论文部分内容阅读
摘要：随着埋深、构造、地质条件的巨大变化，适用于浅层的页岩气压裂工艺技术，不能有效解决深层页岩所面临的问题。因此，需要弄清深层页岩改造与中浅层压裂机理、工艺参数设计之间的具体差异;同时，深层页岩多处于构造复杂区，应力环境多变、复杂缝形成规律变化大、施工压力高，针对性工艺、材料、装备及经济性评价迫切需要开展攻关研究。为实现这些目标，笔者进行三个方面问题研究：从压裂难点到技术对策以及针对性的压裂工艺技术优化，以此来实现形成大体积复杂裂缝针对性的压裂工艺技术，为涪陵地区深层页岩气压裂开发提供技术支撑。
关键字：压裂技术，页岩气，涪陵地区，深层
随着涪陵地区页岩气勘探开发的深入，3500m-4500m以深页岩气储层已经成为资源的必要补充，成为新的工作对象。3500-4500m储层在江东、平桥、白涛、白马等区块广泛分布，资源量大、开发前景广阔，是气田未来重要的产能接替阵地[1-3]，也是本文的研究对象。
但不同于浅层页岩的已有认识，深层页岩地质、构造发生巨大变化，具体表现在：（1）平面分布相对分散，不同区域物性参数、地质构造均变化较大;（2）纵向变化大，随深度增加，最小水平主应力、断裂韧性、杨氏模量、泊松比等关键力学参数增大;（3）温度增加，闭合应力增大，压裂材料尚需配套完善。因此针对深层页岩压裂改造以“大体积+复杂度”为目标，需要实现以改造体积、有效支撑的综合优化理念。
1压裂难点
1.1埋深增加，围压增大，塑性增强，导致施工压力增加
目前二期储层的垂深在2900-4000m，较一期的2500-3000m增加400-1000m，平均增加700m。按照上覆压力梯度0.023MPa/m计算，上覆压力增加16.1MPa，相应的最大、最小水平主应力也在增加，如焦页A井最小水平主应力为49MPa（2408m，压力梯度0.02MPa/m），而焦页B井最小水平主应力则为70MPa（3431m，压力梯度0.0204MPa/m），焦页C井则为71MPa（3500m，压力梯度0.0203MPa/m），焦页D井为77MPa（3675m，压力梯度0.0209MPa/m），焦页E井为65MPa（3400m，压力梯度0.019MPa/m）。因此扩展裂缝需要的延伸压力需要增加，按缝内净压力5-7MPa计算，焦页F井延伸压力为75-77MPa，反推地面施工压力在80MPa，而焦页H井地面施工压力90MPa以上（按14m3/min排量计算）。埋深的增加导致的围压增加，使岩石呈现出塑性的变化特征，即脆性断裂减少，破裂岩石的难度增加。因此二期施工压力增加10-15MPa以上，甚至更多，对地面设备、压裂参数优化均提出了较高要求。
1.2物性变差，泥质增加，主裂缝扩展难度大，存在“Z”型缝
对比一期的石英、碳酸盐及粘土含量，二期物性有所变差。焦页A井脆性矿物含量为54.2%，粘土含量为31.5%，二期井中如焦页D井脆性矿物含量为47.19%，粘土含量增加为35.4%，焦页C井脆性矿物含量为51.4%，粘土含量32%。由于泥质的增加，压裂时易形成多裂缝，压裂液滤失增大，难以扩展，围绕在近井筒附近，无法形成长的远场主裂缝。由于压裂液效率低，缝宽窄，所以存在临界砂比，超过临界砂比后支撑剂则难以通过，反映在压力上就是上升，形成脱砂。由于页岩存在层理，当压裂裂缝沿层理扩展时，则存在水平缝与垂直缝相互共生的现象，由于水平缝的延伸需要克服上覆压力的作用，因此当施工压力梯度达到或超过0.023MPa/m时，则可判断存在水平缝，导致复杂裂缝形态的产生，使得加砂困难和压力升高。
1.3储层条件改变，适用于早期的压裂工艺需要优化调整
