中石油頁巖氣開發中的幾個巖石力學問題

石林，史璨，田中蘭，張礦生

0 序言

頁巖氣資源是目前全球非常規油氣勘探開發中發展最快的天然氣資源，也是潛力較大、較重要的天然氣開發目標。中國頁巖氣可采資源量約為12.85萬億m3。頁巖氣資源潛力豐富，可能是改變中國天然氣發展乃至整個能源發展格局的重要能源構成。四川盆地的頁巖氣預計可采儲量6.45萬億m3，約占全國總儲量的30%[1]。截止2017年，中石油在四川盆地的頁巖氣探明儲量為3192億m3，鉆井299口，實現產量30.2億m3。整體區域頁巖氣資源潛力豐富，開發前景廣闊。

中石油在頁巖氣勘探開發的長期實踐過程中，逐漸形成了一套基于頁巖氣勘探開發的綜合地質評價技術。主要包括頁巖氣甜點區評價技術和頁巖氣選層技術兩部分內容。頁巖氣甜點區評價技術從壓力系數、距剝蝕線距離和距斷層距離3個方面對地質條件進行篩選。頁巖氣選層技術包括小層劃分技術以及儲層分類評價技術。基于儲層分類評價技術，明確了長寧、威遠Ⅰ類儲層主要分布在龍—11和龍—12小層。頁巖儲層的增產改造技術在長期實踐經驗和理論基礎上，逐漸形成了“橋塞分段、分簇射孔、大液量低黏滑溜水、大排量泵注、小粒徑大砂量石英砂”為核心的淺頁巖氣(埋深3500 m以內)主體壓裂技術，使得單井產量大幅提高。根據現在頁巖氣開發現狀以及技術發展狀況為基礎，預計未來十幾年中石油頁巖氣開發將會以每年產量增加20億m3左右、每年鉆井增加300口井左右的速度發展。目前，頁巖氣開發技術進步顯著，開發前景廣闊。

為了實現高效開發頁巖油氣，許多基礎的理論知識和科學問題都需要進一步研究。其中，巖石力學問題是保證安全、高效鉆井的關鍵性研究內容，可以解決鉆井過程中井壁穩定、水力壓裂裂縫擴展等問題。在井壁穩定方面，Chen等人通過建立泥頁巖物理力學參數與含水量之間的非線性關系式，得到了井周巖石的水化應力[2]。Zhou等人針對膨脹性頁巖, 建立了力-化-熱耦合的線性與非線性井壁穩定有限元模型[3]。金衍等人利用力學—化學耦合的方法，提出了泥頁巖井壁坍塌周期的計算方法[4]。在水力壓裂物理模擬方面，從20世紀90年代末開始，陳勉等人利用真三軸物理模擬實驗設備對水力壓裂相關問題展開了相關研究[5]。侯冰等人通過室內實驗結合聲發射研究了壓裂不同階段過程中的聲學響特征[6]。Liu等人研究了水力裂縫在具有不同天然裂縫產狀的人造試樣中的起裂及擴展規律[7]。Hou和Tan等人采用頁巖露頭開展了壓裂物理模擬實驗，研究了地質及施工參數對裂縫擴展形態的影響。真三軸試驗研究表明頁巖壓裂裂縫不總垂直于最小地應力，而是呈現多方向共同擴展的組合體[8-9]。但是目前頁巖油氣開發中許多關鍵的基礎理論和力學問題都尚未解決。陳勉，莊茁以及柳占立等人分別針對頁巖氣開發中的關鍵巖石力學問題進行了總結，提出了高效開發頁巖油氣所必須的關鍵力學和科學技術問題[10-12]。李明耀等人提出了水力壓裂過程中的關鍵力學問題，并歸納總結了水力壓裂數值模擬方法，分析了各個方法的優劣性[13]。此外，在中石油的生產實踐中也發現了一些亟待創新解決的巖石力學問題。

