元壩氣田HF－1陸相深層頁巖氣井分段壓裂技術及效果

唐瑞江 王瑋 王勇軍 蔣人義

中國石化勘探分公司

1 壓裂技術難點

1.1 儲層物性

四川盆地元壩氣田陸相頁巖儲層主要為中侏羅統千佛崖組二段，巖性為灰色、深灰色泥巖、粉砂質泥巖、灰黑色泥頁巖為主夾灰色細砂巖、泥質粉砂巖。經物性分析，目標儲層平均孔隙度為3.95%，平均滲透率為0.328 7mD；黏土礦物及全巖X射線衍射分析，黏土礦物平均含量為51.5%（黏土礦物以伊蒙混層和伊利石為主，分別占44.5%和32%），脆性礦物平均含量為48.5%（以石英為主，占40%，其次是長石，占8%）。根據總有機碳含量（TOC）實驗測定，本井目的層TOC介于0.67%～8.87%，平均值為1.75%，符合國家對頁巖儲層的劃分標準。

元頁HF－1井是元壩氣田1口陸相頁巖儲層專項水平探井，目的層為中侏羅統千佛崖組二段，完鉆斜深為4 982m，垂深為3 661.80m。通過計算得出本井儲層的靜態楊氏模量介于18～32GPa，泊松比介于0.218～0.35，最大水平主應力方向為97.5°，最小主地應力多數為65.5MPa，最大主地應力多數為103.3MPa，各向應力差異系數為57%，平均脆性指數為40%左右。

1.2 儲層改造技術難點

頁巖儲層改造關鍵是盡可能擴大儲層改造體積，形成裂縫網絡［1］?？偨Y國外經驗后認為，要實現縫網壓裂對儲層有幾個要求：①脆性礦物較多（50%以上），黏土含量較少（40%以下），水敏性弱；②楊氏模量大于24GPa；③泊松比小于0.25；④脆性指數大于50%；⑤地應力各向異性系數小于13%；⑥巖石硬度不低于70kg／mm2。

陸相超深［2］頁巖儲層，相比于普通淺層頁巖儲層，其改造難度大、工藝技術水準要求高。主要存在以下難點：①目的層各向地應力差異系數較高，部分井段脆性指數較高，造網狀縫條件不夠理想；②陸相儲層埋藏深，破裂壓力高，施工排量受限，加砂困難，縫間應力干擾大，不利于裂縫網絡的形成；③改造水平段長，末端裂縫起裂壓力高，裂縫起裂形態和各段裂縫延伸形態不易控制；④改造段數多、改造液用量大、改造作業時間長，對改造液的性能要求高；⑤施工強度大，對設備和工具的可靠性要求高。

2 壓裂液實驗優選

綜合分析的結果認為，如果僅采用淺層頁巖儲層改造使用單一的滑溜水進行壓裂，加砂難度大，難以獲得理想的改造效果。為克服單一滑溜水體系壓裂改造的弊端，本井通過室內實驗，篩選出自主研發的壓裂液［3］體系，通過配方調整，復配出適合元壩深層頁巖氣層的壓裂液體系，經過室內性能實驗分析評價，該套體系滿足元壩深層頁巖氣儲層的壓裂工況。該套復合壓裂液體系為滑溜水＋線性膠＋凍膠3種液體，滑溜水作為前置液形成體積縫網，同時作為前置攜砂液攜帶小粒徑、低砂比支撐劑充填網縫；線性膠和凍膠在后段壓開地層形成較長的主導裂縫，使裂縫在地層深部延伸更遠，降低加砂難度，防止砂堵，同時增加施工排量，進一步增大體積縫網，并作為后期攜砂液攜帶大粒徑、高砂比支撐劑，提高壓裂效果。

2.1 SRRF－1滑溜水體系

SRRF－1低分子滑溜水體系是采用滑溜水與復合防膨劑、高效助排劑、高效降阻劑復配而成。配方為：0.2%SRFR－1＋0.2%SRCS－2＋0.3%SRSR－2＋清水。

該體系降阻率低，達到國際先進水平；表面張力相對較低，利于壓后返排。根據前期應用結果計算，其摩阻是同等條件清水摩阻的24%，減阻率達76%，同時具有良好的防膨效果，其性能參數：pH值為7.2，密度為1.004g／cm3，表面張力為26.9mN／m，防膨率為85%，降阻率為70%～76%，170s－1黏度為5.0mPa·s。此外該體系配液方便快捷，添加劑快速均勻溶解，能滿足大液量的壓裂施工對壓裂液配制的要求。

2.2 SRLG－1膠液體系

線性膠和凍膠均是在SRLG－1膠液體系上添加不同添加劑調價而成。線性膠配方：0.4%SRFR－1＋0.3%SRLB－2＋0.3%SRSR－2＋0.05%SRVC－2＋清水。凍膠配方：0.5%SRFR－CH1＋0.3%SRFRCH2＋0.3%SRSR－2＋0.05%SRVC＋清水。

該體系黏度隨著濃度增大而增大，破膠能力強，防膨性好。室內實驗表明（圖1），SRLG－1的摩阻為同等條件下清水摩阻的20%～25%。根據攜砂性能實驗結果（表1），SRLG－1體系的儲能模量與耗能模量之比均大于常用的胍膠壓裂液，即其黏彈性更強，攜砂性能更好（圖2）。

