頁巖氣藏壓裂改造難點與技術關鍵

趙金洲 王松 李勇明

“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學

頁巖氣藏壓裂改造難點與技術關鍵

趙金洲 王松 李勇明

“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學

我國的頁巖氣資源儲量非常可觀，國外成功開發的經驗表明，壓裂改造是實現頁巖氣高效、經濟開發的重要技術步驟。為此，在詳細調研和總結國內外相關成果的基礎上，從壓裂改造的角度分析了頁巖氣儲層基本特征，闡述了頁巖氣藏壓裂理論、材料和工藝3個方面所面臨的難題和挑戰，進而提出了頁巖氣藏改造技術關鍵。結論認為：剪切作用有利于形成復雜裂縫網絡；頁巖中的氣體以吸附、游離和溶解狀態存在，在非達西流動狀態下，氣體滲流機理更為復雜；以微地震數據為基礎，通過離散裂縫網絡模型描述縫網是目前計算頁巖氣產能的主流方法；滑溜水壓裂應根據儲層條件研制和篩選支撐劑和添加劑，開發井下工具，并優化泵注程序和壓裂工藝，以形成高導流能力的大型復雜裂縫網絡為改造作業目標。

頁巖氣 水力壓裂 復雜縫網 滲流機理 滑溜水壓裂 難點 技術關鍵

我國頁巖氣資源潛力十分巨大，可采資源量約為26×1012m3，與美國大致相當。僅四川盆地寒武系和志留系兩套頁巖，其資源量就相當于該盆地常規天然氣資源量的1.5～2.5倍［1］。國內第一口頁巖氣井——威201井經壓裂獲得工業氣流，標志著頁巖氣的開發已經起步，但對頁巖氣藏壓裂改造增產機理還缺乏認識，并缺少現場施工經驗，難以對頁巖氣的開發提供必要的技術支撐，筆者就此進行了全面總結。

1 頁巖氣藏儲層基本特征

屬于非常規油氣資源的頁巖氣藏具有一系列特殊的儲層特征，導致開發過程中氣體滲流機理、壓裂增產原理和相應的改造技術明顯不同于常規氣藏。頁巖氣藏壓裂改造涉及眾多儲層特征因素，最關鍵的包括：①黏土含量較高（Barnett頁巖中含量達到30%以上），硅酸鹽、碳酸鹽含量高的儲層巖石脆性較強，使得天然裂縫更易起裂和延伸，易于形成復雜縫網；②孔隙度低、滲透性極低（Barnett頁巖中孔隙度在2%～6%，滲透率在50～600 nD），需要通過有效壓裂改造形成復雜縫網，提高頁巖氣的可流動性；③有機質含量越高，吸附氣含量越大，增產有效期越長，且有機質中存在孔隙網絡（圖1），在氣體擴散作用下具有良好滲流能力；④高楊氏模量、中低泊松比的頁巖脆性較強，利于實現頁巖儲層的大規模復雜縫網改造，塑性較強的頁巖則需要首先確保長、窄、導流能力好的支撐主裂縫；⑤大量天然裂縫是壓裂過程中的薄弱位置，既是形成裂縫網絡的關鍵因素之一，也是氣體流動的重要通道；⑥儲層物性參數在空間分布的差異對裂縫的起裂、延伸、材料優選、施工設計、壓裂效果等方面有重要影響。

圖1 Barnett頁巖微觀孔隙結構圖（掃描電鏡）

2 頁巖氣藏壓裂改造難點

2.1 頁巖氣藏壓裂理論

目前認為實現頁巖氣藏高效開發的重要前提就是在目的層形成復雜的裂縫網絡（圖2）［2］。在施工過程中盡可能多的溝通天然裂縫，使得滲透率極低的基質在擴散作用下釋放的氣體通過裂縫的溝通提高流動能力。最終整個改造層位形成溝通頁巖氣藏和井底的大型復雜縫網系統，盡可能地增大頁巖儲層改造體積。

圖2 裂縫復雜性示意圖

頁巖儲層中大量存在的天然裂縫和水平應力間的較小差異是形成復雜裂縫網絡的重要地質條件［3］。當壓裂液進入地層，超過巖石抗張強度后形成張性縫，這與常規壓裂一致；但由于充填脆性巖石礦物的天然裂縫在有效應力超過抗剪強度時，天然裂縫也會繼續延伸，形成不同于常規雙翼平面縫的復雜裂縫網絡。目前還沒有成熟的理論對裂縫網絡起裂和延伸進行準確的數值分析，主要依據微地震監測結果從直觀上定性地判斷裂縫網絡的大致方位、間距和尺寸等參數（圖3）。

