河南省中牟區塊頁巖氣儲層壓裂技術初探

林景禹，邱慶倫，丁建鎖，袁青松，馮彩琴

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河南省中牟區塊頁巖氣儲層壓裂技術初探

林景禹1，邱慶倫2，丁建鎖1，袁青松2，馮彩琴1

（1．深圳市百勤石油技術有限公司，廣東深圳 518054；2．河南省地質調查院）

為評價南華北地區上古生界二疊系海陸過渡相頁巖氣儲層的資源量，對河南省中牟區塊太原組頁巖氣儲層開展了壓裂技術研究。根據牟區塊M1井、Z2井太原組頁巖氣儲層的巖性、孔滲、天然裂縫、脆性礦物、含氣量、有機碳含量、巖石力學性質等，開展了頁巖氣大規模的體積壓裂，技術參數優化，包括射孔位置優選、射孔方式確定、壓裂液選擇、支撐劑選擇、壓裂排量優化、壓裂縫長優化等。兩口井壓裂后最高日產氣4 000 m3，南華北盆地太原組頁巖氣勘探由此獲得突破。

南華北地區；中牟區塊；太原組；頁巖氣儲層；縫網壓裂

1 太原組頁巖氣儲層特點

中牟區塊太原組為海陸過渡相頁巖氣儲層，埋藏深、厚度大，縱向巖性復雜，泥巖、泥頁巖、灰巖互層分布，小層多，層間差異大，非均質性較強。太原組儲層孔隙度為1.9%～3.2%，滲透率為（0.002～0.02）×10–3μm2，屬于特低孔特低滲儲層。儲層硅質礦物含量為34%～37%，黏土礦物含量為50%～56%，脆性指數低。泥頁巖致密，壓裂加砂改造難度大，要求壓裂液防膨性能好、黏度高。儲層楊氏模量20～45 GPa，泊松比0.29～0.35，破裂壓力59～64 MPa，可壓指數29%～43%，儲層可壓性一般[1]。太原組頁巖氣儲層最小水平主應力42～65 MPa，最大水平主應力58～77 MPa，兩向水平主應力差偏大，差異系數大于10%，壓裂時不易于形成體積縫網[2]。太原組多發育水平層理，灰巖中高導縫、充填縫較發育。

2 太原組頁巖氣儲層壓裂技術優化

2.1 射孔位置優選

依據M1井、Z2井太原組鉆井、錄井、測井解釋成果，以頁巖氣儲層的脆性特征、TOC含量、含氣性、巖性、電性特征為基礎優選射孔層位，優選原則如下：

（1）TOC含量與含氣量較高；

（2）脆性指數較高、天然微裂縫較發育；

（3）地應力差異相對較小部位；

（4）高楊氏模量低泊松比；

（5）孔隙度、滲透率較高；

（6）固井質量好，避開套管接箍；

2.2 射孔方式與參數優化

由于相同孔密和孔徑下，孔眼摩阻隨排量增大而增大。相同排量下，射孔孔眼摩阻隨射孔孔密增加、孔徑的增大而減小，因此綜合考慮，為滿足頁巖氣壓裂施工大排量要求，采取多簇射孔，優化射孔厚度3.0～3.5 m，孔密16孔/m，射孔直徑10 mm，能滿足頁巖氣壓裂施工裂縫起裂與擴展所需要的最低單孔排量。

2.3 壓裂液選擇

根據頁巖儲層巖石力學性質、脆性礦物含量等因素計算儲層壓裂指數，選取合適的壓裂液與支撐劑體系。目的層楊氏模量高、脆性指數低，頁巖氣段采取滑溜水 + 線性膠混合壓裂液體系，利用滑溜水段塞式加砂工藝促進體積縫形成，利用線形膠提高施工砂比，從而有效提高裂縫的導流能力。

