延伸過程中溝通了天然裂縫。第1、第2段的破裂壓力不明顯，與該段天然裂縫發(fā)育有關(guān)，壓裂液在天然裂縫中溝通并延伸，導(dǎo)致壓裂液濾失速度快，造成破裂壓力不明顯。第6、第7段壓裂出現(xiàn)輕微砂堵跡象，是天然微裂縫發(fā)育造成高濾失導(dǎo)致。盡管工藝上取得了成功，但圖2所示的微地震監(jiān)測成果表明，壓裂并沒有達(dá)到預(yù)期的目的。圖中的同顏色小圓點(diǎn)代表與之對應(yīng)井段在壓裂時(shí)所監(jiān)測到的地層破裂信號(hào)，信號(hào)越集中，地層破裂的程度越高。7段壓裂完成后，所有監(jiān)測信號(hào)都相對集中在井筒右側(cè)，且又集中于第4～7壓裂井段，表明破碎帶主要集中在井筒右側(cè)和第4～7壓裂井段，而不是均勻分布在整個(gè)水平井段的兩側(cè)，說明壓裂較差。分析其可能的原因，一是在監(jiān)測信號(hào)相對集中的這一側(cè)可能有一個(gè)小地塹構(gòu)造。二是固井質(zhì)量較差導(dǎo)致的壓裂竄槽。

圖2 建頁HF-1井微地震監(jiān)測成果圖

3）套管變形的原因是原設(shè)計(jì)第5段放棄壓裂。第5段泵送橋塞施工中，在1 043 m處兩次遇阻，分析判定為套管變形，因而只得放棄本段施工。

3.2 返排效果分析

1）很快點(diǎn)火成功。本井施工總液量達(dá)萬立方米以上，放噴11 h（井筒無油管），當(dāng)返排率僅為5%時(shí)，即點(diǎn)火成功，焰高1～2 m，說明資源量具有一定的可靠性。

2）排液速度較快，返排率高。本井總排液時(shí)間為32.41 d，累計(jì)排液為7 123 m3，日均排液為219.78 m3，返排率達(dá)58.7%。

3）井口壓力低，地層天然能量不足。鉆塞前，僅226.84 d壓力就由11.7 MPa下降到2.8 MPa。鉆塞后，最高油壓為0.6 MPa，最高套壓為5.4 MPa，地層能量總體不高。

4）從該井的試采情況來看，產(chǎn)氣量為3 000 m3／d左右，產(chǎn)水量為22 m3／d左右，與鄰井建111井產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量相當(dāng)，說明7個(gè)壓裂段不是每段都均勻產(chǎn)氣。

4 結(jié)論

1）井位的優(yōu)化和良好的鉆井施工質(zhì)量是壓裂改造效果的重要保證。建頁HF-1井壓裂施工工藝是成功的，但因?yàn)檫x井位置和固井質(zhì)量等方面的原因，其壓裂改造沒有達(dá)到預(yù)期的效果。

2）頁巖氣井壓裂用水量非常大，返排大都較為困難，返排率的高低對頁巖氣的成功開發(fā)非常重要。建頁HF-1井只是在返排的工作制度上做了一些嘗試，還需要進(jìn)一步加強(qiáng)對本地區(qū)頁巖氣井返排工藝、返排規(guī)律的研究，提高返排率。

3）建頁HF-1井獲得工業(yè)氣流，說明建南地區(qū)東岳廟段頁巖氣開發(fā)具有一定的潛力。但要采取多種措施降低成本，一是加快實(shí)現(xiàn)關(guān)鍵設(shè)備、工具和材料的國產(chǎn)化，降低合作成本；二是建立“井工廠”開采模式，降低施工成本。