圖3 微地震數據生成的復雜裂縫網絡圖

由于對頁巖氣藏天然裂縫的描述和對復雜裂縫網絡認識的欠缺，使得在數值計算中難以對縫網等相關參數進行理論上合理的假設，直接影響壓后產能、經濟評價的準確性及施工優化設計的合理性。

2.2 頁巖氣藏壓裂材料

與常規氣藏壓裂最顯著的差異就是頁巖氣藏多使用滑溜水作為施工液體。由于液體中不含有殘渣或不溶物，不易對儲層造成傷害。在頁巖氣水平井多級壓裂時，單級使用的滑溜水最大用量達到18 900 m3，因此滑溜水的低成本能實現頁巖氣的經濟開發。

在天然裂縫發育的頁巖儲層中，滑溜水濾失量增大，易造成砂堵，加砂濃度和總體規模受到限制。滑溜水的黏度較低（在4 mPa·s左右），支撐劑顆粒沉降較快，難以輸送至裂縫深部或分支裂縫網絡處，且容易在裂縫底部沉積，形成砂堤。最終使得支撐劑濃度分布不均勻，裂縫上部重新閉合，分支裂縫也難以形成有效的支撐，降低縫網改造程度，增加了施工不確定性。

由于滑溜水攜砂能力的局限，如通過降低支撐劑顆粒大小和密度的方式控制支撐劑沉降速度，又會使得支撐劑承壓能力下降或裂縫壁面塑性較強時易于嵌入，降低裂縫導流能力。

另外，儲層泥質含量大，滲透率極低。除了常用的降阻劑外，滑溜水壓裂還需要針對頁巖氣藏具體情況，研制和篩選合理的添加劑。如氣水同產時，毛細管力作用較強，發生水鎖現象，降低氣相滲透率。常規表面活性劑雖能促進液體返排，但吸附性較強，有效作用距離短。頁巖氣藏壓裂改造所需液量大，黏土穩定劑如果按照常規的比例配制，加入量非常大，又難以滿足低成本、高效益的開發需要。

2.3 頁巖氣藏壓裂工藝

水平井分段壓裂是目前經過現場驗證的頁巖氣藏最為有效和成功的壓裂技術，通過多級主裂縫及其延伸出的縫網，盡可能實現與極低滲透率的儲層充分接觸，增大改造體積。但所面臨的問題也較為突出：①水平段較長，在其最遠端部起裂壓力較高；②需要可靠的封隔器或橋塞實現不同改造位置的有效封隔；③近井區域裂縫扭曲和形態復雜，使得泵注壓力大，繼續延伸困難，并且限制砂濃度提高，壓后導流能力有限。由于壓裂液和支撐劑的特殊性能、裂縫網絡復雜性以及改造規模的影響，需要不斷優化泵注程序以滿足現場需要。

頁巖氣改造層段多，液體和支撐劑用量大，施工時間長，特別是在同步壓裂、重復壓裂時，對設備、人員的水平、協作等主觀條件要求高。

3 頁巖氣藏壓裂改造技術關鍵

3.1 加深對頁巖氣地質特征及滲流機理認識

頁巖氣以自生自儲作為其成藏的典型特點，氣態烷烴主要的儲集形式：以游離的方式在孔隙中存在、以吸附的方式在有機質中存在和以溶解方式存在［4］。其中，吸附狀態天然氣含量介于20%～85%之間，因此在低孔、超低滲的頁巖儲層，形成復雜縫網，盡可能的溝通富含有機質的區域，是保證經濟開采的重要前提。構成壓裂后頁巖儲層的滲流介質主要有4類：非有機質基質孔隙、有機質孔隙、天然裂縫和水力壓裂縫。微觀上的滲流機理則包括：自由氣流動、頁巖氣解析、頁巖氣擴散和壓裂液滲吸。自由氣流動指兩方面：其一，有機質孔隙網絡和非有機質孔隙中的非達西流動；其二，天然裂縫和水力裂縫中的達西流動。靠近微孔隙和微裂縫的吸附氣可以迅速解吸釋放，而遠離孔縫的頁巖基質內頁巖氣則只能靠擴散作用經過有機質表面被釋放。并且天然裂縫的應力敏感也是影響氣體滲流的主要因素。基質較小的孔隙直徑（僅為10～1 000倍的分子自由行程），滑脫效應較為嚴重。因此，應從宏觀、微觀方面加強對頁巖氣滲流機理研究。