1 鉆井設計中的問題

水平井井眼方向是重要的鉆井設計內容，通常水平井眼的方向決定了鉆井時泥漿密度窗口的大小，地層中壓裂施工后裂縫的形態以及鉆井過程中的井壁穩定問題。常規儲層水平井井眼方向的確定應該主要考慮兩個因素：(1)保證鉆進過程中井壁穩定；(2)水平井井眼方向盡量有利于油氣井獲得高產。對于各向同性的巖石，從井壁穩定性考慮，最不利的鉆井方向是平行于中間主應力的方向[14]。表1為地層中三種地應力模式下水平井井眼方向對井壁穩定性的影響。最利于井眼穩定性的鉆井方向取決于S1-S2和S2-S3的大小，即當平行于井眼橫截面內的兩個主應力的差值越小，越有利于井眼穩定性。

水平井井眼方向的布置應該在保證鉆進過程中井壁穩定性的前提上，盡可能考慮水力壓裂后的裂縫形態，努力增大儲層的裸露面積，進而增加油氣井的產量。Hubbert 和Willis在1957年利用沙箱實驗研究了地層中的水力裂縫擴展方向[14]。實驗證明，水力裂縫總是垂直于最小主應力方向S3方向擴展。Fjaer等人指出，裂縫的類型主要取決于水平井井眼方向，當水平井井眼方向垂直于最大水平地應力方向時產生橫向裂縫；當垂直于最小水平地應力方向時產生縱向裂縫，其中橫向裂縫與儲層的裸露面積較大[15]。孫煥泉等人也指出，當水平井井眼垂直于水平最大地應力方向時，水平井產量最高[16]。中石油勘探與生產公司通過研究表明，在低滲透地層中，橫向裂縫可以最大限度的減小節流表皮，從而更有利于油氣的開采[17]。此外，周德勝等人指出，當水平段較長時，多采用分段壓裂技術來增加對于儲層的改造效果，而此時橫向裂縫則可以最大限度的動用儲層的儲量，并且可以有效的防止裂縫間的干擾[18]。因此在保證水平井井壁穩定的前提下，水平井井眼方向一般垂直于最大主應力方向。

表1 不同地應力模式下水平井井眼方位對井壁穩定性的影響Table 1 Influence of horizontal wellbore direction on borehole stability under different stress states

目前在長寧威遠地區，水平井井眼軌跡的設計一方面要使得井眼方向垂直于最大水平地應力方向；另一方面要盡可能提高優質儲層鉆遇率，從而提高產量。但是該地區復雜的地質構造給鉆井施工帶來了一系列工程問題。以太陽大寨區塊為例，該地區地層構造起伏較大，起伏的微構造發育斷層發育并且地層內部最大主應力方向最大差異可達90°。復雜的地質構造導致該地區鉆井時會遇到長度較大的上行井段，給鉆井施工帶來了一系列問題：如難以提供足夠的鉆壓，導致鉆進速度慢；由于重力的作用水力攜砂會很困難，容易造成砂的堆積；套管下入困難，套管的變形幾率增大等一系列問題。此外，西南油氣田分公司對長寧地區下一步實施建產井的寧216、寧209區塊地質狀況進行了統計。表2為長寧地區地質模式與復雜井統計情況。從中可以看出，該地區復雜井占到建產井總數的28.7%。這些復雜井同樣給鉆井施工以及后期完井帶來諸多施工問題。

實際微地震裂縫監測發現，垂直于水平最大主應力方向布置的水平井，壓裂后其裂縫形態多為沿水平方向展布的水平縫。圖3為威202H3-5井，威204H2-4井，威204H2-5井以及威204H2-6井的水力壓裂過程中的微地震檢測圖像。從微地震圖像中可以看出，裂縫在水平方向上的展布范圍明顯大于垂向上的延伸范圍，裂縫呈現水平擴展的趨勢。上述現象說明，實際的裂縫形態與設計的裂縫形態出現了矛盾。此外，微地震裂縫監測還發現分段壓裂后各段形成的裂縫走向也不統一，走向無規律。圖4為威204H4-4井和威204H6-4井的微地震檢測圖像很明顯的展示出了這一問題。造成這種現象的原因可能是在分段壓裂過程中，對一段進行壓裂后，由于壓裂液的注入以及裂縫的產生使得周圍地層的局部應力場分布產生了變化，導致裂縫并沒有按照垂直于水平井井筒的方向擴展。

圖1 水平井不同裂縫方向示意圖[15]Fig. 1 Schematic diagram of different fracture directions in horizontal wells[15]

