深層頁巖裂縫形態影響因素

卞曉冰，侯 磊，蔣廷學，高東偉，張 馳

（1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 100101；2.中國石油化工股份有限公司石油工程技術研究院，北京 100101；3.中國石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發有限公司，重慶 408014）

0 引言

我國頁巖氣藏埋深為2 300～4 500 m，技術可采資源量居全球之首，高達36 萬億m3，是常規天然氣的1.6 倍［1-3］。近年來，隨著垂深3 500 m 以內的中深層頁巖氣勘探開發進程的加深，涪陵、長寧、威遠等國家級頁巖氣示范區開發重點區域逐漸向深層頁巖轉移。

據估算，僅四川盆地的大焦石壩、丁山、南川等地區，垂深超過3 500 m 的深層頁巖氣資源量達4 612 億m3，是保持頁巖氣產量持續穩定增長的重要領域［4，5］，但深層頁巖氣井在壓裂施工中面臨壓力高（90～110 MPa）、排量受限（10～14 m3/min 甚至更低）、加砂困難（估算裂縫導流能力為中深層頁巖的1/5 左右）等難題［4-10］，壓裂后初產低且遞減快，尚未實現經濟開發。究其原因，頁巖在高溫、高壓條件下塑性特征明顯，裂縫起裂、擴展困難，裂縫窄、改造體積偏小，形成多尺度裂縫系統的難度較中深層大幅增加［9-12］。因此，須建立深層頁巖裂縫擴展模型，并利用微地震監測結果，通過大量裂縫擴展動態預測模擬，確定影響裂縫形態的主控因素，以期在現場深井應用獲得較好的測試產量，對提高深層頁巖氣井的壓裂有效改造體積提供依據。

1 基本模型

頁巖儲層的層理及天然裂縫發育，同一段內射孔簇數高達6～9 簇，壓裂后大量相互連通的主-支裂縫體系是頁巖氣在儲層中的主要流動通道。由于常規的裂縫擴展模型難以刻畫主-支裂縫體系的延伸，因此，須用Meyer 軟件進行精細化建模，具體如下:①解釋導眼井測井數據并利用實驗結果校正，建立連續的縱向巖石力學及地應力剖面；②根據鉆井軌跡及套管參數建立水平井筒模型；③采用離散裂縫網絡模型（DFN）表征主裂縫與支裂縫，根據區塊地質資料，設置主裂縫延伸方向（x）、垂直主裂縫方向（y）及縫高方向（z）的支裂縫密度分別為25 m/條、10 m/條和3.6 m/條；④基于已壓裂井微地震監測及產剖測試結果，設置壓裂段內各射孔簇的流量系數，表征實際壓裂段各簇非均勻進液情況；⑤壓裂液及支撐劑性能參數由室內實驗數據獲得。

以川東南某深層頁巖氣區塊為例，建立該區塊水平井壓裂裂縫擴展模型。所用基礎數據如下:五峰組—龍馬溪組頁巖儲層的①～⑨號層黏土礦物體積分數為31.6%～56.5%，硅質礦物體積分數為32.5%～54.6%，楊氏模量為34.4～39.9 GPa，泊松比為0.24～0.27，最小水平主應力梯度為0.021～0.023 MPa/m，最大水平主應力梯度為0.025～0.028 MPa/m；水平井單段壓裂液量為1 800～2 000 m3（滑溜水的黏度為9～12 mPa?s，膠液黏度為30～40 mPa?s），砂量為40～75 m3［70/140 目（0.104～0.212 mm）粉陶體積的密度為1.76 g/cm3，40/70 目（0.212～0.420 mm）和30/50 目（0.297～0.590 mm）覆膜陶粒體積密度為1.45 g/cm3］，施工排量為12～16 m3/min。以大量微地震監測統計結果為基礎，對該區塊天然裂縫及巖石力學模型進行校正擬合，各參數調整范圍不超過10%。某簇模擬裂縫網絡系統如圖1 所示。

圖1 裂縫網絡系統Fig.1 Fracture network with different width

為驗證模型的準確性，以該區H 深井為例，該井A 靶點斜深為3 849 m，垂深為3 640 m；B 靶點斜深為4 980 m，垂深為3 895 m，水平段長度為1 131 m。采用139.7 mm 套管完井，抗內壓強度為117 MPa，抗外壓強度為128 MPa。井軌跡穿行④～⑨號層，共壓裂18 段38 簇，水平段每段2～3 簇螺旋射孔，20 孔/m。單段壓裂液量為1 805～2 033 m3，砂量為50.1～74.5 m3，泵注排量為13～16 m3/min。典型壓裂段的裂縫擴展形態反演結果如圖2 所示，從圖中可以看出，裂縫在不同小層擴展形態差異較大，當射孔位置位于⑦號層及以上時，裂縫易在龍馬溪組頁巖上部擴展；當射孔位置位于⑥號層及以下時，裂縫易在龍馬溪組頁巖下部擴展；施工結束后，作用在裂縫壁面的應力導致部分裂縫閉合，波及裂縫體積中僅有1/3 實現了有效支撐。微地震監測結果可為裂縫形態觀測提供一定的指導意義。表1 和表2 為H 井不同層位典型壓裂段裂縫形態反演結果（波及值），與該井微地震監測結果進行對比，兩者一致性較好，其中半縫長模擬誤差為7.4%，縫高模擬誤差為16.7%，平均模擬誤差為12%。