3.2 加強頁巖氣藏壓裂基礎理論研究

發育的天然裂縫和較小的水平主應力差，是形成縫網的重要前提。由于國外技術保密，關于剪切作用所產生的復雜分支縫并沒有詳細地描述和分析。目前最為普遍的方法是依據微地震測試數據點的分布和密度，并以地質數據及個人經驗，結合地質建模軟件劃分復雜裂縫網絡，形成離散裂縫網絡模型（圖4）［5］。該方法雖與實際情況更為接近，但裂縫形態復雜，處理難度大，并需要壓裂軟件具有較強圖形處理功能。

圖4 基于微地震測試的離散裂縫網絡圖

而在計算頁巖氣藏壓裂產能時，則是將復雜裂縫網絡簡化為長軸和短軸方向成一定比例的正交離散裂縫網絡模型（圖5）。

圖5 正交離散裂縫網絡圖

同步壓裂和重復壓裂都在于利用水平應力差值、人工暫堵措施以及裂縫延伸所造成的應力變化，對同時或后繼延伸的裂縫造成影響。由于流體方向的改變，產生足夠壓差，縫內形成較高的凈壓力，一定程度上改變其延伸方向使其朝未形成裂縫網絡的區域發展，擴大壓裂增產體積。可借助于常規氣藏的研究方法，但針對泥質含量高、脆塑性變化較大的頁巖儲層需要通過實驗改進相關參數。

3.3 壓裂施工材料研制及改進

為適應不同儲層條件和改造目標，對壓裂液添加劑的研發、改進、篩選非常必要。本文參考文獻［6］提出的一種聚丙烯酰胺類的降阻劑，其用量僅為0.025%～0.1%，在進入地層后需使其迅速降解。優選合適的殺菌劑能控制大規模、長時間施工時液體和地層有機質中細菌生長，還能降解液體中的聚合物，調整液體的密度和黏度。為控制黏土礦物膨脹、脫落和運移，防止對本已很低的孔隙空間造成堵塞，黏土穩定劑必不可少。表面活性劑有助于液體返排和提高氣體相對滲透率，需要滿足用量小、被吸附能力弱的性能要求。滑溜水中加入防垢劑能預防由于注入較多低溫液體，地層溫度下降導致垢的形成。

國外較為重視對返排液的分析和處理，通過測量返排的體積，既能預測和分析頁巖儲層壓裂效果，又能為鄰井或同層位施工優選添加劑提供參考和依據。為實現大量返排液體重復利用，首先采用雙氧水（過氧化氫）和漂白水這類強氧化劑，除去細菌和聚合物，再通過沉淀和過濾的方式，除去懸浮顆粒和垢，最后再加入阻垢劑保證處理后的液體與地層的配伍性，形成施工處理的基液。由于液體的反復使用，越來越高的礦化度對各類添加劑效果的影響需要進一步評價。

由于壓裂液黏度低，裂縫網絡復雜等因素，為提高支撐劑輸送和鋪置效果，低密度、小粒徑、中高強度的支撐劑在現場使用較多。大量使用50～100目陶粒，其價格與石英砂相比更為昂貴，而石英砂在高閉合應力下容易破碎。因此樹脂包層石英砂既能避免顆粒破碎損害壓后導流能力，又能降低施工成本［7］。在顆粒表面形成微小氣泡的浮力支撐劑和在儲層就地形成的支撐劑目前在室內研究中取得了成功。

3.4 工藝技術進步和設計優化

水平井段水泥固井后，其端部起裂和延伸壓力較大。現場對應解決措施［8］包括：利用測井數據，預測地應力，優選射孔方位；采用180°相位角，與目標裂縫面對應；采用酸溶性固井水泥能降低破裂壓力15%以上；前置液中加入100目的降濾劑，控制近井復雜裂縫濾失。