圖2 太陽大寨區塊水平井井眼軌跡圖Fig. 2 Horizontal wellbore trajectory map of the Dazhai block

此外，常規儲層的水力壓裂是通過在儲層中創造一條高導流能力的裂縫來增加儲層泄油面積，實現對儲層的改造，進而提高油氣井的產量。但是由于頁巖儲層滲透率低，通過體積壓裂技術在儲層中形成復雜裂縫，有效地通過密切割和破碎巖石形成復雜裂縫網絡，實現對儲層長、寬、高方向的三維改造，才能最大限度的增加儲層動用率，促使更多的油氣流向井筒[18]。因此，垂直于最大主應力方向的水平井井眼方向與形成復雜縫網是有矛盾的。

綜合上述因素，鉆井過程中垂直于水平最大主應力方向進行鉆進，一方面會導致鉆井過程中的一系列施工問題；另一方面與頁巖氣形成復雜裂縫的設計相違背。因此如果將水平井的井眼方向調整一個角度，使得井眼方向順著較為有利的工程方向布置，就可以大大減少上行井或者井眼方向不斷抬升和扭擺的問題。如圖5中，將原本垂直于水平最大主應力方向的水平井井眼方向(紅色曲線所示)調整為水平井井眼方向最為簡單平直的方向(綠色曲線所示，此時的井眼方向垂直于水平最小主應力方向)，鉆井難度將大大降低。

表2 長寧地區地質模式與復雜井統計情況Table 2 Geological model and complex well statistics in Changning area

圖3 微地震裂縫檢測圖像Fig. 3 Image of the microseism detection

按照上述設計思路，既需要開展規模性的試驗來充分對比，也需要深入探討一些理論問題。對于水平井井眼方向來說，目前可以概括為以下幾個關鍵的問題：(1)水平方向展布的裂縫以及順著水平層理發展的裂縫是否受到最大水平主應力的影響尚不明確；(2)水平井分段壓裂中已壓裂的井段多長時間可以影響到鄰段的水平應力；(3)對于已經實施壓裂的井來說，多長時間會影響到鄰井的水平應力。

圖4 威204H4-4井和威204H6-4井微地震裂縫監測圖像Fig. 4 Microseism monitoring image of Well 204H4-4 and Wei 204H6-4

圖5 兩種水平井井眼方向布置示意圖Fig. 5 Schematic diagram of the arrangement of two horizontal wells

2 壓裂液液量的問題

常規壓裂施工中壓裂液的作用主要有兩個：造縫、以及攜砂功能。但是近年來，實驗室實驗和現場實踐均證明，壓裂液的滲吸、增能、置換功能也是導致非常規油氣產量增加的重要原因之一。

長慶油田對壓裂液的滲吸能力進行了室內實驗研究，發現在低黏度壓裂液環境中，砂巖的滲吸能力隨著滲透率降低而增強。同時，實驗研究了不同滲透率巖心的滲析置換速率關系，見圖6。從圖中可以看出，隨著巖心滲透率的降低滲吸置換出的油量逐漸增多，即砂巖的滲吸能力隨滲透率降低而增強。另一方面，長慶油田在鄂爾多斯致密油儲層的生產實踐過程中研究了不同物性地層的油水置換能力。得到了隴東油區不同層位試排見油時壓裂液的返排率，見圖7。從圖中可以看出，滲透率低、物性更差的長7層位的油水置換的速度更快，并且見油時的返排率遠遠低于其他物性較好的儲層。實驗室和現場實驗結果證明低滲透儲層中的滲吸和置換能力更強。

圖6 不同滲透率下的滲吸置換率Fig. 6 Imbibition rate at different permeability

圖7 隴東油區不同層位試排見油時壓裂液返排率對比圖Fig. 7 Comparison of fracturing flow back rate in different layers of Longdong Oil field

此外，長慶油田通過礦場實踐的方式對壓裂液的增能作用進行了證實。實踐指出，存地壓裂液量可以有效地增加地層壓力。以陽平地區為例，該地區存地壓裂液量為3005 m3，地層壓力為原始地層壓力的119%，見圖8。另一方面，長慶油田統計了西233、莊183和莊230這3個區域氣井的壓裂液存地液量和年累計產油量的關系，見圖9。從統計圖中可以明顯的觀察到，水平井一年累計產油量與壓裂入地液量存在明顯正相關關系，隨著壓裂液存地液量的增加，單井年累計產油量也呈現增加趨勢。

