武隆區塊常壓頁巖氣水平井分段壓裂技術

雷 林，張龍勝，熊 煒，夏巍巍

（中國石化華東油氣分公司石油工程技術研究院，江蘇南京210031）

渝東南武隆區塊常壓頁巖氣儲層為利川－武隆復向斜武隆向斜，勘探面積1 142km2，預測總資源量8 490×108m3，主要儲層為五峰組—龍馬溪組，優質頁巖厚度一般為35.00m，總有機碳含量3%～4%，石英含量40%～50%，黏土含量30%～40%，儲層壓力系數小于1.1［1－2］。目前武隆區塊探井隆頁1HF井進行了壓裂試氣，由于改造體積受限，且壓裂裂縫復雜程度不夠，壓裂后測試產氣量只有5×104m3／d，累計產氣量超過2 000×104m3，單井日產氣量距商業開發還有一定差距。對于常壓頁巖氣開發，北美地區的Barnett常壓頁巖氣在開發過程中主要采用縮短段間距和增大加砂量等方法提高壓裂改造效果［3－5］，但武隆區塊位于山區，相比北美地區的平原地形，其鉆井完井成本更高，對壓裂改造效果要求更高。為此，筆者針對武隆區塊壓裂改造技術難點，優選了壓裂液，并對壓裂參數進行了優化，形成了常壓頁巖氣水平井分段壓裂技術。該技術在隆頁2HF井進行了現場試驗，壓裂后產氣量達9.4×104m3／d，實現了常壓頁巖氣單井產氣量的突破。

1 常壓頁巖氣井壓裂改造技術難點

渝東南武隆區塊常壓頁巖氣盆緣區抬升早，持續時間長，抬升幅度大，應力得到釋放，流體壓力降低，微裂縫發育；其中，高角度縫及層理縫較高壓頁巖氣發育，測井解釋含氣量3.80～4.15m3／t，游離氣占比小于60%。甲烷碳同位素測定表明，隨著吸附氣逐步解吸產出，產氣量遞減較慢，第1年遞減率29.8%，第2年遞減率18.3%，遠低于高壓頁巖氣藏。受構造擠壓作用和盆緣區抬升的影響，最大、最小水平主應力較小，但差異較大，差異系數為0.27～0.34。靜態楊氏模量37.3～46.0GPa，平均40.5GPa；泊松比0.18～0.26，平均0.21；地溫梯度1.99℃／100m，儲層溫度69.7～72.7℃。因此，其分段壓裂改造面臨一系列技術難點：1）由于常壓頁巖氣儲層含氣豐度和壓力系數低，需要更大的改造體積和泄氣面積；2）由于武隆區塊處于向斜高部位，擠壓程度弱，應力得到釋放，裂縫開啟難度低，造成人工裂縫復雜程度低；3）高角度縫誘導效應強，不利于提高裂縫的復雜程度；4）裂縫延伸壓力梯度低，巖石與天然裂縫發生剪切的概率低；5）應力差異系數大，易形成雙翼裂縫，人工裂縫復雜程度低。

2 常壓頁巖氣井分段壓裂關鍵技術

常壓頁巖氣儲層因具有含氣豐度低、壓力系數小和應力差異系數大的特殊性，需要進一步提高裂縫的復雜程度和增大壓裂改造體積，同時降低對地層的傷害及壓裂成本。筆者在優化滑溜水配方的基礎上，開展了高應力差異系數條件下提高裂縫復雜程度技術和提高砂液比技術的研究，初步形成了武隆區塊常壓頁巖氣水平井分段壓裂技術。

2.1 滑溜水配方優化

2.1.1 降阻劑優選

武隆地區常壓頁巖氣儲層高角度縫、層理縫發育，高角度縫誘導效應強，低角度裂縫及層理縫開啟難度大，裂縫轉向困難，不利于提高裂縫的復雜程度，要求滑溜水具有較好的破巖能力和轉向能力，利用低黏度滑溜水流動過程中動能損失低、凈壓力傳導效率高的特點保持在中、遠井地帶破巖所需的凈壓力，實現遠端大范圍內的有效破巖，同時要求滑溜水的降阻率達到70%以上。

采用MZ-1摩阻儀測試了15種降阻劑加量為0.1%的溶液在剪切速率8 000s－1下的降阻率，結果如圖1所示。由圖1可知，4號降阻劑SRFR-1的降阻率最高，達到了78.1%。因此，降阻劑選用SRFR-1。

