四川盆地威榮區塊深層頁巖氣水平井壓裂改造工藝

曹學軍 王明貴 康 杰 王紹紅 梁 瑩

1.中石化西南石油工程有限公司 2.中國石化西南油氣分公司工程技術研究院

0 引言

我國頁巖氣資源豐富，尤其在四川盆地海相頁巖氣資源量大，通過對國外頁巖氣勘探開發技術的引進、消化吸收與再創新，逐步建立了本土化的技術體系，支撐了長寧—威遠、昭通、涪陵等國家級頁巖氣示范區的建設，實現了埋深介于2 500～3 500 m頁巖氣的工業化開采，但3 500 m以深的頁巖氣的規模效益開發還面臨諸多難題，規?；_發技術仍需要攻關[1-3]。

四川盆地南部威榮區塊頁巖氣主力產層埋深介于 3 590 ～ 3 880 m，屬于我國“頁巖氣發展規劃（2016—2020年）”擬突破的深層頁巖氣范疇，于2015年在WY1HF井測試獲工業氣流后，拉開了中石化威榮區塊深層頁巖氣開發的序幕，但因地質條件復雜、最大水平主應力和垂向主應力差異小、水平應力差值大、施工泵壓高、敏感砂比低等原因，導致加砂困難，壓裂后的裂縫復雜程度和改造體積有限，并在壓裂過程中頻繁出現因套管變形而丟段的現象。為此，針對威榮區塊頁巖氣水平井壓裂改造過程中面臨的難點，結合在WY1HF井的壓裂實踐中取得的認識，并借鑒國內外頁巖氣水平井的壓裂作業經驗，確定了該區塊水平井實施壓裂改造的主體思路及技術對策，并應用于后續水平井的壓裂施工中。所取得的研究成果可以為深層頁巖氣水平井的壓裂施工作業提供借鑒。

1 區塊工程地質特征

威榮區塊位于威榮構造東南翼至自流井構造之間的白馬鎮向斜，受沉積時古構造及后期多期構造運動影響，區塊局部微構造及微小斷層發育。主力產層位于下志留統龍馬溪組和上奧陶統五峰組，Ⅰ＋Ⅱ類儲層厚度較大，介于49.5～56.6 m，且分布較為穩定，優質儲層段孔隙度介于4.9%～5.6%、TOC介于2.6%～3.5%、含氣量介于6.25～8.78 m3/t、地層壓力系數介于1.9～2.1 MPa/100 m，探明儲量達 1 247×108m3，具有規?；óa的基礎[4]。但區塊內主要發育平縫，構造縫整體不發育，地應力通常在80 MPa以上，最大水平主應力和垂向主應力差異?。ū?），壓裂時在近井地帶容易形成垂向裂縫與水平裂縫交錯，造成敏感砂比低、加砂困難。同時，因儲層非均質性強、層間差異大，獲得較大的有效改造體積難度大。

