川南頁巖氣差異化射孔+復合暫堵工藝應用研究

葉志權，陸方保，陳 亮,2，徐亞軍,2，肖文梁,2

（1.中國石油西部鉆探井下作業公司，新疆克拉瑪依 834000；2.中國石油油氣藏改造重點實驗室頁巖油儲層改造分研究室，新疆克拉瑪依 834000）

1 概述

我國四川盆地頁巖氣資源豐富，經過10余年探索，中國石油在川南地區實現頁巖氣的規模效益開發，掌握了頁巖氣勘探開發核心技術，頁巖氣壓裂理論、技術和方法從無到有，從單一到配套，實現了從跟跑到部分領跑的全面進步。2010 年至今，川南地區頁巖氣壓經歷了先導試驗、自主研發、系統完善、技術升級4個發展階段[1-2]，形成了以體積壓裂工藝技術、體積壓裂配套技術、壓裂裂縫監測與壓裂后效果評價技術、工廠化壓裂技術為核心的頁巖氣水平井體積壓裂技術體系，使我國頁巖氣勘探開發取得了重要階段成果。隨著頁巖氣大規模開發各種施工、生產問題相繼出現，工藝措施也在不斷更新：防砂纖維、自懸浮支撐劑、納米壓裂液、培育高產井、拉鏈順序優化最大保護井筒完整性、差異化射孔等實驗在各區塊展開，以期實現充分動用井控資源、減少井下復雜保障井筒完整性。

目前長寧頁巖氣水平井主體采用6~11簇多簇射孔完井，大規模的液體和支撐劑被泵送至儲層，使其形成復雜的人工縫網系統。但是經文獻調研和研究生產測井數據，表明大約80%產量僅由20%孔眼貢獻，并且30%的射孔簇沒有產量貢獻。常規布孔方式不利于提高裂縫復雜程度，導致簇間儲量動用不充分。為此，在長寧H平臺先導性實驗差異化射孔配合多次復合暫堵體積壓裂工藝，做好生產效果對比，對頁巖氣壓裂技術攻關突破及支撐未來頁巖氣高效開發具有重要意義。

2 目前頁巖氣射孔現狀

2019 年以來，中國石油立足川南地區地質工程特征，開展了壓裂工藝及參數試驗，創建了以“段內多簇+高強度加砂+大排量泵注+堵轉向”為核心的體積壓裂2.0 工藝，并在川南推廣應用。壓裂單段段長60~70m，簇間距為8~10m，簇數為6~11 簇，石英砂陶粒比例為7∶3，施工排量為16~18m/min。壓裂后井均EUR為(1.1~1.4)×108m，頁巖氣體積壓裂技術全面進入2.0 時代。

目前水平段射孔現狀為第1段采用連續油管射孔，后續段采用電纜泵送橋塞射孔，采用等孔徑射孔彈，以均勻射孔為主。以寧209Hxx 井為例：第1 段連續油管射3 簇；主體段（第2~4、6~23 段）射7 簇，孔密16 孔/m，每簇射孔段長0.5m，總孔數56孔；風險段（第5段射）11簇，孔密10孔/m，每簇射孔段長0.5m，總孔數55孔。彈型：等孔徑射孔彈，相位角60°。

射孔原則：為避免同一段內由于儲層、工程參數差異過大而導致的壓裂改造不均勻、不充分，同時避開軌跡復雜段（如大狗腿度的井段）、固井質量差的井段、套管接箍等；射孔時盡量選擇優選高孔隙度，高含氣量，高有機碳，高脆性，低破裂壓力，固井質量相對好的部位進行射孔，并且避開套管節箍位置，通過合理的加砂壓裂改造，力爭獲取工業性氣流。