圖1 不同降阻劑的降阻率Fig.1 Drag reduction rate of different drag reducers

測試不同加量降阻劑SRFR-1的溶液在剪切速率8 000s－1下的降阻率，結果如圖2所示。由圖2可知，隨著SRFR-1加量增大，降阻率不斷增大，當SRFR-1加量為0.04%時，降阻率大于71%，能夠滿足現場施工要求。因此，降阻劑SRFR-1的加量選為0.04%。

圖2 不同加量降阻劑溶液的降阻率Fig.2 Drag reduction rate of different drag reducer dosage solutions

2.1.2 表面活性劑優選

武隆區塊常壓頁巖氣藏吸附氣含量高，有機孔為主要生儲空間，有機質、干酪根親油，黏土、石英、長石等其他礦物親水，頁巖混合潤濕，總體表現為親油。針對常壓頁巖氣藏吸附氣含量高、有機孔為主要生儲空間的特征，基于滑溜水與巖石的物理-化學作用機理，需要多孔介質中的潤濕相流體依靠毛細管力進入到巖石孔隙中，置換出其中的非潤濕相流體，實現滲吸置換［6－8］，強化排驅，提高液體在地層中的滯留量和增強吸附氣的解吸作用，實現提高常壓頁巖氣藏壓裂改造效果的目的。

武隆區塊頁巖表現為親油，需加入表面活性劑改變巖石的潤濕性，使親油儲層變成親水儲層，從而使毛細管力變成驅油氣的動力，提高頁巖氣排驅效率。測試了武隆區塊頁巖與加量為0.1%的不同表面活性劑溶液的接觸角，結果見表1。從表1可以看出，頁巖與0.1%表面活性劑RS-1溶液的接觸角為21.9°，表明頁巖的潤濕性發生反轉，由親油變成親水，可以實現氣體與壓裂液的滲吸置換。因此，表面活性劑選用RS-1。

表1 武隆區塊頁巖與不同表面活性劑溶液的接觸角Table1 Contact angle of shale and different surfactant solutions in the Wulong Block

圖3所示為頁巖與不同加量表面活性劑RS-1溶液的接觸角。從圖3可以看出，隨著表面活性劑RS-1的加量增大，接觸角減小，當加量達到0.1%后減小幅度變小。因此，表面活性劑RS-1的加量選為0.1%。

圖3 頁巖與不同加量表面活性劑RS-1溶液的接觸角Fig.3 Contact angle of shale and surfactant RS-1dosage in different solutions

2.1.3 防膨劑優選

頁巖中黏土礦物吸水膨脹或水化分散都可能堵塞氣體滲流通道，而武隆區塊常壓頁巖氣儲層黏土礦物含量為10.2%～48.0%，伊／蒙混層比達到45.0%，因此需采取防膨措施。測試泥頁巖在15種常用防膨劑0.2%溶液中的線性膨脹率，結果如圖4所示。從圖4可以看出，泥頁巖除在7號防膨劑溶液中的線性膨脹率不符合要求（不大于3.5%）外，在其他防膨劑溶液中的線性膨脹率均小于3.5%。綜合膨脹劑的其他性能和價格，選用4號防膨劑SRCS-2。

圖4 泥頁巖在加量為0.2%的不同防膨劑溶液中的線性膨脹率Fig.4 Linear expansion rate of mud shale in 0.2%different anti-swelling agent solutions

圖5 所示為泥頁巖在不同加量防膨劑SRCS-2溶液中的線性膨脹率。從圖5可以看出，隨著防膨劑SRCS-2的加量增大，泥頁巖線性膨脹率降低，當加量達到0.2%后降低幅度變小。因此，優選防膨劑SRCS-2的加量為0.2%。

圖5 泥頁巖在不同加量防膨劑SRCS-2溶液中的線性膨脹率Fig.5 Linear expansion rate of mud shale in anti-swelling agent SRCS-2solutions of different dosages

通過優選降阻劑、表面活性劑、防膨劑并優化其加量，確定武隆區塊常壓頁巖氣井壓裂用滑溜水的配方為0.04%降阻劑SRFR-1＋0.10%表面活性劑RS-1＋0.20%防膨劑SRCS-2。

