頁巖氣井長水平段壓裂一體化動態評估
——以長寧國家級頁巖氣示范區為例

沈 騁 吳建發 付永強 曾 波

1.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院 2.中國石油西南油氣田公司

0 引言

增加頁巖氣井壓裂段長度有利于提升單井產量并降低成本。自2014年起，北美地區Haynesville、Marcellus等頁巖氣田根據自身地質工程特點，將氣井壓裂段長由 1 200 ～ 1 500 m 增至 2 100 ～ 2 900 m，實現了長壓裂段經濟生產模式。而分段段長與壓裂段數、壓裂液用量、支撐劑用量、單段簇數也實現了差異化設計，截至2020年底，Haynesville和Marcellus區塊單井分段段長分別為43 m和77 m，壓裂段數分別為51段和38段，用液強度分別為48.1 m3/m和16 m3/m，加砂強度分別為5 t/m和3.2 t/m，單段簇數均提升至6簇以上。可見，不同區塊水平井壓裂需配置差異化的施工參數以達到最佳改造效果。

得益于頁巖氣井位部署、鉆完井、排采和生產一體的全生命周期工藝技術進步，四川盆地奧陶系五峰組至志留系龍馬溪組海相頁巖氣開發取得顯著效果[1-4]，2020年盆內頁巖氣產量超過200×108m3，成為我國天然氣主要增長點。為進一步實現成本降低和長期效益開發，增加水平井壓裂長度的技術趨勢已達成共識，寧209H71-3井、勝頁9井水平段長達 3 100 m 和 3 583 m，分別刷新了中石油和中石化的頁巖氣井水平段長記錄，彰顯了國內長水平井鉆井水平。中石油在長寧、威遠區塊已率先開展了百余井次的長水平段壓裂（壓裂段長＞1 800 m）、超長水平段壓裂（壓裂段長＞2 500 m）氣井的鉆完井和排采生產作業，年均壓裂段長從2015年的1 800 m增長至2020年的2 200 m。但長寧區塊生產結果表明，44口長水平段壓裂氣井并非都能獲得高產和長期穩產效果，單井測試產量（11.55×104～ 47.55×104m3/d）、最終可采儲量（EUR）差異大（0.9×108～ 2.15×108m3），水平段壓裂長度繼續增大可能導致成本投入大于資源產出的風險。

可見，常規頁巖氣井（壓裂段長＜1 800 m）的成熟工藝在長水平段壓裂氣井中并非完全適應，最優壓裂段長度尚未確定。因此，以長寧區塊336口井（其中44口長水平段壓裂氣井）為研究對象，將不同工程階段進行一體化融合，分析影響氣井產量的動態主控因素，并與常規氣井進行一體化動態評估，以期為川南地區后續中深層、深層頁巖氣區塊長水平段壓裂氣井開發部署、儲層改造和生產跟蹤提供思路和借鑒。

1 長水平段壓裂氣井一體化動態主控因素

長寧區塊44口長水平段壓裂氣井均分布在優質儲層厚度大于15 m范圍內，物性條件良好（圖1），但各井EUR并未與孔隙度、TOC、含氣量和優質儲層厚度呈明顯正相關關系。與292口常規頁巖氣井相比，N201、N209井區44口長水平段壓裂氣井生產結果表明，增加壓裂段長可提高單井測試產量和EUR，投產兩年井均累計產量高出近700×104m3，但折算每米壓裂長度的測試日產氣量、EUR分別為135 m3和 7.0×104m3，均低于常規氣井的 160 m3和8.6×104m3。可見，長水平段壓裂氣井存在不同于常規頁巖氣井的產量影響因素，或影響程度更高的因素。

