長寧地區石英砂替代陶粒先導性試驗及效果評價

周小金, 段永剛, 朱 愚, 陽 星, 苑術生, 王虎軍， 劉俊辰

(1西南石油大學石油與天然氣工程學院 2中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院3頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室 4中國石油西南油氣田公司重慶氣礦5 西南油氣田公司工程技術處 6 玉門油田分公司油田作業公司7中國石油西南油氣田公司四川頁巖氣勘探開發有限責任公司)

中國頁巖氣分布非常廣泛，四川盆地頁巖氣估算總資源量近40×1012m3，開發潛力巨大[1]。頁巖儲層物性差，孔隙度低，滲透率極低，水平井分段壓裂成為頁巖氣開發的關鍵技術[2-3]。經過多輪技術攻關，國內定型了埋深3 500 m以淺的頁巖氣壓裂主體工藝：低黏滑溜水、70/140目石英砂+40/70目陶粒組合支撐劑、大排量、大液量、大砂量。長寧地區目前70/140目石英砂使用比例一般不超過30%，W204井區因儲層埋藏深，加砂難度大，70/140目石英砂比例近40%。

2014年國際油價斷崖式下跌以來，北美頁巖氣開發作業者為降低作業成本，大幅提高石英砂使用比例。美國壓裂用石英砂使用占比由2012年的80%提高至2017年的95%，而覆膜砂、陶粒由10%分別降低至2%、3%[4]。部分地區甚至將石英砂使用比例提高至100%。北美頁巖氣井大幅提高支撐劑加量，改善支撐裂縫導流能力。

因此，結合川南頁巖儲層地質特征，在確保壓裂效果的前提下進一步探索降本新途徑，開展石英砂替代陶粒壓裂方案論證及先導性試驗具有重要的現實意義，為川南頁巖氣實現高效低成本開發提供了新的選擇。

一、國內外壓裂用石英砂使用現狀

1. 美國石英砂使用現狀

目前美國壓裂用支撐劑分為三類：陶粒、覆膜砂、石英砂。因石英砂相比陶粒與覆膜砂具有顯著的成本優勢，2014年國際油價大幅下跌以來，美國石英砂使用比例得以大幅提高，絕大多數區塊使用比例超過90%。據國際機構預測，在未來一段時間內，石英砂在全球壓裂支撐劑的市場份額將會超過60%[5]。

2. 川南頁巖氣井壓裂用石英砂使用現狀

川南頁巖氣井壓裂主體采用70/140目石英砂與40/70目陶粒組合支撐劑，70/140目石英砂主要用于打磨射孔孔眼與封堵細微裂縫，40/70目陶粒主要用于對裂縫的支撐，維持支撐裂縫的高導流能力。因此，川南頁巖氣井壓裂用70/140目石英砂比例一般不超過25%。現場作業期間常因40/70目陶粒加入難度大而被動提高70/140目石英砂用量，但國內頁巖氣井壓裂用石英砂比例明顯低于北美，以長寧-威遠國家級頁巖氣示范區為例，N201、W202、W204井區井石英砂使用比例分別為20.62%、32.67%、41.07%(如圖1)。

圖1 長寧-威遠頁巖氣示范區支撐劑使用情況

二、長寧地區石英砂替代陶粒壓裂工藝可行性論證

1. 頁巖氣井生產所需最低裂縫導流能力確定

通過前期巖心測試，長寧區塊五峰組-龍馬溪組頁巖基質滲透率較低，介于(2.36 ～1250)×10-6mD之間，平均滲透率為251.26×10-6mD。以長寧地區主體壓裂參數(單段液量1 800 m3，單段支撐劑用量120 t，施工排量12 m3/min)為基礎輸入參數，開展裂縫導流能力優化。結果表明：裂縫導流能力為10～12 mD·m即可滿足頁巖氣井正常生產(如圖2)。針對特低滲頁巖儲層正常生產，無需特別高的支撐裂縫導流能力。

圖2 不同基質滲透率條件下裂縫導流能力與2年累產關系

2. 室內石英砂導流能力測定

為評價石英砂長期導流能力，開展室內測定實驗，結果表明，在閉合壓力50 MPa條件下，鋪砂濃度2.5 kg/m2的40/70目石英砂與鋪砂濃度10 kg/m2的70/140目石英砂均可獲得12 mD·m以上的長期導流能力(如圖3)。因此，針對長寧地區頁巖儲層，具備開展石英砂替代陶粒的地質基礎。