2.2 壓裂施工參數優化

常壓頁巖氣儲層與高壓頁巖氣儲層相比，高角度縫及層理縫更發育，裂縫波及體積小；吸附氣占比更高，產液量更高，對長期導流能力要求更高；最大和最小主應力的差值更大，形成雙翼裂縫的概率更高，這些因素決定了與高壓頁巖氣水平井分段壓裂相比，常壓頁巖氣水平井分段壓裂時需要獲得更大的裂縫波及體積和更高的導流能力，壓裂后才能獲得理想的產氣量。

2.2.1 簇間距優化

頁巖氣水平井壓裂時通常采用分簇射孔布縫，地質上需要評價一定長度下不同縫間距的單井累計產能。一般采用數值模擬方法評價縫間距，由文獻中的模擬結果可知，縫間距越小，等效裂縫數量越大，其累計產氣量越高［9－11］。為追求最大改造體積，頁巖氣井通常采用體積壓裂模式進行改造，而要獲得較大的改造體積，需利用高誘導應力克服最大主應力和最小主應力差值，使裂縫轉向或者使天然裂縫開啟［12－14］。武隆區塊常壓頁巖氣儲層的基本參數為：氣層厚度40.00m，長度2 000.00m，寬度800.00m，井底流壓3.62MPa，原始地層壓力28.62MPa，地層溫度72.7℃，基質孔隙度5.8%，基質滲透率0.43mD，氣體黏度0.022mPa·s，巖石壓縮系數0.44GPa－1，裂縫導流能力5μm2·cm。采用數值模擬方法對武隆區塊水平段長度為1 500.00m的水平井采用不同簇間距壓裂后4年累計產氣量進行摸擬，結果見圖6。由圖6可知，簇間距減小至25.00m以后，4年累計產氣量升高幅度降低。因此，簇間距可選為21.00～25.00m。

圖6 不同簇間距對應的累計產氣量Fig.6 Cumulative production of different cluster spacing

通過壓裂在單一裂縫脆弱面上產生誘導應力改變最大與最小主應力的分布，可使人工裂縫在縫內轉向，改變原有延伸路徑，同時溝通天然裂縫，從而形成復雜縫網［15］。模擬武隆區塊龍馬溪組頁巖儲層水平應力差為14.47MPa、靜態楊氏模量為40.5GPa、泊松比為0.21時的誘導應力作用范圍，結果見圖7。從圖7可以看出，隨著裂縫間距減小，誘導應力增大，當裂縫間距小于25.00m時，基本可以實現裂縫之間的誘導應力大于水平應力差，實現縫間干擾，因此裂縫簇間距可選為20.00～25.00m。

圖7 武隆常壓頁巖氣井誘導應力計算結果Fig.7 Results of induced stress in normal pressure shale gas wells of Wulong Block

綜合考慮常壓頁巖氣水平井單井產能與工程上頁巖氣誘導應力計算的結果，將簇間距優化為21.00～25.00m。

2.2.2 射孔簇長優化

通過采取控制射孔簇長的模式，減少跟端射孔長度，增加跟端的孔眼摩阻，從而使每簇在炮眼內的壓力相同，結合水平井限流射孔優化方法［16－17］，射孔后多裂縫間的壓力平衡關系為：

式中：Qt為排量，m3／min；Qi為第i條裂縫內流量，m3／min；m為裂縫數量；pi為第i條裂縫的破裂壓力，MPa；pfi為第i條裂縫射孔孔眼摩阻，MPa；pi，i＋1為不同裂縫孔眼之間的沿程摩阻，MPa；ρf為井筒內流動液體密度，g／cm；Np為孔眼數量；dp為孔眼直徑，cm；Cd為流量系數，前期為0.56，后期為0.89。

假設簇射孔時有效孔眼比例為40%，頁巖氣水平井射孔孔眼直徑為9.5mm，計算射孔簇數不同時各簇的長度，結果見表2。

表2 各射孔簇簇長推薦結果Table2 Recommended results for each perforation cluster length

2.2.3 簇間暫堵優化

武隆區塊常壓頁巖氣井隆頁1HF井壓裂后的產液剖面測試結果表明，不同簇之間的進液強度不一樣，導致壓裂后產能貢獻程度差距較大，部分射孔簇壓裂無產能。因此，采用簇間暫堵解決部分射孔簇不能改造的問題。簇間暫堵壓裂是首先壓開最容易起裂的簇（井段），然后利用壓裂液將暫堵球送至起裂簇的射孔孔眼處，暫堵該井段的射孔孔眼，迫使壓裂液進入次級容易進液的簇，完成該簇的壓裂，如此反復進行，直至壓開所有的射孔簇。對于武隆區塊常壓頁巖氣儲層，實際測試表明暫堵球至少承受25.5MPa的壓差才能使液流轉向［18］。