圖8 陽平2地區地層壓力圖Fig. 8 Formation pressure map of Yangping 2 area

圖9 水平井存地液量與年累計產量關系圖Fig. 9 Relationship between the amount of fracturing liquid stored and the annual cumulative output

Fakcharoenphol等人在2014年從機理的角度對滲吸和置換作用行了研究，提出了滲吸置換作用的概念圖，見圖10。同時研究還指出，礦化度是滲吸置換的主控因素，低礦化鹽水在滲透壓作用下容易引起黏土膨脹，排驅微孔原油，從而達到了油水置換的結果[19]。上述室內實驗和現場實踐啟示在頁巖開發過程中，壓裂液也具有造縫、滲吸、置換、增能和攜砂5個功能。為了提高油氣產量，作用于單位體積的頁巖氣儲層的液量也應該盡可能提高。目前施工中常用的壓裂液液量為6萬m3，對于1000 m水平段、50 m半徑井眼的體積來說，單位體積的液量僅有0.007 64液方/石方；對于2000 m水平井段、50 m半徑井眼的體積來說，單位體積的液量僅有0.003 82液方/石方。從數據中可以看出，目前施工所使用的壓裂液總量很小。因此，未來頁巖氣水力壓裂過程中總液量問題仍然是壓裂施工中亟待解決的一個關鍵問題。

圖10 滲吸置換作用概念圖[19]Fig. 10 Schematic diagram of imbibition effect[19]

3 儲層保護的問題

儲層保護是在鉆井、完井、儲層改造、井下作業和增產及開采過程中，最大限度的降低儲層傷害的方法。儲層傷害是指由于作業過程所導致的油氣流動阻力增加，油氣層滲透率下降的現象。在壓裂施工中，如果地層的水敏性黏土含量較高，敏感性黏土礦物把水吸附到晶體結構內，造成黏土膨脹。同時由膨脹引起的不穩定性促進了分散和運移，造成儲層孔喉結構的堵塞和土鎖，導致儲層滲透率的嚴重下降。常規油氣儲層的孔隙度和滲透率較大，油氣在生產壓差的作用下流入井筒中。黏土膨脹和運移會造成儲層孔隙和吼道的堵塞，造成滲透率的大幅度下降[20]。

實驗室和現場施工證明，頁巖儲層壓裂液造成的黏土膨脹雖然會導致頁巖基質的滲透率降低，但是會重啟地層中的微裂縫并且產生新的微裂縫，導致頁巖儲層的整體滲透率提高。Zhou等人在對美國Niobrara頁巖地層研究后表明，儲層滲吸量與滲透率存在明顯的正相關性。圖11為該頁巖儲層滲析量與滲透率關系的實驗結果對比圖。在滲吸實驗開始階段，頁巖樣品的滲透率變化很小；當滲吸液體飽和度達到40%之后，對應頁巖樣品的滲透率急劇上升。這是因為壓裂液作用于巖石內重啟裂縫需要一定的時間，當頁巖的滲析量達到一定量之后，壓力才足以重啟地層中的微裂縫[21]。

圖11 滲吸液體飽和度與滲透率變化關系曲線[21]Fig. 11 Relationship between fluid saturation and permeability during the imbibition experiments[21]

此外，Zhou等人通過實驗得到了滲吸實驗前后泥巖基質滲透率和微裂縫滲透率變化結果見表3和表4。從實驗結果中可以看出，滲吸作用會導致泥巖基質的滲透率降低，但是滲透率降低最大為96%；但是微裂縫滲透率增加最大可達到800 000%，這也極大地提高了儲層的整體滲透率。Zhou等人還指出，泥質含量越高，壓裂液進入儲層越容易打開微裂縫，導致儲層的綜合滲透率增加[21]。

表3 滲吸實驗后巖心基質滲透率變化[21]Table 3 Change of core matrix permeability after imbibition test[21]

表4 滲吸實驗后巖心微裂縫滲透率變化[21]Table 4 Change of permeability of core micro-fracture after imbibition test[21]