圖1 長寧區塊N201、N209井井區優質儲層厚度分布與長水平段壓裂氣井分布位置圖

1.1 水平段鉆進層位

頁巖氣水平井靶體穿行層位優選直接決定壓裂和排采工藝對氣井高產、穩產的實施效果。一方面，川南地區各頁巖氣產區靶體的縱向分布位置不同，在漫長沉積成巖史上存在差異，故稱其為不等時靶體[5]；另一方面，不等時靶體的測井解釋曲線呈“雙波谷”形態，即脆延性指標和應力差異指標均偏低，在測井曲線上呈現“凹”形的位置，表明該層（該段）脆性高，有利于壓裂，應力條件有利于成縫網[6]。

在縱向上，長寧區塊主力產氣層自下而上分別為五峰組、龍馬溪組一段一亞段1～4小層（以下簡稱龍一11～龍一14），N201、N209井區北的靶體主要集中在龍一11，N201、N209井區南則為龍一12。統計N201、N209井區北單井龍一11鉆遇率、鉆遇長度，N201、N209井區南單井龍一12鉆遇率、鉆遇長度與單井EUR的對比關系（圖2），當作為各分區靶體的鉆遇率、鉆遇長度分別達到70 %和1 200 m（N201、N209 井北約 1 000 m，N201、N209 井南約1 500 m，取其中間值）時，單井EUR大于 1.5×108m3的概率大幅提升。因此，長壓裂段實現高產，首先需要高鉆遇不等時靶體，才能確保水力裂縫能夠快速起裂、充分擴展。

圖2 長寧區塊N201、N209井區北單井龍一11、井區南單井龍一12鉆遇率、鉆遇長度與EUR關系圖

在橫向上，以N209H48-5井為例，壓裂段長2 653 m，分為44段，全井段采用相同壓裂施工參數進行水力壓裂，分布式光纖測試了15.0×104m3配產制度下9～44段（1～8段因施工復雜未鉆橋塞）的產氣貢獻情況（圖3）可知，高產壓裂段同樣具備“雙波谷”狀態，表明長壓裂段產氣貢獻受控于原始地應力條件。相同施工強度下，于裂縫擴展的應力條件越有利，獲得高產的可能性即越大。

圖3 N209H48-5井分布式光纖測試單段產氣貢獻率與應力差異指標、脆延性指標、井軌跡對應關系圖

1.2 流體壓力降與孔眼摩阻

壓裂施工受攜砂壓裂液在井筒中產生的流體壓力降[7]、攜砂液經孔眼產生的孔眼摩阻[8-9]影響。流體壓力降主要受壓裂段長度、施工排量和套管內徑的影響；孔眼摩阻受孔眼直徑、孔數和施工排量影響。長寧地區氣井主體套管內徑114.3 mm，主體射孔孔徑11 mm，當壓裂段長每增加100 m，泵注壓裂液至目的處所增加的流體壓力降為0.2～0.3 MPa；當孔數每減少1個，孔眼摩阻增大0.2～0.5 MPa；當排量每提升1 m3/min，流體壓力降增量達0.5～1.0 MPa，孔眼摩阻增大0.9～2.0 MPa。可見，隨著壓裂段長、排量增大，井筒自井底產生的摩阻顯著增大，導致加砂過程中砂敏感、井口套壓急劇增大，導致難以通過提升排量來確保足夠的凈壓力作用于裂縫。N209H48-5井由于趾端壓裂段加砂困難，排量低，參考實時刻畫凈壓力模型[10]推算可知，前序段凈壓力（10 ～ 25 MPa）明顯低于后序段（20 ～ 35 MPa）（圖4），由此可見，摩阻增大，趾端所受到的負面影響大，極大削弱了縫口的凈壓力，嚴重影響壓裂效果。因此，長壓裂段自趾端向跟端可采用逐漸增大主體排量，并配合后續提及的優化段內多簇參數組合來獲得最優改造效果。