簇間暫堵壓裂要求暫堵球能夠封堵射孔孔眼、抗壓強度能滿足要求，且在壓裂液中具有自溶性。因此選擇由鎂鋁合金及其他合金元素制成的暫堵球，并通過室內暫堵試驗裝置評價了暫堵球的抗壓強度及自溶性，結果為：φ5.5，φ9.0，φ11.0和φ13.0mm暫堵球在130℃下的抗壓強度分別為30，40，50和60MPa；不同直徑暫堵球在滑溜水中浸泡15h后開始溶解，3～5d完全溶解。由此可知，φ13.0mm暫堵球在130℃溫度下的抗壓強度達到60MPa，開始溶解時間為15h，可以滿足壓裂施工暫堵時間要求，同時暫堵球可在含有電解質的水溶液中自行溶解，隨著返排液排出。

武隆區塊常壓頁巖氣水平井射孔孔徑約9.5mm，孔眼擴徑率為20%～40%，擴徑后孔徑為11.4～13.3mm，因此為了封堵進液孔眼，選擇φ11.0～φ13.5mm暫堵球，單段射孔60孔，理論封堵一半，每段投30～35個直徑為11.0～13.5mm的暫堵球。

2.2.4 加砂工藝優選

由于武隆區塊地層能量不足，要將壓裂液殘液返排出，要求裂縫導流能力高，但地層彈性模量低，支撐劑易嵌入地層，因此要提高砂比和加砂量。頁巖氣井壓裂常用的段塞加砂工藝不利于提高砂比和加砂量，而連續加砂工藝可以形成更好的鋪砂剖面，鋪砂剖面較段塞式加砂更為均勻，有利于提高導流能力，且在加入相同砂量的情況下，所用液量更少，有利于返排。因此，采用連續加砂工藝施工。

2.2.5 壓裂規模優化

為確保形成網絡裂縫，并保證裂縫在頁巖氣儲層中延伸，需要模擬武隆地區龍馬溪組—五峰組頁巖氣儲層在不同壓裂規模下的單縫長度和高度。筆者以目前應用最多的3簇射孔為例，模擬了5種壓裂規模下裂縫的縫長、縫高，結果如圖8所示。5種壓裂規模分別為：規模1壓裂液用量1 500.0m3，加砂量60.0m3；規模2壓裂液用量1 600.0m3，加砂量65.0m3；規模3壓裂液用量1 700.0m3，加砂量70.0m3；規模4壓裂液用量1 800.0m3，加砂量80.0m3；規模5壓裂液用量1 900.0m3，加砂量85.0m3。

圖8 不同壓裂規模下裂縫的幾何尺寸Fig.8 Geometrical dimensions of fracture at different fracturing scales

從圖8可以看出，隨著壓裂規模增大，縫長、縫高也在不斷增加，但在壓裂規模達到壓裂液量1 700.0m3、加砂70.0m3之后，縫長增加幅度變小，且武隆區塊優質頁巖氣儲層厚度約為40.00m，在壓裂液量超過1 700.0m3、加砂量超過70.0m3后裂縫會在非優質頁巖儲層延伸。因此，綜合考慮確定壓裂規模為壓裂液用量1 700.0m3、加砂量70.0m3。

3 現場試驗

3.1 壓裂施工

隆頁2HF井垂深2 650.00m，水平段長度1 964.00m，氣測全烴值9.2%，孔隙度平均5.78%，含氣量6.1m3／t，總有機碳含量3.66%，優質頁巖紋層發育，石英含量平均58.5%，黏土含量平均23.9%，最大水平主應力52.6～62.3MPa，最小水平主應力38.0～45.9MPa，水平應力差14.3～16.5MPa，應力差異系數為0.26～0.27，底板應力比目的層高15.0MPa。