常規的射孔方式只根據壓裂段的類型（主體段、風險段）來布孔，一個平臺或者一口單井所有的主體段、風險段的射孔都一致，考慮因素較少、射孔單一，在同一段內沒有精細到儲層小層的類型、天然裂縫發育情況。優質儲層不一定得到有效開發，常規布控方式不利于提高裂縫復雜程度，導致簇間儲量動用不充分。

3 差異化射孔技術原理

川南頁巖氣目前勘探開發的主要目的層段為上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組下部富有機質頁巖層段。龍馬溪組自下而上可分為龍一段及龍二段；龍一段細分為龍一1亞段及龍一2亞段；龍一1亞段自下而上細分為1、2、3、4 小層。水平段開發主要以龍一1 亞段1、2小層和五峰組為產層。

在段內多簇+密切割[3]的工藝基礎上對主體段的射孔進行優化，即主體段總簇數、總孔數不變，對不同小層差異化布置孔密和射孔方向的工藝稱為差異化射孔。而在同一段內的層位主要有1、2小層和五峰組，每個層位的孔隙度、含氣量、有機碳、脆性礦物、破裂壓力都有差異。根據川南頁巖氣儲層精細劃分表得知優劣情況：1小層>2小層＞五峰組>3小層>4小層，優先改造好的層位，孔密布置也應該1小層>2小層>五峰組>3小層>4 小層；因為小層層位自上而下依次為4、3、2、1 小層、五峰組，所以在射孔方向優化為：①對五峰組采用定向向上射孔、②3、4小層采用定向向下射孔、③2、1小層采用等孔徑均勻射孔，相位角60°。模擬結果顯示，簇數增加會限制一部分縫長的延伸，適用于風險段控制天然裂縫激活程度；6簇與11簇半縫長對比，11簇擴張縫長均勻擴展，基本滿足縫長控制需求（見圖1）；隨著孔數越少，各簇進液更均勻，裂縫長度偏差越??；射孔孔數減少有利于提高儲層改造體積（見圖2），然而提高射孔孔數有利于降低施工壓力。通過合理選擇差異化射孔參數來實現儲集層資源更有效動用。

圖1 不同射孔簇數下裂縫長度

圖2 不同射孔參數條件下儲層改造體積

壓裂過程中，每段各簇之間的進液量差異會導致壓裂改造不充分及壓后生產剖面不均勻，因此需要在壓裂過程中對射孔孔眼進行暫堵，在段內實現裂縫轉向，從而提高射孔孔眼開啟效率和段內改造均勻程度，實現段間各簇的均衡改造。差異化射孔配合多次復合暫堵，在段內優先暫堵孔密大、進液量高的射孔段，使壓裂液流向進液量低的其它射孔孔眼，開啟新裂縫，從而實現裂縫轉向的作用，提高暫堵轉向效率。由于頁巖氣開發是人造氣藏，以復雜縫微小縫為主，在壓裂施工時需要暫堵球+暫堵劑的復合暫堵、多次暫堵[4-5]，盡可能提高裂縫復雜性和SRV。

4 現場應用情況

在長寧H 平臺1、3 井首次試驗小層差異化射孔工藝，在1、3井的射孔簇數、總孔數不變的情況下，對生產主力小層展開孔密差異化布置，結合層間復合暫堵工藝提高儲層改造效果。

4.1 1井現場實施情況

長寧H-1 井主體段采用差異化射孔，對五峰組、3小層、4小層等非箱體壓裂段，采用定向射孔（見圖3）。從表1中看出：①同一段內有主力產層1、2小層時，前3簇孔密9 孔/m、中4 簇孔密17 孔/m、后4 簇9 孔/m。靠近橋塞位置孔密小，到分段頂端孔密大，在壓裂時優先改造孔密大進液量多的局部，中期配合多次復合暫堵后，人為地改變裂縫走向，實現均勻改造。②同一段內有主力產層1、2 小層和五峰組時，1、2 小層（前4 簇）孔密20孔/m、五峰組（后3簇）12孔/m。③同一段內有2、3、4 小層時，2 小層（前6 簇）孔密20 孔/m、3 小層（中3簇）孔密12孔/m、4小層（后2簇）孔密6孔/m。