圖4 N209H48-5井單段各簇平均凈壓力對比圖

1.3 施工參數耦合

1.3.1 簇間距與排量

優化簇間距和排量對成縫網效果具有顯著影響[11]。但壓裂設計易忽略簇間距與排量的相互影響，將大排量、密簇進行直接組合應用，導致長水平段壓裂氣井效果時好時差。從單因素來看，縮短簇間距、提升排量對單個壓裂段的改造是有利的。然而，當簇間距減小（或簇數增多）、排量增大同時發生，各簇裂縫凈壓力隨之增大，應力影響范圍相應增大，各簇裂縫將發生由相互促進擴展向促進作用降低、甚至變為競爭關系，使得簇效率（保持擴展的簇數與總簇數的比值）降低，造成非均勻擴展、大部分簇不具備產氣能力的情況，最終影響EUR。

川南地區五峰組、龍馬溪組頁巖非均質性極強，導致跟、趾端的巖石力學性質、地應力條件可能發生比常規氣井更明顯的變化。以N21-5井為例，壓裂段長2 960 m，跟端A點、趾端B點的各項參數均發生顯著變化（表1）。因此，川南長壓裂段的壓裂設計首先應將其看作“兩口井”甚至更多，分別進行參數的優選以獲取最優改造效果。綜合認為，差異化排量設計條件下，簇間距與排量耦合原則可表達為前序段（如1～27段）“相對低排量+相對密簇距”彌補排量較低在裂縫復雜度上的缺陷，后序段（如28～50段）“相對高排量+相對大簇距”彌補高排量在應力干擾中起負向作用的缺陷。

表1 N21-5井跟端A點、趾端B點地質參數對比表

1.3.2 鄰井井間距與生產情況

川南地區頁巖氣井普遍布井于山地環境，地面平臺選址挑戰大，但所對應的井下卻存在可動用資源，相鄰平臺需要較長的大斜度段才能觸及目標區域，井位部署時往往通過鉆進長壓裂段井來彌補地面和地下的布井難題，因此，礦場多對該類井取得高產的要求較低。N21-5井屬于該類井，由于同平臺、鄰平臺井均已投產2～5年，當其壓裂時，水力裂縫易傾向較低地層壓力的采空區偏移，即偏向長期生產井，導致壓竄影響生產進度。該井1～14段采用長寧區塊主體施工參數，分段段長60 m，簇數6簇，排量14～16 m3/min，用液強度30 m3/m，加砂強度2～3 t/m，壓裂過程中施工壓力高，排量提升困難，砂敏感強，微地震監測水力裂縫長度約為200～300 m，裂縫擴展明顯偏轉于北側已投產的N12-1井（處于關井并進行壓力監測狀態），期間N12-1井關井套壓上漲2 MPa。可見，由于壓裂施工參數的不適應性，大量的砂液體系進入了采空區的“空隙”，造成兩口井壓竄。根據施工參數耦合的理論分析，反演了N12-1、N21-6井壓裂縫長規模，考慮井間距“臨界觸碰”，確保N21-5井壓裂過程中極限水力裂縫半長與上述兩口投產井的裂縫半長剛好等于井間距，對N21-5井采取前序段“相對低排量+相對密簇距”、后序段“相對高排量+相對大簇距”措施（圖5），具體為：①第15～27段采用分段段長60 m、簇數11簇、排量14 m3/min，用液強度30 m3/m，縫長顯著降低[12]，實現了近井地帶充分改造，并有效克服了N12-1井長期投產產生的壓力降；②28～50段埋深變淺，與同平臺N21-6井（已投產2年）平行，采用分段段長60 m、簇數8簇，排量16 m3/min，考慮井間距由前序段與N12-1井的340 m縮減至300 m，根據經驗[13]，嚴格控制用液強度在25 m3/m左右，同樣保證了水力裂縫在井筒左右兩側均勻擴展且未發生壓竄。