隆頁2HF井水平應力差較大，低角度裂縫及層理裂縫開啟難度大，裂縫轉向困難，同時作為常壓頁巖氣儲層需要增效降本。因此，采用低黏滑溜水進行壓裂。低黏滑溜水的配方為0.04%降阻劑SRFR-1＋0.10%表面活性劑 RS-1＋0.20%防膨劑SRCS-2。分2簇射孔時，簇長度分別為1.60和1.40m；分3簇射孔時，簇長度分別為1.10，1.00和0.90m；分5簇射孔時，每簇長度0.60m；分6簇射孔時，每簇長度0.50m。為促進各簇均勻進液，充分改造各壓裂井段，壓裂時每段投30～35個直徑為11.0～13.5mm的暫堵球。為降低成本，采用8臺電動壓裂泵＋6臺2500型壓裂車組合模式進行施工。

隆頁2HF井完成20段92簇壓裂施工，總用液量45 401.0m3，平均單段用液量2 270.0m3（其中13段總用液量超過2 000.0m3），總加砂量2 577.8m3，最高砂比8%～15%，施工排量16～18m3／min。整個壓裂施工分為5個階段，第1階段壓裂第1段和第2段，這2段壓裂主要是掌握儲層特點，每段分2～3簇射孔，段長59.00～77.00m，采用常規段塞加砂工藝；第2階段壓裂第3段—第5段，每段分6簇射孔，段長143.00～167.00m，每段投入30個φ11.0mm暫堵球，投球后泵壓升高1.60～6.20MPa，表明起到暫堵效果；第3階段壓裂第6段和第7段，每段分2～3簇射孔，段長61.00～89.00m，第6段投入30個φ11.0mm暫堵球后泵壓升高2.30MPa，第7段投入30個φ13.5mm暫堵球后泵壓升高21.00MPa；第4階段壓裂第8段和第9段，每段分4～6簇射孔，段長76.00～95.00m，每段投入30個φ13.5mm暫堵球，投球后泵壓升高3.80～5.60MPa；第5階段壓裂第10段—第20段，每段分4～6簇射孔，段長77.00～95.00m，采用連續加砂模式加砂，每段投入35個φ13.5mm暫堵球，投球后泵壓升高10.00～34.00MPa。

3.2 壓裂效果分析

隆頁2HF井全程采用低黏滑溜水壓裂，現場測試降阻率達到71%；采用連續加砂模式大幅度提高了平均砂液比，平均砂液比達到5.6%，平均單段加砂量129.0m3（其中17段加砂量超過100.0m3），第20段加砂量達到207.0m3，創中國石化頁巖氣井單段加砂最高紀錄，且所有壓裂段都達到了設計加砂量。分析了該井壓裂施工時的凈壓力和裂縫延伸壓力梯度，結果見圖9和圖10。從圖9可以看出，投球后有些層的凈壓力升高了36.00～16.00MPa，大于水平壓力差，表明這些層段新縫開啟。從圖10可以看出，投球前裂縫延伸壓力梯度平均為2.09MPa／100m，投球后裂縫延伸壓力梯度平均為2.23MPa／100m，說明投球后提高了裂縫延伸壓力梯度，從而使裂縫復雜程度得到提高。

圖9 隆頁2HF井壓裂施工時的凈壓力Fig.9 Net pressure of Well Longye 2HF during fracturing operation

圖10 隆頁2HF井壓裂施工時的延伸壓力梯度Fig.10 Fracture extension pressure gradient of Well Longye 2HF during fracturing operation

隆頁2HF井壓裂后日產氣量9.4×104m3，實現了常壓頁巖氣井單井產氣量的突破。

4 結論與建議

1）武隆區塊常壓頁巖氣水平應差大、高角度縫及層理縫發育、裂縫轉向難，需采用低濃度滑溜水進行大規模、高砂比壓裂才能形成復雜網狀縫，獲得高產。

2）縫間投球暫堵轉向、連續加砂是武隆區塊常壓頁巖氣水平井壓裂獲得成功的關鍵。

3）常壓頁巖氣水平井壓裂需要進一步提高裂縫的復雜程度、增大有效改造體積，因此還需要進行層內暫堵壓裂、層間多次暫堵、高密度完井等組合工藝方面的研究攻關。

4）常壓頁巖氣水平井壓裂后產能低，對成本控制要求更高，建議研制全電動化壓裂設備、尋找或研制更加低廉高效的壓裂材料。