圖3 壓裂用石英砂長期導流能力實驗測定曲線

圖4 不同基質滲透率條件下支撐縫長與累產曲線

三、現場試驗方案優化

1. 試驗井優選

本次石英砂替代陶粒現場試驗優選CNX1-3井為試驗井，其各項地質、工程參數與鄰井CNX1-4井相當(如表1)，便于開展效果對比。

2. 支撐裂縫長度優化

針對長寧地區頁巖儲層基質滲透率為(2.36～1 250)×10-6mD，開展不同基質滲透率條件下支撐裂縫半長與累計產量的關系研究，數值模擬顯示當支撐裂縫半長大于120 m后，累計產量增幅放緩(如圖4)，故以支撐裂縫半長120 m為最優。

3. 支撐劑規模優化

針對長寧地區儲層，以目前單段主體壓裂液用量1 800 m3為基礎條件，開展不同支撐劑用量(120 t；140 t；160 t；180 t)下的累計產量對比，如圖5所示。當單段支撐劑加量為160 t時，技術經濟指標最優。

表1 CNX1-3、4井基礎參數對比

圖5 單段支撐劑不同加量條件下氣井累產曲線

4. 壓裂液規模優化

當單段支撐劑加量為160 t時，開展壓裂液規模優化，通過6種方案(1200 m3；1400 m3；1600 m3；1800 m3；2000 m3；2200 m3)結果對比，累計產量隨壓裂液總量增加不斷增加，但當超過1 800 m3以后，累計產量增幅明顯變緩(如圖6)。同時，方便與前期實施井開展效果對比，單段壓裂液規模為1 800 m3。

圖6 單段壓裂液不同用量條件下氣井累產曲線

5. 不同粒徑支撐劑組合比例優選

70/140目支撐劑因其粒徑較小，更易進入細微裂縫，砂堵風險較40/70目支撐劑小，但小粒徑支撐劑導流能力更低，為達到施工難度與導流能力的平衡，開展不同粒徑支撐劑組合比例優選(70/140目∶40/70目=0∶1；3∶7；4∶6；5∶5；6∶4；7∶3；8∶2；9∶1；19∶1；1∶0)。數值模擬結果表明，組合支撐劑效果優于全部采用70/140目石英砂(如圖7)。考慮逐步推動現場試驗及石英砂破碎、嵌入對導流能力的影響，推薦70/140目占比70%為最終方案。

圖7 單段不同支撐劑占比例條件下氣井累產曲線

四、現場實施效果分析

CNX1-3井石英砂替代陶粒現場試驗實施期間，套管變形嚴重，設計壓裂23段，實際壓裂18段，設計壓裂段長1 551.5 m，實際壓裂段長1 217 m。

在地質工程條件相當的條件下，CNX1-3井全部采用石英砂，CNX1-4井采用常規壓裂工藝。因套管變形，CNX1-3井丟5段，丟334.5 m，該井實際壓裂段數、段長明顯低于CNX1-4井(如表2)。

同等測試制度條件下，CNX1-3井測試井口壓力18.24 MPa，測試產量40.01×104m3/d；CNX1-4井測試井口壓力17.23 MPa，測試產量30.55×104m3/d。CNX1-3井測試產量較CNX1-4井提高31%。若按照改造段長1 500 m進行折算，CNX1-3井測試產量較CNX1-4井提高67%。如表3所示，CNX1-3井燜井時間、見氣時間更短，且CNX1-3、4井平均單位壓降測試產量分別為3.4×104m3/(MPa·d)、1.93×104m3/(MPa·d)，可見CNX1-3井采用石英砂替代陶粒未出現支撐裂縫導流能力低、滲流阻力大而影響氣井生產的情況，石英砂替代陶粒在長寧地區技術可行。

表2 CNX1-3、CNX1-4井施工參數統計表

表3 CNX1-3、CNX1-4井排采參數統計表

在壓裂成本方面，目前石英砂單價較陶粒低約1 000元/噸，單段160 t石英砂較30 t石英砂+90 t陶粒成本可節約5.8萬元，以單井壓裂段長1 500 m，壓裂25段測算，單井支撐劑物料成本可節約145萬元，石英砂替代陶粒壓裂工藝在經濟上可行。

五、認識與建議

數值模擬表明長寧地區頁巖氣井生產所需最低裂縫導流能力介于10～12 mD·m之間，室內導流能力測定結果顯示全井采用石英砂可滿足頁巖氣井正常生產。

單段1 800 m3壓裂液，160 t支撐劑，70/140目占比70%，全程石英砂壓裂實施后，試驗井折算1 500 m改造段長測試產量提高67%，單井折算1 500 m改造段長支撐劑成本降低約145萬元，降本增效顯著，新工藝技術經濟可行。

建議后期加大在長寧地區的石英砂替代陶粒壓裂工藝試驗力度，力爭早日應用推廣，全力支撐川南頁巖氣高效低成本開發。