在頁巖氣儲層開發過程中，壓裂液滲吸作用和黏土膨脹作用是可以提高儲層滲透率的，并且黏土的膨脹是有利于復雜縫網的產生的，可以促進油氣井的增產。因此，頁巖氣壓裂中黏土穩定劑、黏土防膨劑等添加劑應該減少使用，盡量使用低黏度清潔壓裂液，促進儲層的滲吸作用。

4 套管變形的問題

目前長寧—威遠地區氣井的套管變形嚴峻趨勢。西南油氣田公司和田中蘭的研究指出：截止2018年6月18日，長寧—威遠區塊共壓裂180口井，79口井疑似出現套管變形狀況，占比44%。表5為統計的長寧地區，威202井以及威204井的套管變形情況[22]。從表格中可以看出，威202區塊的套管變形狀況最為嚴重，平均套變比例高達為81.13%。

表5 長寧—威遠頁巖氣套管變形統計Table 5 Changning-Weiyuan area shale gas casing deformation statistics

通過對套管變形井的地質以及施工狀況分析，總結了可能造成套管變形的原因：(1)從測井檢測來看，套管變形以剪切變形為主，套變的發生可能來自于地層形變；(2)壓裂時的大壓差、多次作業導致套管外水泥產生殘余、累積形變；由此產生套管與水泥之間的間隙；壓裂液穿過環形間隙，到達地層裂縫，促成了裂縫的滑移；(3)壓裂液通過地層縫隙，在地層天然裂縫處聚集，形成潤滑作用和應力場改變作用，導致裂縫擴張滑移；(4)壓裂液造成地層內壓力增加，流體增加導致的巖石總體積增加、頁巖吸水膨脹，由此類因素產生的巖石移動和錯動。

結合套管變形規律以及可能出現的原因，為緩解套管變形及其影響提出了以下幾點建議：(1)加強工程地質力學一體化研究，加強斷層、裂縫等弱面精細描述，開展地質力學建模，模擬分析壓裂前后地應力場的變化、裂縫或斷層的滑移；(2)嚴格控制井眼軌跡，優化壓裂位置；(3)提高套管壁厚和強度,緩解地層滑移致套變問題；(4)優化井筒質量，提高應對套管變形能力；(5)優化水泥石性能，緩解套變量；(6)試驗并推廣套變井壓裂新工藝,減少丟段。

5 結束語

(1)目前中石油四川頁巖氣井的水平井多按照垂直于水平最大主應力的方向鉆井。一方面會導致鉆井過程中上行井等復雜井比例增多，給施工帶來一系列工程問題；另一方面與頁巖氣形成復雜裂縫的設計相違背。實際壓裂施工后發現，裂縫的形態多為水平向擴展的水平裂縫，與傳統認識中產生垂直縫也產生了矛盾。因此如果水平井的井眼方向順著較為有利的工程方向布置，就可以大大降低鉆井難度；

(2)頁巖儲層滲透率低，壓裂液與地層會發生滲吸作用，排驅孔內的油氣從而使得儲層內發生油水置換。滲吸作用還會使得儲層的壓力系數提高，并且壓裂液存地液量與壓力系數的增加值呈現正相關特征。因此頁巖儲層中壓裂液的功能除了造縫和攜砂之外，還有滲吸、置換和增能作用；

(3)頁巖儲層的黏土礦物含量高，壓裂液與儲層黏土礦物接觸會造成黏土的水化膨脹，從而造成基質滲透率的降低，造成儲層傷害。但是，黏土的水化膨脹還會重啟地層中的微裂縫并且產生新的微裂縫，使得地層整體滲透率大幅增加，更有利于提高產量。因此要正確看待頁巖儲層中的儲層傷害問題，減少壓裂液中黏土穩定劑、黏土防膨劑等添加劑的使用，促進儲層的滲吸作用；

(4)壓裂液的造縫、滲吸、置換和增能作用可以有效地提高頁巖儲層的產量，增大液量可以使得壓裂液的增產作用最大化。未來頁巖氣水力壓裂過程中的總液量問題仍然是壓裂施工中亟待解決的一個關鍵問題；

(5)長寧—威遠地區氣井的套管變形問題形式嚴峻。套管變形以剪切變形為主，造成套變的主要原因可能是由于裂縫和斷層的滑移等造成的地層形變。