圖5 N21-5井數值模擬及微地震監測解釋成果與鄰井關系

1.4 壓裂段軌跡

壓裂段跟端A點、趾端B點的斜率、垂直高差、壓裂段呈上傾或下傾形態，對長壓裂段的壓后生產效果起到明顯的控制作用[14-15]。川南區塊構造復雜，構造起伏大，頁巖氣井存在跟、趾端垂深差異較大的情況。當處于下傾狀態時，若垂直高差較大且在高配產制度下，地層能量衰竭速率將比常規氣井更快，不僅降低供產能力，還具有較高積液風險；低配產制度下，盡管降低了地層能量衰竭速率，但氣液兩相流體均面臨向上運移困難的情況，初期表現為斷續產氣，液體受重力影響較大，后期則表現為積液于趾端，嚴重影響前序段產量[16]。當處于上傾狀態時，則易在跟端附近積液，使得全井段產能受影響。

N209H48-5井分布式光纖測試的9～44段共36段、238簇中，主要供產段、簇集中在26～44段，9～25段呈斷續產氣狀態（圖3）。從井軌跡可以明顯看出，前序壓裂段斜率高差較大，嚴重制約供氣能力。因此，與平臺內其余8口常規壓裂段長氣井相比，盡管生產壓力、日產量較高，但累計產量仍不具備較高優勢（表2）。因此，長壓裂段氣井應保證垂向差異盡可能較小，以此保證壓裂改造效果并長期穩產。

表2 N209H48平臺各單井相同生產時間內生產套壓與日產量、累計產量對比表

綜合分析認為，長壓裂段氣井首要受到鉆進層位和井軌跡的影響，主要反映的是儲層原位的巖石力學、地應力、地層傾角等“不可變”的地質特征；其次是施工過程中的摩阻、施工參數的耦合，可通過優化參數配置可有效克服巖石力學、地應力、摩阻等對氣井產能的約束，屬于“可變”的工程特征。

2 長水平段壓裂氣井一體化動態評估與措施

通過梳理影響長水平段壓裂氣井的動態主控因素，還需要分析其影響程度，并給出相應的解決措施。通過與常規壓裂段長氣井的大數據對比分析，充分認識壓裂段增長后的主控因素變化規律，達到提高解決措施的針對性的目的。

2.1 提高靶體鉆遇率

統計分析長壓裂段氣井、常規壓裂段氣井的不等時靶體的鉆遇率對比可知，以靶體鉆遇率大于70%作為達標標準，44口長壓裂段氣井中僅13口達標，而292口常規壓裂段氣井有201口達標，達標比例顯著高于長壓裂段氣井。由此可見，提高長壓裂段氣井的不等時靶體鉆遇率，是提高單井產量的必要途徑之一。

分析靶體鉆遇率小于70%的長壓裂段氣井脫靶位置表明，其多集中在前序趾端。分析原因：一方面是受構造影響，壓裂段所處位置曲率異常，導致鉆井過程中導向困難；另一方面，則是由于壓裂段增長后，鉆井過程中旋轉導向失效率增大，尤其在川南地區井底溫度高和地層壓力大的條件下，水平段超過1 200～1 500 m后往往僅能通過常規鉆井模式完成后續作業，造成前序壓裂段較低的鉆遇率，疊合摩阻帶來的雙重影響，成縫網能力較差，排采生產時的供氣能力也被遏制。因此，提高前序壓裂段的鉆井時效性是彌補旋轉導向鉆井不足、保證長壓裂段氣井高產的必要措施，盡可能降低前序壓裂段所受到的負面影響。

2.2 改善壓裂施工效率

壓裂段增長導致流體壓力降增大，長壓裂段氣井表現出比相鄰平臺平行的鄰井更高的施工壓力（表3）。因此，長壓裂段前序壓裂在改造的過程中，大排量難以建立，導致在同一地理位置下具有顯著的差異改造效果，使得前序壓裂段普遍存在泵壓高、砂堵頻繁、儲層改造體積小等施工效率較低的情況。因此，合理選取低黏度壓裂液，對改善前序壓裂段流體壓力降有積極作用，同時，可適當采用差異化射孔，對前序壓裂段的單段孔數進行優化調整，降低孔眼摩阻，保證前序壓裂段的施工效果，提高簇效率[17]。