Barnett頁巖中水平井段長度介于450～1 500 m，通過可鉆式復合橋塞，一般分為5～7段進行壓裂。單段使用的液量在1 892～7 570 m3，使用的砂量在113 t左右，排量7.9～12.7 m3／min。常規的泵注程序將砂濃度限制在6～60 kg／m3，前期支撐劑粒徑為100目，中期以40～70目為主，最后尾追注入20～40目的支撐劑，其砂濃度也相應提高到120～240 kg／m3。通過泵注程序優化，依靠較高排量所產生的紊流和壓裂中形成的砂堤，克服低黏液體攜砂的困難。并且大液量、高排量在保證較厚的頁巖儲層不被壓穿的同時，能形成更為復雜的裂縫網絡。但在分支裂縫中由砂堤推移形成的支撐劑分布濃度較低，是滑溜水壓裂中存在的缺陷，但也能通過改進壓裂材料的性能提高攜砂和鋪置效果。

當儲層天然裂縫不十分發育，且硅質礦物含量較少，泥質含量較高時，采用滑溜水壓裂難以形成縫網，支撐劑顆粒易于嵌入裂縫壁面。改造策略應考慮形成導流能力較高的主裂縫，因此，針對特殊的地質條件采用泡沫壓裂、凍膠壓裂、復合壓裂在現場取得成功的應用。

微地震監測技術是通過間接手段認識和評價縫網最為常用的手段，延伸過程中裂縫剪切破壞引起裂和錯動產生的低頻能量波，在觀測井中收集，再經過微地震資料正、反演處理，實現對裂縫方位、密度和大致形態的描述和評價，能對施工效果進行準確評估，并為后期作業提供重要參考。

4 結論與認識

1）國外頁巖氣成功開發模式，為我們提供了重要的技術研究思路和現場數據，有利于我國頁巖氣實現快速、高效、經濟的開發。

2）壓裂改造是美國頁巖氣開發成功的關鍵技術，我國頁巖氣開發也應充分重視并加強壓裂相關理論和配套技術研究。

3）研究頁巖氣藏滲流機理與壓裂有關基礎參數測試設備和方法，重視突破水平井多級壓裂、縫網壓裂和同步壓裂改造機理和工藝技術。

4）頁巖氣藏壓裂應立足于“高起點、低成本、高效改造”，并注意安全環保問題。

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Difficulties and key techniques in the fracturing treatment of shale gas reservoirs

Zhao Jinzhou，Wang Song，Li Yongming
（State Key Laboratory of Oil ＆Gas Reservoir Geology and Exploitation／／Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 4，pp.46－49，4／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The successful practices of shale gas development abroad demonstrate that hydraulic fracturing is an important technique for achieving economical and effective development.In view of this，on the basis of a thorough review of the achievements at home and abroad，the basic characteristics of shale gas reservoirs are analyzed from the perspective of hydraulic fracturing，and the difficulties and challenges are also introduced in the aspects of the theory，materials and technology of fracturing treatment in shale gas reservoirs.Based on the above，the key techniques are presented.The following conclusions are drawn.（1）The shearing action is in favor of the formation of complex fracture networks.（2）Gas exists in the adsorption，free and dissolved state and the principle of gas seepage is even more complex under the state of non－Darcy flow.（3）Based on the microseismic data，the discrete fracture network（DFN）model is built to characterize the fracture network，which is the most popular method for the calculation of shale gas well productivity.（4）As for slick water fracturing treatment，according to the reservoir conditions，propping agent and novel addictives should be studied and developed as well as downhole tools，and the pumping schedule and technology should be optimized，so as to make full preparations for the goal of the large scale and complex fracture network with high conductivity.This study provides technical support for the fast，effective and economical development of shale gas in China.

shale gas，hydraulic fracturing，complex fractures，filtration mechanism，slick water fracturing，difficulty，technology

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.011

趙金洲等.頁巖氣藏壓裂改造難點與技術關鍵.天然氣工業，2012，32（4）：46－49.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.011

中國石油科技創新基金“頁巖氣藏壓裂滲流理論與應用研究”（編號：2011－5006－0201）。

趙金洲，1962年生，教授，博士生導師，本刊第七屆編委會委員；主要從事油氣藏壓裂酸化理論與應用的教學和科研工作。地址：（610500）四川省成都市新都區新都大道8號。電話：（028）83032979。E－mail：zhaojz＠swpu.edu.cn

（修改回稿日期 2012－02－18 編輯 韓曉渝）

Zhao Jinzhou，professor，born in 1962，is mainly engaged in teaching and research of fracturing and acidization.He is vice president of Southwest Petroleum University，and also a member of the 7thNGI Editorial Board.

Add：No.8，Xindu Avenue，Xindu District，Chengdu，Sichuan 610500，P.R.China

Tel：＋86－28－8303 2979 E－mail：zhaojz＠swpu.edu.cn