2 壓裂改造難點

威榮區塊深層頁巖氣復雜的工程地質條件導致壓裂改造面臨諸多難題：①區塊內天然裂縫總體欠發育、水平應力差普遍較大，壓裂形成的裂縫復雜程度低，整體改造體積偏小。以單段3簇射孔為例，在相同施工參數條件下，威榮區塊頁巖氣儲層改造體積為219×104m3，裂縫復雜指數為0.29，而焦石壩區塊頁巖氣儲層改造體積為247×104m3，裂縫復雜指數為0.39。②射孔簇不能充分開啟，水平段裂縫覆蓋率較低。目前，普遍采用的多簇射孔壓裂工藝在深層頁巖存在各簇不能有效開啟、進液不均、水平段改造不充分等問題[5-7]。以WY1HF井為例，該井水平段裂縫覆蓋率僅86.3%，G函數分析也表明部分井段多縫開啟不明顯。目前針對深層頁巖的壓裂改造，有效的監測和評價手段有限，如何優化施工工藝和參數，提高水平段裂縫覆蓋率是亟待解決的問題。③加砂困難造成高導流裂縫的形成難。提高加砂強度以獲得裂縫的高導流能力是深層頁巖氣高產的前提條件之一[8-10]。威榮區塊頁巖氣儲層埋藏深、閉合應力高，導致施工壓力高、壓力窗口窄、加砂難度大；同時，由于層理較發育、最大水平主應力和垂向主應力差異小，易在近井地帶形成復雜交叉裂縫，導致液體濾失量增大、主縫縫寬降低，進而造成砂比敏感，如WY1HF井部分井段在砂比介于4%～6%即有砂堵跡象，影響了加砂壓裂施工的順利開展，難以獲得較高的裂縫導流能力。④套管變形問題多發，且發生變形后進行改造的手段有限。初步統計表明，套管變形及破損問題在威榮區塊較為普遍，已進行壓裂施工的井中，發生明顯套管變形的井有5口，套管變形率為83.3%，如何進行套管變形段的有效改造是亟待解決的問題。⑤有效縫長較短，壓裂后氣井的穩產能力較差，試采井累計產氣量與高效、經濟開發的要求還存在較大差距。以WY1HF井為例，穩定排液階段其單位壓降產氣量為63.5×104m3/MPa，而試采階段其單位壓降產氣量則降至 26.3×104m3/MPa。

表1 威榮區塊地應力實驗結果簡表

3 壓裂改造主體思路與技術對策

3.1 主體思路

針對前述壓裂改造面臨的難點，結合在WY1HF井的壓裂實踐取得的認識，并借鑒國內外頁巖氣水平井的壓裂作業經驗，確定了該區塊水平井實施壓裂改造的主體思路，即以增加有效改造體積為核心目標，通過“控近擴遠、提高分簇改造有效性及加砂強度”等技術措施來提升改造效果。

3.2 技術對策

3.2.1 增大改造體積、提高遠井區裂縫復雜程度的技術對策

通過壓裂改造形成復雜縫網，獲得最大的改造體積，是頁巖氣層壓裂改造的核心內容[8-11]。但如果近井地帶的裂縫復雜程度過高，容易引起砂堵，通?？紤]提高遠井區的裂縫復雜程度。為此，采取的技術措施主要包括以下幾點。

3.2.1.1 超高壓、大排量壓裂

理論上，提高施工排量可以提高縫內凈壓力，進而克服水平應力差以形成復雜裂縫[3,11-12]。為增加遠井區裂縫的復雜性，在WY23-1HF井配套抗壓級別達140 MPa的套管、井口裝置及壓裂泵車，壓裂施工中最高泵壓達123 MPa、最高排量達20 m3/min，壓后的G函數分析結果表明，在高排量下多裂縫特征更明顯，提高了裂縫復雜程度。

3.2.1.2 大液量壓裂

國內外頁巖氣井的壓裂改造實踐表明，壓裂液規模與改造體積有較明顯的正相關關系，增大壓裂液規模有利于改造體積的增加，進而提升氣井產能[13-14]。目前，威榮區塊頁巖氣水平井的單段壓裂液規模介于 1 900 ～ 2 650 m3，平均為 2 250 m3，已壓裂井的統計數據表明壓裂液規模與壓后單井產氣量呈明顯的正相關關系。

3.2.1.3 變排量壓裂

在壓裂施工的初期階段采用中排量（12 m3/min）造主縫，減小近井地帶形成復雜裂縫的幾率；在施工中期階段采用較大排量（介于14～15 m3/min)攜砂，形成填砂主縫；在施工后期階段采用大排量（介于16～20 m3/min）以提高遠井區裂縫的復雜程度。