一期的压裂工艺针对区块的特点进行优化完善，取得了明显的效果。形成的单段少簇（2-3簇）、滑溜水+线性胶、分段加砂的工艺技术在一期的实践中增产明显。但二期由于水平应力差增加（8MPa）、脆性含量降低、物性变差，形成扩展明显的长复杂裂缝网络的难度增加，同时2-3簇射孔的改造效果差异明显，因此需要考虑进一步优化二期压裂工艺技术。首先如何降低和控制施工压力，二是如何提高单段内各簇的均衡改造程度，并扩展有效的裂缝网络和扩大裂缝体积，三是如何在目前压裂液体系上进一步改进，提高压裂液前期造缝的能力，从而形成有效延伸的长裂缝，提高改造效果。
2技术对策
2.1酸液配方和酸量優化，尽可能扩大酸作用半径，从而将起始裂缝从近井筒有效延伸
酸进入储层后，压力降可达20-40MPa，但一般集中在近井地带，当裂缝延伸后，遇到物性差的储层时压力仍会升高，因此适当扩大酸液作用半径，尽可能使压裂主裂缝延伸，这样可扩大裂缝体积，并从一定程度上控制压力。
另外，可考虑采用加重的压裂液体系，作为前置液进行破裂和延伸裂缝，控制初始的高破裂压力。
2.2分析储层的垂向和水平向岩石力学特性，认识其非均质性差异，开展针对性的射孔优化
页岩由于层理存在，使得其非均质性差异大。垂向和水平向的岩石力学参数（杨氏模量和泊松比）有着明显的差异，和砂岩储层均质性岩石力学性质不同。由于垂向和水平向的差异，使得垂向应力的大小存在差异（与均质方法计算的），因此设计时需要考虑这个差异性带来的应力差异，考虑应力差异对裂缝扩展的影响，可有效指导射孔、裂缝延伸的分析。
2.3优选射孔位置，采用限流工艺，尝试单段多簇，有效延伸初始裂缝
针对各段的物性特征，进行射孔段的精细选择。如100m的射孔段内，优选脆性含量高、泥质低的段优先射孔，并采用多簇的方式，每簇的距离在0.3-0.6m，射5-9簇，每簇射4-6孔，针对物性好进行点射。这样可以控制起始裂缝的位置，并实现单段内多条裂缝的延伸。这样对控制起始的压力非常有利，并可控制初始复杂裂缝的形成。目前国外主要采用这种限流工艺，特别是更长的井段200m也采用这种方式，施工中间加入暂堵剂进行转向压裂。同时考虑采用深穿透的射孔弹，并结合水平段的位置和层理的情况，优化射孔方位，确保起始裂缝有效延伸。 3.压裂工艺技术优化
3.1裂缝参数优化
深层页岩气储层进行分段措施改造的目的在于扩大改造体积、提高裂缝复杂程度。对水平井进行分段、分簇设计，利用压裂过程中造成的地应力变化促使裂缝转向，是能否形成复杂裂缝的关键。在这一过程中主要从应力场变化规律、优选射孔簇数和优化施工规模入手，实现体积改造。
优化段簇间距，能够实现全水平井筒体积改造的覆盖，达到最大化裂缝复杂程度的目的，当水平井簇间距过大，水平井筒存在未改造井段，适当缩短段簇间距能够实现全水平井筒体积改造的覆盖。
另外由于深层页岩各小层硅质含量较一期产建区北部井整体降低，粘土含量整体增大，①小层粘土含量增加3-5%，③-⑤小层增加明显（5-10%）储层的脆性降低，形成复杂缝网的难度增加，压裂裂缝的形态逐渐由缝网转变为到“缝网与多缝过渡区”。因此，针对复杂缝网所需的净压力、诱导应力进行了深入细致的研究，通过对不同裂缝间距条件下的诱导应力进行计算。随围压大，诱导应力作用距离减小，适当缩短段簇间距，提高全井段SRV。浅井簇间距在25m时，模拟诱导应力为10.8MPa，能够满足裂缝转向、裂缝复杂化要求。而随着围压增大簇间距由浅井的25-30m缩短至18-20m，簇间距20m时，模拟诱导应力9.6MPa。
综上所述，针对深井压裂主体压裂参数液量1800-2000方、砂量55-65方，缝长230-250m、缝高46-54m;线性胶压裂液（40-50mP·s）+减阻水压裂液（6-9mPa·s），缝宽满足支撑剂运移要求;二种压裂液比例1：7和1：9时，前置线性胶用量250-300m?，能够获得较好的改造体积 。