圖2 H 井不同層位典型壓裂段裂縫形態反演結果Fig.2 Typical fracture geometry simulation result in different layers of well H

表1 H 井模擬半縫長與監測半縫長對比Table 1 Contrast of fracture half-length by simulating result and microseismic monitoring data of well H

表2 H 井模擬縫高與監測縫高對比Table 2 Contrast of fracture height by simulating result and microseismic monitoring data of well H

2 影響裂縫形態的主控因素分析

根據國內外頁巖氣井壓裂實踐經驗［4-11］，為了獲得影響深層頁巖壓裂裂縫形態的主控因素，選取壓裂設計與施工中的關鍵參數:液量、排量、單段簇數和壓裂液黏度，進行4 個因素4 個水平正交方案設計（表3）。通過16 個方案的裂縫形態參數和SRV 隨時間的變化規律（圖3），可將裂縫擴展分為2 個明顯的階段:①裂縫快速生成期，在壓裂施工的初始1/5～1/4 時間段內（前置液及粉砂段塞式加砂階段），裂縫雛形迅速形成，主縫縫長可擴展至最終長度的40%～60%，主縫縫高可擴展至最終高度的50%～70%，主縫縫寬可擴展至最終寬度的60%～80%，此階段以造主縫為主，加砂為輔。②裂縫緩慢增長期，后續時間（主加砂階段）主裂縫繼續緩慢擴展，裂縫形態以增加復雜度為主，SRV 基本呈線性增加趨勢，此階段兼顧增大改造體積和加砂。

表3 正交方案設計Table 3 Orthogonal design

鑒于縫長、縫高和縫寬這3 個裂縫形態參數所具有的相似演化規律，對于深層頁巖，確保足夠的造縫寬度對壓裂施工尤為重要［4，5，9-11］。縫寬過窄極易導致施工壓力對支撐劑粒徑和砂比敏感，具有較高的砂堵風險，達不到理想的改造效果。方差分析結果表明（表4），壓裂液黏度、單段簇數和排量均是影響縫寬的主要因素；同理，液量和壓裂液黏度均是影響SRV 的主要因素。總之，壓裂液黏度是影響裂縫形態中縫寬和SRV 的主控因素，為了改善深層頁巖裂縫形態，進一步增加裂縫復雜性及有效改造體積，在現有壓裂設計的基礎上，重點進行壓裂液黏度的優化研究。

圖3 不同方案裂縫動態擴展隨時間的變化規律Fig.3 Fracture geometry change with time of each scheme

表4 深層頁巖氣井縫寬影響因素方差分析Table 4 Variance analysis for influencing factors of fracture width for deep shale gas wells

3 提高縫寬及SRV 的關鍵工藝措施優化

3.1 混合壓裂液優化

圖4 為模擬壓裂液黏度為1～270 mPa?s 時對裂縫形態的影響結果。壓裂液黏度越小，半縫長和SRV 越大（單段SRV 可達522.9 萬m3），但平均縫寬和縫高則越小；反之亦然。頁巖氣井壓裂以低黏度滑溜水為主，尤其針對脆性較高的中淺層頁巖，利用其易進入微小孔隙及裂縫，溝通儲層中大量存在的頁理/層理縫的特性，增大壓裂改造體積，但深層頁巖具有偏塑性特征，所需滑溜水的黏度應適當提高，尤其要通過一定比例的中高黏度壓裂液（作為前置液及在施工中交替注入）增加裂縫動態縫寬，為支撐劑在縫內輸送提供有效通道。由圖4 可知，壓裂液的中高黏度控制在50 mPa?s 以內，即可獲得相對較好的裂縫形態。

為了優化深層頁巖氣井滑溜水和膠液的比例，模擬膠液占比為0～70%情況下的裂縫形態，其結果（圖5）表明，隨著膠液占比的增加，平均縫寬遞增，但SRV 減小。鑒于膠液成本約為滑溜水的3～4 倍，綜合優化單段施工液量中膠液占比為20%～30%。

圖4 不同壓裂液黏度對裂縫形態的影響Fig.4 Effect of fracturing fluid viscosity on fracture geometry

圖5 膠液占比對裂縫形態的影響Fig.5 Effect of glue proportion on fracture geometry

3.2 單段射孔簇數優化

模擬1～6 簇射孔情況對裂縫形態的影響，其中單簇簇長為1 m，孔密為20 孔/m，相位角為60°，結果如圖6 所示，從圖中可以看出:射孔簇數的增加降低了每簇壓裂液的分流量，隨著單簇進液量的減少，各簇縫長、縫高和縫寬均呈降低趨勢，但單段SRV 有所增加。綜合考慮，優選射孔簇數為3～4 簇。