3.2.1.4 粉陶縫內暫堵轉向工藝

在天然裂縫發育的井段，國內外常采用粉陶進行縫內暫堵轉向，在裂縫深部形成橋堵，迫使裂縫轉向形成多條裂縫[15-16]。為改善縫內粉陶的暫堵效果，在威榮區塊頁巖氣水平井的壓裂實踐中逐漸形成了一些行之有效的技術措施，包括提高粉陶砂比、增加粉陶量、暫堵過程中降低排量以及采用變黏度、變排量、多級交替注入的方式等，壓后分析結果表明，該項技術的實施使得G函數波動次數更多、波動幅度更明顯。

3.2.2 保障射孔簇改造有效性的技術對策

水平井分段多簇壓裂技術是目前頁巖氣儲層壓裂改造的主體技術，應用該技術可改善水力裂縫擴展形態，擴大裂縫延伸區域，增大有效改造體積。但由于頁巖氣儲層各向異性突出，約21%的射孔簇對產量沒有貢獻[17-19]，因此保證射孔簇有效開啟和進液是氣井壓裂后增產的關鍵因素之一。在威榮區塊頁巖氣水平井的壓裂改造中，實施“分段多簇射孔優化＋大排量”及“縫口暫堵轉向”技術可保障射孔簇改造的有效性。

3.2.2.1 分段多簇射孔優化＋大排量壓裂

該項技術包含以下3個方面的內容：①將物性參數接近、地應力差異較小、固井質量相當且位于同一小層的井段作為同一段來進行壓裂改造，以保證段內各射孔簇都能順利起裂；②優選脆性高、含氣量高、最小水平主應力低的甜點區進行射孔；③在限壓條件許可的前提下，盡量提高施工排量以獲得較高的單孔流量，確保每簇射孔孔眼的改造效果，同時基于射孔簇的起裂分析及誘導應力計算，優化射孔參數。通過縮短簇間距（由23～35 m縮短至16～29 m)及射孔簇長度（對于2簇，由1.5 m/簇降為0.9 m/簇，對于3簇，由1 m/簇降為0.6 m/簇），集中能量增加射孔簇的開啟效率，從而促使多裂縫的形成。目前，該技術已在威榮、永川區塊頁巖氣水平井的壓裂作業中全面推廣。

3.2.2.2 縫口暫堵轉向壓裂

該技術是通過一次或多次向井段內投送可溶性暫堵球，暫堵已開啟裂縫，迫使后續壓裂液進入未壓裂的射孔簇，促使新縫的產生，最終提高改造段的裂縫覆蓋率。將工程地質研究成果與暫堵劑溶解性、耐溫、承壓等性能的實驗評價結果相結合，形成了一套適合于威榮區塊頁巖氣水平井的縫口暫堵轉向壓裂工藝技術。

對施工曲線和壓后G函數進行分析，結果表明開展縫口暫堵轉向壓裂技術后，促進了各簇均勻進液，較大提高了改造段的裂縫覆蓋率。

3.2.3 提高裂縫導流能力的技術對策

由于威榮區塊深層頁巖的閉合應力在80 MPa左右，支撐劑破碎、嵌入地層的現象較為嚴重，如何保證高閉合應力下裂縫仍具有較高的導流能力成為影響頁巖氣水平井改造效果的關鍵因素之一。

以室內導流、平板流動實驗及軟件模擬為手段，分析了排量、壓裂液黏度、支撐劑濃度、粒徑和密度等因素對導流能力、縫寬及鋪置形態的影響，結合現場實踐，確定了“提高施工排量及壓裂液黏度＋降低砂比＋采用低密度、小粒徑支撐劑連續加砂”的技術思路，并建立了一套6段制的加砂模式（表2），保障了現場壓裂施工作業的順利實施。