（1）根據地層特點，選擇滑溜水壓裂液體系進行體積壓裂。該體系具有低摩阻、易返排等特點，表觀黏度1.5～2.5 mPa·s，具有一定的攜砂性，降阻效率大于70%，可實現在線混配。

（2）壓裂后期，采用對地層傷害低的線性膠體系，以增加主裂縫近井筒導流能力，保持產量穩定。線性膠表觀黏度25～30 mPa·s，可實現在線混配。

2.4 支撐劑選擇

選擇100目 + 40/70目粒徑組合，100目粉陶可以打磨孔眼，降低近井彎曲摩阻，用于支撐和充填微裂隙、降低濾失、增加主裂縫凈壓力，有利于開啟更多次生裂縫形成體積裂縫。選擇40/70目低密度陶粒，相較30/50目陶粒可以更容易進入目的層，確保施工成功率。根據地層閉合壓力梯度2.25 MPa/100 m，計算太原組目的層地層閉合應力65.0 MPa左右，優選69 MPa壓力下破碎率小于10%的低密陶粒作為支撐劑。

2.5 排量優化

（1）壓裂目的層底部灰巖隔層中夾有煤層，為避免壓竄煤層，造成煤屑污染儲層，需要控制施工排量，避免人工裂縫在縱向上延伸至煤層。

（2）為保證頁巖氣縫網壓裂裂縫起裂與延伸所需的單孔流量，施工排量要大于10 m3/min。

（3）在10～12 m3/min排量下，應用Meyer軟件進行壓裂裂縫模擬，單簇（簇長1 m，共16 孔）施工排量3.0 m3/min左右時，裂縫長度和高度的延伸出現變緩的拐點（圖1）。 在射孔長度共3.5 m情況下，當施工排量10.5 m3/min以上，縫長和縫高的增長將變緩（圖2），優化設計排量為 10～12 m3/min。

2.6 壓裂縫長優選

利用Meyer壓裂軟件頁巖氣模塊，分別模擬不同壓裂裂縫半長情況下，日產氣量的變化，結果表明，縫長超過200 m后產量提升幅度逐漸變小，因此優選縫長為190～220 m[3–6]。

3 現場應用

3.1 壓裂井基本情況

中牟區塊頁巖氣儲層埋深2 800～2 900 m，原始地層壓力系數0.9～1.0，鉆探兩口井M1井、Z2井，采用簇式射孔對氣層進行壓裂求產（表2）。

圖 1 單簇排量與縫長的關系

圖 2 單簇排量與縫高的關系

3.2 現場壓裂實施及效果

在中牟區塊實施了兩口探井頁巖氣縫網大規模壓裂施工，壓裂液體系采用滑溜水 + 線性膠體系，M1井采用100目粉陶 + 40/70目陶粒 + 30/50目陶粒組合支撐劑，Z2井支撐劑采用100目粉陶 + 40/70目陶粒組合支撐劑。壓后M1井、Z2井均獲得日產氣千方以上（表3）[7–8]。

表2 兩口頁巖氣井地質參數

表3 兩口頁巖氣井壓裂參數

4 結論與認識

（1）南華北盆地二疊系太原組頁巖氣層具有埋藏深、天然裂縫發育不一、地層復雜、非均質性強的特點，這增大了頁巖氣儲層壓裂的改造難度。

（2）針對中牟區塊太原組頁巖氣的儲層特點和壓裂難點，采用大規模縫網壓裂技術[9]，壓后最高日產氣4 000 m3，南華北盆地太原組頁巖氣勘探獲得突破。

（3）兩口井壓后產量下降快、地層壓力低、地層能量不足，難以持續穩產。

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編輯：張 凡

2017–11–21

林景禹，高級工程師，1973年生，1996年畢業于西安石油大學石油工程專業，現從事儲層壓裂、酸化改造技術研究工作。

河南省重大科技專項“河南頁巖氣勘查開發及示范應用研究”（151100311000）。

1673–8217（2018）04–0109–03

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