圖6 射孔簇數對裂縫形態的影響Fig.6 Effect of proportion of glue on fracture geometry

圖7 單孔流量對平均縫寬和SRV 的影響Fig.7 Effect of single perf flow on fracture width and SRV

3.3 排量優化

頁巖氣井壓裂時需要較大的排量以提高施工凈壓力，但單段總孔數越多，作用在每個射孔孔眼的單孔流量越小，因此用單孔流量對排量進行優化更具實際意義。設置每段射孔3 簇，通過模擬不同單孔流量對平均縫寬和SRV 的影響，優化施工排量。單孔流量為0.1～0.7 m3/min 時平均縫寬和SRV 結果如圖7 所示，從圖中可看出:隨著單孔流量的增加，平均縫寬和SRV 均增加，但單孔流量超過0.3 m3/min 時平均縫寬增幅減緩；同時，孔眼摩阻隨單孔流量的增加而急劇增加，單孔流量為0.5 m3/min時孔眼摩阻可達19.8 MPa（圖8），因此優選單孔的流量為0.3～0.5 m3/min。考慮有效進液孔比例系數為0.6～0.8，則優化最佳施工排量為12～18 m3/min。

圖8 單孔流量與孔眼摩阻的關系Fig.8 Relationship between single perf flow and perforation friction

3.4 施工規模優化

通過大量模擬研究，單段液量為1 200～2 200 m3，單段砂量為40～80 m3時，裂縫形態參數如表5 所列。由于施工規模與成本有關且需考慮液量與砂量的匹配性，綜合優化單段液量為1 600～1 900 m3，單段砂量為60～70 m3，采用連續加砂模式以保證綜合砂液比達到4%。此時裂縫半長為260～300 m，縫高為30～40 m，滿足井網部署及縱向溝通龍馬溪組底部優質儲層的目標。

表5 不同施工規模下半縫長、縫高模擬結果Table 5 Simulation results of fracture half-length and fracture height with different operation scale

3.5 支撐劑體系優化

對于深層頁巖壓裂改造形成的多尺度裂縫體系，模擬結果顯示主縫尺寸約為支縫尺寸的2～6倍，但主縫體積占比僅為4%～8%，90% 以上的支縫體積是深井SRV 的主要組成部分，要對其實現有效的支撐以保證改造體積的有效性。在膠液占比為0～30%，排量為14～16 m3/min 的條件下，壓裂裂縫的最大縫寬和平均縫寬比例分布情況如表6所列。支撐劑粒徑按照平均縫寬的1/6 進行匹配，在優化的20%膠液比例條件下，70/140 目（0.104～0.210 mm）支撐劑占比達一半以上。根據可視化支撐劑輸砂運移實驗［13］，支撐劑在裂縫中的運移具有自然分選規律，主縫中以填充40/70 目（0.212～0.420 mm）和30/50 目（0.297～0.590 mm）為主，大量的支縫體系需要70/140 目（0.104～0.210 mm）及40/70 目（0.212～0.420 mm）進行支撐。

表6 不同模擬條件下縫寬比例分布特征Table 6 Ratio of fracture width range with different simulation condition

3.6 現場應用

基于深層頁巖裂縫形態影響因素分析結果，提出了針對深層頁巖氣井“大排量適度規模現場精細調控、變黏度混合壓裂液充分造縫、小粒徑低砂比連續加砂有效支撐”的技術思路，現場適用性較強。以該區塊L 井為例，該井垂深為3 945 m，頁巖塑性增強，閉合應力大，巖石破裂壓力達110 MPa，水平段長為1 503 m，設計壓裂19 段，施工排量為12～16 m3/min，對高砂比和40/70 目（0.212～0.420 mm）中砂敏感。典型壓裂曲線如圖9 所示，L 井平均單段液量為1 879 m3（膠液占比為17.4%），平均單段加砂量為65.8 m3（粉砂占比為74.7%），單段最高砂量為80.6 m3，綜合砂液比為3.51%，鉆塞后在12 mm 油嘴制度下，測試產氣量為11.4 萬m3/d，產水量為20 m3/d，獲得了較好的改造效果。

圖9 L 井典型壓裂施工曲線Fig.9 Typical fracturing curve of well L

4 結論

（1）建立了深層頁巖裂縫動態擴展模型，通過微地震監測數據校正擬合后達到較高精度，為深層頁巖氣壓裂井裂縫形態預測提供了模擬參考。

（2）裂縫擴展可分為快速生成期和緩慢增長期2 個階段，第1 個階段裂縫形態可擴展至最終狀態的一半左右；第2 個階段裂縫形態以增加復雜度和SRV 為主。

（3）壓裂液黏度是影響裂縫形態中縫寬和SRV的主控因素，確定了目標區塊井壓裂設計原則:膠液占總液量的20%～30%，射孔簇數為3～4 簇，排量為12～18 m3/min，單段液量為1 600～1 900 m3，單段砂量為60～70 m3［70/140 目（0.104～0.212 mm）支撐劑占比為50%以上］。現場一口3 900 m 深的壓裂井獲得了11.4 萬m3的測試產量。