3.2.4 針對固井質量差和套管變形的技術對策

由于威榮區塊頁巖氣水平井的井眼軌跡在鉆井過程中調整頻繁（如WY23-1HF井的軌跡調整多達26次），部分井段的固井質量較差，通過調整射孔位置、優化分段來避免套管變形的發生；而對套管變形導致的射孔槍和橋塞泵送不到位、工具遇阻遇卡等情況，則形成了連續油管快速處理＋小直徑橋塞、射孔槍分體泵送的技術。在電纜泵送橋塞（?99.95 mm）遇阻后，起出電纜洗井以清潔井筒，然后通井；若?95 mm通徑規能順利通過，則電纜泵送小直徑橋塞（?95 mm）和射孔槍；若無法通過，則采用分體泵送方式，先泵送?95 mm橋塞再泵送射孔槍。應用分體泵送技術，在威榮區塊順利完成了多口套管變形井的壓裂施工，減少了改造段的丟失。

表2 6段制加砂模式階段劃分表

4 現場應用

4.1 典型井剖析

WY23-1HF井的主力產層位于龍馬溪組和五峰組，儲層垂深介于3 824.9～3 838.6 m，水平段長度為1 500.5 m，優質層+較優質層垂向厚度為46.6 m，含氣量平均為4.1 m3/t，TOC平均為3.9%，脆性礦物含量平均為69.6%，黏土礦物含量平均為28.8%，泊松比為0.246，楊氏模量為19.70 GPa，礦物脆性指數為61%，彈性力學脆性指數為38%，最小水平主應力大于88.7 MPa，水平應力差介于15.0～18.9 MPa，應力差異系數介于0.17～0.20?？梢钥闯?，該井所處的頁巖儲層含氣性好、礦物脆性指數高但彈性力學脆性指數低、最小水平主應力高、水平應力差值大且天然裂縫較發育，需要采用控近擴遠、優化支撐劑鋪置等措施來提升壓裂改造效果。

首先，通過提高施工限壓、施工排量、液量、支撐劑規模以及采用變排量壓裂、密集粉陶暫堵等工藝措施來增大壓裂改造體積和遠井區的裂縫復雜程度。在壓裂初期，采用中排量（12 m3/min)造主縫，減小近井裂縫的復雜程度；在壓裂中期采用大排量攜砂（16 m3/min±) ，形成填砂主縫；在壓裂后期，采用低黏降阻水加砂＋更大排量（18～20 m3/min）促進遠井區次縫和分支縫的形成，提高遠井區裂縫的復雜程度。限壓由前期的95 MPa提高到123 MPa，最大施工排量由15 m3/min提高至20 m3/min，單段壓裂液量和支撐劑規模也分別增加30%～50%，并結合密集粉陶暫堵方式增大改造體積和裂縫復雜程度。其次，通過縮短射孔簇長度（2簇×0.9 m/簇、3簇×0.6 m/簇）及簇間距（29 m± 降至 23 m±）、開展縫口暫堵轉向以保障射孔簇壓開率。從現場實施情況來看，縫口暫堵后（第20段）井口泵壓上升4.4 MPa，有明顯的暫堵轉向顯示；同時，應用優化分簇射孔技術后，G函數多裂縫特征明顯（圖1）。然后，采用6段制加砂模式，通過變黏度、多級交替注入、連續小粒徑加砂等措施增加支撐劑在裂縫中的運移距離，改善鋪置效果以保障裂縫具有較高的導流能力，單段平均加砂強度較該區塊第一口壓裂井WY1HF增加了49.3%。

圖1 WY23-1HF井壓裂G函數曲線圖（3簇×0.6 m/蔟）

在整個施工過程中，出現了2次砂堵和5次泵送橋塞遇阻的問題，根據實際情況及時調整了施工參數，在第②、④階段加大膠液用量、在第⑤階段使用高黏降阻水代替低黏降阻水加砂、在第⑥階段使用純膠液頂替及部分段取消采用30/50目支撐劑尾追等措施，降低了施工風險，順利完成了設計的加砂量。

在套管變形段，為保障施工的順利進行，需采用降泵壓、降壓裂液和支撐劑規模、小直徑橋塞分段及分體泵送等技術。WY23-1HF井共使用?103.2 mm大通徑橋塞5只、?99.95 mm橋塞1只、?95 mm橋塞14只，在9個壓裂段采用了小直徑橋塞分段和射孔槍分體泵送技術。