3.2连续铺砂
涪陵页岩气浅井加砂模式主要采用段塞式加砂，但是随着围压增大，闭合压力相应增大，段塞式加砂在深井压裂存在一定缺陷。段塞式加砂在裂缝延伸方向存在无支撑剂支撑界面，在高闭合压力条件下，这些无支撑界面容易闭合，连续导流通道中断，导致气体逸出受阻，不能完全释放储层产能。深井压裂采取中长段塞加砂模式（100-120m?），形成连续支撑剖面、提高加砂强度，以连续稳定的铺砂剖面来保证裂缝的长期导流能力。
同时增加小粒径支撑剂用量（25-28m?），控制微裂縫滤失，实现微裂缝的理想堵塞，提高深井压裂整体施工稳定性。当支撑剂颗粒过小时，支撑剂大量进入裂缝趾部，液体易在前端空间造成滤失。当支撑剂颗粒过大时，支撑剂在缝口发生堵塞，液体通过支撑剂间隙，依然容易造成滤失。理想的堵塞状态为支撑剂封堵微裂缝中部，避免滤失的同时对微裂缝起到良好的支撑效果。有文献表明，支撑剂粒径降低一个级别，沉降速度降低1/3-1/2，有利于远端裂缝支撑。这种连续铺砂模式配合小粒径支撑剂使用，对于深井，可以延缓压力上涨，降低施工风险，保证裂缝的复杂程度，达到对储层充分改造的目的。
4结论
（1）深层页岩气压裂的难点在于埋深增加，围压增大，塑性增强，导致施工压力增加;物性变差，泥质增加，主裂缝扩展难度大，存在“Z”型缝;储层条件改变，适用于早期的压裂工艺需要优化调整。
（2）针对深层压裂难点提出了对应技术对策：酸液配方和酸量优化，尽可能扩大酸作用半径，从而将起始裂缝从近井筒有效延伸;分析储层的垂向和水平向岩石力学特性，认识其非均质性差异，开展针对性的射孔优化;优选射孔位置，采用限流工艺，尝试单段多簇，有效延伸初始裂缝。
（3）压裂工艺技术优化：深井压裂主体压裂参数液量1800-2000方、砂量55-65方，缝长230-250m、缝高46-54m;线性胶压裂液（40-50mP·s）+减阻水压裂液（6-9mPa·s），缝宽满足支撑剂运移要求，能够获得较好的改造体积。
参考文献
[1]魏佳.页岩气压裂施工砂堵原因与策略研究[J/OL].中国石油石化，2017，（09）：95-96.
中石化江汉油田分公司石油工程技术研究院 湖北 武汉 430035
关键字：压裂技术，页岩气，涪陵地区，深层
随着涪陵地区页岩气勘探开发的深入，3500m-4500m以深页岩气储层已经成为资源的必要补充，成为新的工作对象。3500-4500m储层在江东、平桥、白涛、白马等区块广泛分布，资源量大、开发前景广阔，是气田未来重要的产能接替阵地[1-3]，也是本文的研究对象。
但不同于浅层页岩的已有认识，深层页岩地质、构造发生巨大变化，具体表现在：（1）平面分布相对分散，不同区域物性参数、地质构造均变化较大;（2）纵向变化大，随深度增加，最小水平主应力、断裂韧性、杨氏模量、泊松比等关键力学参数增大;（3）温度增加，闭合应力增大，压裂材料尚需配套完善。因此针对深层页岩压裂改造以“大体积+复杂度”为目标，需要实现以改造体积、有效支撑的综合优化理念。
1压裂难点
1.1埋深增加，围压增大，塑性增强，导致施工压力增加
目前二期储层的垂深在2900-4000m，较一期的2500-3000m增加400-1000m，平均增加700m。按照上覆压力梯度0.023MPa/m计算，上覆压力增加16.1MPa，相应的最大、最小水平主应力也在增加，如焦页A井最小水平主应力为49MPa（2408m，压力梯度0.02MPa/m），而焦页B井最小水平主应力则为70MPa（3431m，压力梯度0.0204MPa/m），焦页C井则为71MPa（3500m，压力梯度0.0203MPa/m），焦页D井为77MPa（3675m，压力梯度0.0209MPa/m），焦页E井为65MPa（3400m，压力梯度0.019MPa/m）。因此扩展裂缝需要的延伸压力需要增加，按缝内净压力5-7MPa计算，焦页F井延伸压力为75-77MPa，反推地面施工压力在80MPa，而焦页H井地面施工压力90MPa以上（按14m3/min排量计算）。埋深的增加导致的围压增加，使岩石呈现出塑性的变化特征，即脆性断裂减少，破裂岩石的难度增加。因此二期施工压力增加10-15MPa以上，甚至更多，对地面设备、压裂参数优化均提出了较高要求。