表3 長寧區塊長壓裂段氣井前序壓裂段與相鄰常規壓裂段氣井施工壓力對比表

2.3 強化壓裂施工參數組合針對性

以獲取最大儲層改造體積和單井產量為目的，簇數、排量和簇間距應存在一個最優組合。早期采用分段段長45 m、單段簇數3簇的改造方式，打造了一批測試產量30×104m3/d以上的井，但分段段長短，分段段數多，作業時效長，成本投入大。因此，適度增加分段段長并保持較密簇間距可有效平衡改造效果和成本投入的矛盾，也可以有效平衡因分段段長增加導致段數減少帶來的單井儲層改造效果降低的矛盾。

基于最優儲層改造方法[11]，選取N201、N209井區典型長壓裂段氣井N21-5、N209H48-5井地質參數為基本條件，假設壓裂段長3 000 m，取水平、垂向基質滲透率分別為 0.024 73 mD、0.002 473 mD，天然弱面水平、垂向滲透率分別為133 mD、13.3 mD，天然弱面內聚力約2.5 MPa，天然弱面摩擦系數約0.4，天然弱面抗張強度約5 MPa，逼近角30°，設置壓裂液黏度5 mPa·s，單井用液強度30 m3/m（可保證分段段長變化，仍維持單井總液量不變），模擬預測6簇、8簇、11簇條件下對應不同排量（10 m3/min、12 m3/min、14 m3/min、16 m3/min、18 m3/min）時能夠獲取單井最大改造體積（SRV）的最優簇間距（圖6）。結果表明，差異化簇數、排量條件下，最優簇間距均發生變化。以目前川南區塊主體排量16 m3/min為基準，N201井區6簇、8簇、11簇所對應的最優簇間距分別為 12 m、9.5 m、7.8 m，即最優分段段長則分別為72 m、76 m、86 m能夠獲取最佳改造效果；同理，N209井區6簇、8簇、11簇所對應的最優簇間距分別為11 m、9 m、7.3 m，所對應的最優分段壓裂段長度則分別為66 m、72 m、80 m。可見，梳理壓裂施工參數之間的耦合關系，精細化壓裂設計，選擇最佳的壓裂施工參數組合，可改善單井全井段改造效果。

圖6 N201、N209井區不同簇數、排量、簇間距對應的單井改造效果對比圖

理論與實踐均表明，隨著簇數增多，單井SRV呈減小趨勢。因此，當采用單段簇數較多的方案時，需要同時提高加砂強度[18]，增強可改造空間的裂縫導流能力，提升單位改造儲層體積內的產氣量。另一方面，由于前述井位部署特征，長水平段壓裂氣井需要考慮鄰井生產狀態和摩阻、壓力降等因素，更需要以確保施工順利為前提，為前序段、后序段分別選取合適的排量、簇數、簇間距配置。

2.4 控制垂深差異對單井供氣能力影響

僅通過理論分析不足以獲取最高單井產量下川南地區單井壓裂段垂深差異界限。統計長寧區塊所有已壓井，將單井EUR進行單位長度折算，定義折算為壓裂段長 1 500 m，其EUR＞ 1.5×108m3為高產井，分析與壓裂段跟端A點、趾端B點垂深差、斜率的關系（圖7）。分析可知，區內上傾井（斜率＜0）整體效果優于下傾井（斜率＞0），折算壓裂段長1 500 m，EUR＞1.5×108m3的井A、B點基本全部分布在斜率±0.15、垂深差±300 m范圍內。因此，在后續井位部署時，需保證單井壓裂段垂向高差盡可能控制在300 m內，長壓裂段氣井則更需要選擇構造更為平緩的區帶，確保改造難度小、后期生產能力好。