該井射孔簇的設計以2簇×0.9 m/簇為主，3簇×0.6 m/簇次之，射孔簇間距介于17.0～26.5 m，平均為23.8 m。該井壓裂共完成了20段45簇，最高泵壓為123 MPa、最大施工排量為20 m3/min、單段平均酸液用量為 23 m3、平均壓裂液量為 2 401 m3（最大液量為3 323 m3）、平均加砂量為71.4 m3、平均砂比為3.4%（最高砂比為12%），總支撐劑用量為1 428.2 m3，其中，80/120目粉陶用量為447.6 m3，40/70目陶粒用量為953 m3，30/50 目陶粒用量為 27.6 m3。微地震監測結果顯示，該井壓裂后SRV體積約為6 570×104m3。壓裂后的試氣測試結果顯示，該井在井口壓力35.4 MPa下的氣產量為26×104m3/d。結合試采曲線（圖2）來看，通過壓裂應該獲得了較大的改造體積和較高的導流能力，單位壓降產氣量基本穩定在50×104m3/MPa左右，約為WY1HF井的2倍。

4.2 總體應用情況

以增大有效改造體積為核心，針對不同井段進行差異化的壓裂設計，5口頁巖氣水平井通過壓裂改造，單井平均無阻流量為26.11×104m3/d，取得了較好的增產效果（表3）。采用大液量、大排量、變排量、密集粉陶暫堵等技術基本實現了控近擴遠，壓裂井的無阻流量與砂量、液量呈明顯的正相關性；6段制加砂模式和小粒徑支撐劑連續加砂技術的應用提高了加砂強度（由WY1HF井的47.8 m3/段提高至目前的60 m3/段±）和裂縫的導流能力，單位壓降采氣量得以較大幅度的增加；對壓裂井G函數進行分析，分段多簇射孔優化＋大排量技術與縫口暫堵轉向壓裂技術有利于保障射孔簇有效開啟；此外，應用連續油管快速處理＋小直徑橋塞分段和射孔槍分級泵送技術，解決了部分套管變形井的壓裂丟段問題，套管變形井在壓裂施工中的入井液量和支撐劑用量超過了設計值的90%。

該區塊后續還需加強壓前可壓性精細化評價與壓后評價，進一步評估段間距、簇間距、射孔參數及壓裂液、支撐劑及其組合與儲層物性的匹配性，提升壓裂改造針對性和增產效果；同時，還需進一步加強套管變形機理及應對措施的研究，提高套管變形井段壓裂改造的效果，進一步減少壓裂段的丟失。

5 結論

1）威榮區塊頁巖氣主力產層物性、含氣性、保存條件等較好，資源量豐富，具有規?；óa基礎。但由于地應力高、水平應力差值大、層間非均質性強等特殊的工程地質特征，導致加砂壓裂困難、敏感砂比低，壓裂形成的裂縫復雜程度低、改造體積偏小、壓裂后穩產能力較差等問題。

圖2 WY23-1HF井壓裂后試采曲線圖

表3 威榮區塊頁巖氣水平井壓裂施工、測試參數簡表

2）針對威榮區塊深層頁巖氣水平井的壓裂改造難點，形成了“超高壓、大排量、大液量、縫內暫堵轉向、變排量”工藝以增大壓裂改造體積，并提高遠井區域裂縫復雜程度，形成了“分段多簇射孔優化＋大排量”及“縫口暫堵轉向”技術以保障射孔簇改造的有效性，形成了“大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒徑連續加砂”工藝以提高加砂強度和裂縫的導流能力，形成了連續油管快速處理＋小直徑橋塞、射孔槍分體泵送的套變井壓裂改造技術。

3）采用所形成的壓裂工藝，該區塊5口頁巖氣水平井壓裂后獲得的頁巖氣無阻流量平均為26.11×104m3/d，改造效果較好。