1.2物性变差，泥质增加，主裂缝扩展难度大，存在“Z”型缝
对比一期的石英、碳酸盐及粘土含量，二期物性有所变差。焦页A井脆性矿物含量为54.2%，粘土含量为31.5%，二期井中如焦页D井脆性矿物含量为47.19%，粘土含量增加为35.4%，焦页C井脆性矿物含量为51.4%，粘土含量32%。由于泥质的增加，压裂时易形成多裂缝，压裂液滤失增大，难以扩展，围绕在近井筒附近，无法形成长的远场主裂缝。由于压裂液效率低，缝宽窄，所以存在临界砂比，超过临界砂比后支撑剂则难以通过，反映在压力上就是上升，形成脱砂。由于页岩存在层理，当压裂裂缝沿层理扩展时，则存在水平缝与垂直缝相互共生的现象，由于水平缝的延伸需要克服上覆压力的作用，因此当施工压力梯度达到或超过0.023MPa/m时，则可判断存在水平缝，导致复杂裂缝形态的产生，使得加砂困难和压力升高。
1.3储层条件改变，适用于早期的压裂工艺需要优化调整
一期的压裂工艺针对区块的特点进行优化完善，取得了明显的效果。形成的单段少簇（2-3簇）、滑溜水+线性胶、分段加砂的工艺技术在一期的实践中增产明显。但二期由于水平应力差增加（8MPa）、脆性含量降低、物性变差，形成扩展明显的长复杂裂缝网络的难度增加，同时2-3簇射孔的改造效果差异明显，因此需要考虑进一步优化二期压裂工艺技术。首先如何降低和控制施工压力，二是如何提高单段内各簇的均衡改造程度，并扩展有效的裂缝网络和扩大裂缝体积，三是如何在目前压裂液体系上进一步改进，提高压裂液前期造缝的能力，从而形成有效延伸的长裂缝，提高改造效果。
2技术对策
2.1酸液配方和酸量優化，尽可能扩大酸作用半径，从而将起始裂缝从近井筒有效延伸
酸进入储层后，压力降可达20-40MPa，但一般集中在近井地带，当裂缝延伸后，遇到物性差的储层时压力仍会升高，因此适当扩大酸液作用半径，尽可能使压裂主裂缝延伸，这样可扩大裂缝体积，并从一定程度上控制压力。
另外，可考虑采用加重的压裂液体系，作为前置液进行破裂和延伸裂缝，控制初始的高破裂压力。
2.2分析储层的垂向和水平向岩石力学特性，认识其非均质性差异，开展针对性的射孔优化
页岩由于层理存在，使得其非均质性差异大。垂向和水平向的岩石力学参数（杨氏模量和泊松比）有着明显的差异，和砂岩储层均质性岩石力学性质不同。由于垂向和水平向的差异，使得垂向应力的大小存在差异（与均质方法计算的），因此设计时需要考虑这个差异性带来的应力差异，考虑应力差异对裂缝扩展的影响，可有效指导射孔、裂缝延伸的分析。
2.3优选射孔位置，采用限流工艺，尝试单段多簇，有效延伸初始裂缝
针对各段的物性特征，进行射孔段的精细选择。如100m的射孔段内，优选脆性含量高、泥质低的段优先射孔，并采用多簇的方式，每簇的距离在0.3-0.6m，射5-9簇，每簇射4-6孔，针对物性好进行点射。这样可以控制起始裂缝的位置，并实现单段内多条裂缝的延伸。这样对控制起始的压力非常有利，并可控制初始复杂裂缝的形成。目前国外主要采用这种限流工艺，特别是更长的井段200m也采用这种方式，施工中间加入暂堵剂进行转向压裂。同时考虑采用深穿透的射孔弹，并结合水平段的位置和层理的情况，优化射孔方位，确保起始裂缝有效延伸。 3.压裂工艺技术优化
3.1裂缝参数优化