圖2 SRLG－1攜砂性能實驗曲線圖

3 壓裂改造技術措施

在調研國內外頁巖層壓裂改造現狀及改造實例基礎上，針對元壩氣田陸相深層頁巖氣儲層破裂壓力高、地層壓力高、壓裂難度大等特點，引進貝克休斯公司的橋塞及座封技術，采用自主研發的復合壓裂液和壓裂工藝技術，進行大排量、高砂比、大砂量、多級可鉆式橋塞封隔分段壓裂改造。該技術除第一段采用連續油管射孔、光套管壓裂；后續各段均采用地面泵送“電纜＋射孔槍＋可鉆橋塞”工具串入井至預定位置，電纜點火座封，橋塞丟手后上提射孔槍至射孔位置進行射孔［4］，隨后進行分段壓裂。壓裂施工結束后，快速鉆掉橋塞進行測試。

由于儲層滲透率低，為保證壓裂時獲得更多的裂縫數量，采用簇式多點射孔的方式。為減少孔眼摩阻、近井帶的裂縫扭曲摩阻以及縫間干擾，經模擬優化，決定分10段射孔作業，每段射孔2簇，射孔相位60°，每簇射孔2.5m，孔密16孔／m［5］。在優化射孔參數的基礎上，設計以大排量（10m3／min以上）泵入液體，形成多條網絡裂縫，引導裂縫網狀發育（圖3），盡量擴大每簇主縫體積，增加儲層改造體積。

此外，考慮到千佛崖組頁巖氣儲層埋藏深、油氣同層、水平井段長，為避免砂堵，采用段塞＋階梯的加砂工藝。經過優化計算，決定采用低砂比打磨配合螺旋式多段塞加砂＋中低砂比臺階螺旋式段塞復合加砂＋低砂比臺階螺旋式復合線性加砂的復合加砂模式。前期低排量注入酸液對地層進行預處理，降低地層破裂壓力；正式壓裂中前置液快速提升排量，使用100目粉陶封堵天然裂縫，降低濾失；中段穩定排量注入攜砂液，使用40／70目低密功能型陶粒降低砂堵風險；后期加入30／50目中密高強度陶粒增加裂縫導流能力。

圖3 縫網模擬圖（側視圖）

4 實施效果

4.1 施工概況

元頁HF－1井于2012年10月中旬實施了壓裂施工，包括小型測試壓裂施工、十段加砂壓裂施工、泵送和鉆磨橋塞施工，其分段壓裂施工曲線如圖4所示。整個施工工程總液量13 931.3m3，十段加砂壓裂總液量12 802.4m3，總加砂量697.87m3。一般施工排量12～14m3／min，泵壓80～92MPa，最高泵壓91.9 MPa，最高排量15.5m3／min，最高砂比32%，平均砂比15.18%，其分段壓裂施工主要參數如圖5所示。壓裂施工結束后，采用50.8mm連續油管鉆掉橋塞。放噴排液后，該井試獲日產天然氣7 190m3，日產油13.9m3，獲得了工業油氣流。

圖4 元頁HF－1井分段壓裂施工曲線圖

圖5 元頁HF－1井分段壓裂施工參數圖

4.2 技術評估

元頁HF－1井大型分段壓裂施工圓滿結束，達到了預定的“一天兩段壓裂”的計劃，同時刷新了施工排量最大、單段加砂量最大、平均砂比最高、鉆塞時間最短等17項國內頁巖油氣井壓裂作業施工技術指標。

從壓裂曲線來看，僅有第4段因為泥質含量高導致加砂效果不好以外，其余各段均達到設計要求。通過對壓裂數據分析計算，評估裂縫地面延伸壓力為84.6MPa，整體表現為多裂縫張開和延伸特征，達到了形成裂縫網絡的必要條件［6］，證明本次施工已經達到了裂縫網狀發育的技術要求。

后期通過壓裂排量進行計算，得出所用SRRF－1體系的實際降阻率為76%，優于實驗測定70%的降阻率。檢查放噴期間的返出液，破膠明顯，僅有少量陶粒砂返出，表明SRLG－1體系攜砂性能可靠，完全滿足工藝要求。同時根據現場施工反饋情況來看，本井優選的復合壓裂液體系克服了以往頁巖儲層單一滑溜水體系改造中常見的因濃縮滑溜水注入比例不能準確、及時調控而導致的液體性能失調、攜砂性能不均等問題。

通過綜合分析，認為本井改造作業克服了陸相深層頁巖儲層末端裂縫起裂難度大、儲層物性不利于形成網狀裂縫［7］、裂縫發育形態難以控制、裂縫半徑短、溝通地層深部差等客觀不利因素，優選出的復合壓裂液體系、加砂技術、壓裂技術工藝均滿足各項技術指標要求，達到了預期的壓裂增產效果。

5 認識與結論

1）陸相深層頁巖儲層比普通淺層頁巖儲層的改造技術難度大，對改造技術、改造液體和改造工藝的要求高，本井所采用的改造工藝在國內深層頁巖儲層改造技術中處于領先地位。

2）頁巖儲層壓裂改造具有大排量、大液量、大砂量、長時間的特點，涉及多個服務隊伍的技術作業，對施工設備的性能和操作人員的技術水準、配合能力提出了很高的要求。

3）本井采用的多級可鉆式橋塞封隔分段壓裂技術行之有效，所選用的壓裂液體系性能有效可靠，優選的加砂模式實現了均勻布砂的目的。壓后評估表明本次施工完全達到各項技術要求。

4）頁巖儲層改造應加強各段巖性分析，優選射孔井段，非均質性嚴重的地層應注意分段選簇時避開高應力段和高泥質含量，以利于加砂、泵送橋塞及射孔作業，提高改造效果。

5）元頁HF－1井的壓裂改造作業對國內頁巖油氣儲層，特別是陸相深層頁巖儲層的勘探開發技術進行了有益的探索，改造方案設計合理有效，所取得的經驗可在國內其他頁巖油氣井中推廣應用。

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