表1 長寧H-1井龍馬溪組差異化射孔參數表

圖3 定向射孔

為保證段內多個射孔簇均勻開啟，最大程度上提高射孔簇效率，根據實際射孔參數，1 本井主體段采用差異化射孔和多次暫堵，具體堵材料投入量、投入流程根據現場壓力響應和施工具體情況調整。

1井采用三次復合暫堵（第一次暫堵劑、第二次球+劑、第三次球+劑）的復合暫堵方式。壓力響應情況：占比97.96%，壓力漲幅：第一次暫堵劑平均壓力漲幅2.6MPa，第二次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.1MPa，第二次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.5MPa。在施工過程中每次暫堵前后對比施工壓力漲幅明顯，本井凈壓力井平均凈壓力達到8.71MPa，略大于本井水平應力差7.95MPa，裂縫復雜程度一般，改造效果良好。主體段停泵階段：瞬時停泵后5min 內水擊現象明顯（見圖4），裂縫復雜程度高。綜合暫堵轉向效果好。

圖4 1井正常壓裂段停泵后壓力震蕩情況

4.2 3井現場實施情況

長寧H-3 井主體段采用差異化射孔，對五峰組、3小層、4 小層等非箱體壓裂段，采用定向射孔。從表2中看出：①同一段內只有主力產層1、2 小層時，前3 簇孔密10 孔/m、中4 簇孔密16 孔/m、后4 簇20 孔/m?？拷鼧蛉恢每酌苄?，到分段頂端孔密大。在壓裂時優先改造孔密大進液量多的局部，中期配合多次復合暫堵后，人為地改變裂縫走向，實現均勻改造。②同一段內只有3、4小層，采用定向向下射孔，3小層（前4簇）孔密20 孔/m、4 小層（后2 簇）孔密12 孔/m。③同一段內有主力產層1、2 小層和五峰組時，1 小層（前6 簇）孔密20孔/m、2小層（中3簇）13孔/m，五峰組（后2簇）10孔/m。

表2 長寧H-3井龍馬溪組差異化射孔參數表

3井采用三次復合暫堵（第一次暫堵劑、第二次球+劑、第三次球+劑）的復合暫堵方式。壓力響應情況：占比97.22%，壓力漲幅：第一次暫堵劑平均壓力漲幅3.8MPa，第二次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.3MPa，第三次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.1MPa，在施工過程中每次暫堵前后對比施工壓力漲幅明顯，本井平均凈壓力達到8.39MPa，略大于本井水平應力差8.02MPa，裂縫復雜程度一般，改造效果良好。主體段停泵階段：瞬時停泵后5min 內水擊現象明顯（見圖5），裂縫復雜程度高。綜合暫堵轉向效果好。

圖5 3井正常壓裂段停泵后壓力震蕩情況

4.3 壓后生產效果

長寧H平臺處于長寧區塊低壓區，且1、3井周圍已有老井生產，目前采用8mm油嘴排采，整體的套壓、液量、壓力、日產氣量保持平穩，產量較好（詳見表3）。

表3 長寧H平臺生產現狀參數表（截至2022-11-30）

5 認識與建議

（1）精細刻畫儲層后對壓裂主體段各小層實施差異化和定向射孔，凈壓力分析、停泵水擊現象和生產效果較好，理論上更能動用優質儲層產氣貢獻率。

（2）通過對主力層段1、2 小層、五峰組的差異化射孔，配合多次復合暫堵后平均單段轉向后壓力漲幅達到3.2MPa，能增加簇間應力擾動、提高裂縫復雜程度及儲集層改造體積，可實現儲集層資源更有效動用。

（3）建議進一步擴大差異化射孔壓裂工藝在其它區塊頁巖氣井的應用，以期實現頁巖氣的規模效益開發。