深层页岩气储层进行分段措施改造的目的在于扩大改造体积、提高裂缝复杂程度。对水平井进行分段、分簇设计，利用压裂过程中造成的地应力变化促使裂缝转向，是能否形成复杂裂缝的关键。在这一过程中主要从应力场变化规律、优选射孔簇数和优化施工规模入手，实现体积改造。
优化段簇间距，能够实现全水平井筒体积改造的覆盖，达到最大化裂缝复杂程度的目的，当水平井簇间距过大，水平井筒存在未改造井段，适当缩短段簇间距能够实现全水平井筒体积改造的覆盖。
另外由于深层页岩各小层硅质含量较一期产建区北部井整体降低，粘土含量整体增大，①小层粘土含量增加3-5%，③-⑤小层增加明显（5-10%）储层的脆性降低，形成复杂缝网的难度增加，压裂裂缝的形态逐渐由缝网转变为到“缝网与多缝过渡区”。因此，针对复杂缝网所需的净压力、诱导应力进行了深入细致的研究，通过对不同裂缝间距条件下的诱导应力进行计算。随围压大，诱导应力作用距离减小，适当缩短段簇间距，提高全井段SRV。浅井簇间距在25m时，模拟诱导应力为10.8MPa，能够满足裂缝转向、裂缝复杂化要求。而随着围压增大簇间距由浅井的25-30m缩短至18-20m，簇间距20m时，模拟诱导应力9.6MPa。
综上所述，针对深井压裂主体压裂参数液量1800-2000方、砂量55-65方，缝长230-250m、缝高46-54m;线性胶压裂液（40-50mP·s）+减阻水压裂液（6-9mPa·s），缝宽满足支撑剂运移要求;二种压裂液比例1：7和1：9时，前置线性胶用量250-300m?，能够获得较好的改造体积 。
3.2连续铺砂
涪陵页岩气浅井加砂模式主要采用段塞式加砂，但是随着围压增大，闭合压力相应增大，段塞式加砂在深井压裂存在一定缺陷。段塞式加砂在裂缝延伸方向存在无支撑剂支撑界面，在高闭合压力条件下，这些无支撑界面容易闭合，连续导流通道中断，导致气体逸出受阻，不能完全释放储层产能。深井压裂采取中长段塞加砂模式（100-120m?），形成连续支撑剖面、提高加砂强度，以连续稳定的铺砂剖面来保证裂缝的长期导流能力。
同时增加小粒径支撑剂用量（25-28m?），控制微裂縫滤失，实现微裂缝的理想堵塞，提高深井压裂整体施工稳定性。当支撑剂颗粒过小时，支撑剂大量进入裂缝趾部，液体易在前端空间造成滤失。当支撑剂颗粒过大时，支撑剂在缝口发生堵塞，液体通过支撑剂间隙，依然容易造成滤失。理想的堵塞状态为支撑剂封堵微裂缝中部，避免滤失的同时对微裂缝起到良好的支撑效果。有文献表明，支撑剂粒径降低一个级别，沉降速度降低1/3-1/2，有利于远端裂缝支撑。这种连续铺砂模式配合小粒径支撑剂使用，对于深井，可以延缓压力上涨，降低施工风险，保证裂缝的复杂程度，达到对储层充分改造的目的。
4结论
（1）深层页岩气压裂的难点在于埋深增加，围压增大，塑性增强，导致施工压力增加;物性变差，泥质增加，主裂缝扩展难度大，存在“Z”型缝;储层条件改变，适用于早期的压裂工艺需要优化调整。
（2）针对深层压裂难点提出了对应技术对策：酸液配方和酸量优化，尽可能扩大酸作用半径，从而将起始裂缝从近井筒有效延伸;分析储层的垂向和水平向岩石力学特性，认识其非均质性差异，开展针对性的射孔优化;优选射孔位置，采用限流工艺，尝试单段多簇，有效延伸初始裂缝。
（3）压裂工艺技术优化：深井压裂主体压裂参数液量1800-2000方、砂量55-65方，缝长230-250m、缝高46-54m;线性胶压裂液（40-50mP·s）+减阻水压裂液（6-9mPa·s），缝宽满足支撑剂运移要求，能够获得较好的改造体积。
参考文献
[1]魏佳.页岩气压裂施工砂堵原因与策略研究[J/OL].中国石油石化，2017，（09）：95-96.
中石化江汉油田分公司石油工程技术研究院 湖北 武汉 430035