圖7 長寧區塊單井EUR與壓裂段斜率、垂深差關系圖

3 基于大數據的最優壓裂段長度分析

氣井測試產量和EUR受到靶體、壓裂和井軌跡等多方面的共同影響，其效果最終將反映在壓裂段長度上，需要進一步對最優壓裂段長度進行分析研究，從而體現經濟改造價值。川南長寧已完成300余口氣井壓裂，壓裂與生產資料豐富，可通過大數據分析方法進行最優壓裂段長度的研究。為消除數據點過多帶來的干擾，將100 m作為壓裂段長度分析時的步長，把區內獲取了階段產量的投產井進行分類和匯總（表4），并將不同步長范圍內所對應的平均壓裂段長度、平均階段產氣量進行數據分析（圖8）。圖中，各數據點反映的是不同步長的所有井的均值。隨著壓裂段長度的增加，單井平均累產均呈增大趨勢，但隨著累產時間的增加，累計產量的增幅逐漸趨于平緩，因此，定義單位長度的產氣增幅來確定最優壓裂段長度。

根據圖8中不同生產時間所對應的壓裂段長度和累計產量關系，可擬合出圖中6個對數關系式。令各曲線的對數關系式表達如下：

圖8 每100 m步長下平均壓裂段長度與不同生產時間下的平均累計產量關系圖

式中f(x)n表示第n天生產時間下隨壓裂段長度x變化的累計產量，104m3；an、bn表示第n天生產時間下的擬合系數；x表示壓裂段長度，m。

設單位壓裂段長度的步長為Δx，當壓裂段長每增加Δx時，累計產量表示為：

因此，單位壓裂段長度增長時的累計產量增幅可表示為：

式中kn表示第n天生產時間下單位壓裂段長度增長的累計產量增量，104m3/m。

當kn= 1時，表明在相同生產時間內，單位壓裂段長度的產量增幅開始趨于平緩，此時再進行壓裂段長度的增加將不再具有實質性的提高產量作用和經濟價值。繪制不同生產時間下單位壓裂段長度與kn的關系圖并進行公式外推（圖9）。可以看出，60 d累產的最優壓裂段長度為 500 m，90 d、180 d、270 d、330 d、660 d 分 別 對 應 700 m、1 450 m、2 000 m、2 150 m、2 200 m。隨著數據點的增多，最優壓裂段長度的增幅已基本趨于穩定。因此，基于現有工藝技術條件，推薦川南地區采用壓裂段長度2 200 m為最優。在工藝技術持續進步的條件下，最優壓裂段長度仍可能持續增長。

圖9 基于長寧區塊大數據分析的最優壓裂段長度圖

4 結論

1）頁巖氣長水平段壓裂氣井主控因素包括水平段靶體鉆遇率、壓裂施工產生的流體壓力降和孔眼摩阻、施工參數耦合、井軌跡及其垂深差異等四方面。

2）提高頁巖氣井長壓裂段產量的一體化動態方法包括：①尋求新鉆井工藝技術提高靶體鉆遇率達70%以上或鉆遇長度達1 200 m；②采用低黏壓裂液和差異化射孔工藝降低流體壓力降和孔眼摩阻；③采用前序壓裂段“相對低排量+相對密簇距”、后序壓裂段“相對高排量+相對大簇距”確保全井段充分改造，6簇、8簇、11簇條件下，遴選最優簇間距分別為 11～ 12 m、9～ 9.5 m、7.3～ 7.8 m；④氣井水平段應保證跟趾端垂深差異在±300 m、斜率在±0.15內。

3）頁巖氣井產量隨壓裂段長的增加呈增幅逐漸減小的增長趨勢，川南長寧區塊頁巖氣水平井壓裂的最優壓裂段長度約為 2 200 m。