劉紅磊， 韓 倩， 李 穎， 賴建林, 徐 騫

(1.中國(guó)石化華東分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210031;2.山東勝軟科技股份有限公司，山東東營(yíng) 257000)

彭水區(qū)塊水平井清水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)

劉紅磊1， 韓 倩1， 李 穎2， 賴建林1, 徐 騫1

(1.中國(guó)石化華東分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210031;2.山東勝軟科技股份有限公司，山東東營(yíng) 257000)

為了提高常溫低壓頁(yè)巖氣藏的開采效益，開展了彭水區(qū)塊水平井清水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)應(yīng)用研究。根據(jù)前期鄰井同層的壓裂數(shù)據(jù)，進(jìn)行了彭頁(yè)4HF井的壓力預(yù)測(cè)和擬合，論證了清水加砂壓裂的可行性。計(jì)算表明，彭水地區(qū)清水加砂時(shí)地面施工壓力隨射孔段深度增加而升高，射孔段深度不超過4 340 m時(shí)，施工壓力不會(huì)超過限壓91.0 MPa。彭頁(yè)4HF井壓裂施工過程中,根據(jù)壓力變化情況實(shí)時(shí)調(diào)整優(yōu)化壓裂方案，逐步降低降阻劑濃度，直至完全停用降阻劑。彭頁(yè)4HF井后4段全程清水連續(xù)加砂壓裂，射孔段最深為2 434.0 m,施工壓力最高69.2 MPa，壓裂加砂符合率105.9%，單井壓裂液費(fèi)用降低約400萬元。研究結(jié)果表明，清水連續(xù)加砂壓裂地面施工壓力與射孔段深度呈正相關(guān)關(guān)系，清水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)可大幅降低壓裂成本。

頁(yè)巖氣 常溫低壓區(qū)塊 清水加砂壓裂 效益開發(fā) 降本增效

我國(guó)海相頁(yè)巖氣藏分為超壓型和常壓-低壓型2種類型。四川富順-長(zhǎng)寧、威遠(yuǎn)、重慶涪陵焦石壩區(qū)塊高產(chǎn)氣井的地層壓力系數(shù)均高于1.50；但上揚(yáng)子盆地武陵褶皺帶的彭水區(qū)塊龍馬溪組頁(yè)巖地層壓力系數(shù)僅為0.96，為常壓-低壓型區(qū)塊。常壓-低壓頁(yè)巖氣區(qū)塊儲(chǔ)層改造時(shí)施工排量大、壓力高，多采用滑溜水+線性膠的混合壓裂工藝[1]，清水因?yàn)槟ψ栎^高，很少被直接用作壓裂液。理論研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，與傳統(tǒng)壓裂液相比，清水壓裂能對(duì)低滲透儲(chǔ)層產(chǎn)生更好的增產(chǎn)效果，且施工成本低[2]，但清水摩阻大、攜砂性能差，故清水壓裂的施工壓力和風(fēng)險(xiǎn)均較高。

近年來，國(guó)外在埋藏較淺頁(yè)巖氣藏中的幾口井應(yīng)用清水連續(xù)加砂壓裂工藝進(jìn)行了壓裂施工并獲得成功，國(guó)內(nèi)還沒有進(jìn)行清水連續(xù)加砂壓裂的嘗試。彭水區(qū)塊前期壓裂井的平均施工壓力60.0 MPa左右，施工限壓為90.0 MPa，富余30.0 MPa左右的壓力窗口，這為施工壓力較高的清水壓裂提供了可能。為此，筆者分析了清水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)在彭水頁(yè)巖氣區(qū)塊水平井中應(yīng)用的可行性，并在彭頁(yè)4HF井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

1 清水連續(xù)加砂壓裂可行性分析

彭水頁(yè)巖氣區(qū)塊位于川東南武陵褶皺帶，發(fā)育桑柘坪、道真、武隆和灣地等4個(gè)向斜，其中桑柘坪向斜位于該區(qū)塊東南部，構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單。該區(qū)塊的頁(yè)巖氣藏屬低孔、低滲、常溫、低壓型頁(yè)巖氣藏。彭頁(yè)4HF井是該區(qū)塊的一口頁(yè)巖氣水平井，構(gòu)造位置為上揚(yáng)子盆地武陵褶皺帶桑柘坪向斜北翼，完鉆層位為下志留統(tǒng)龍馬溪組，完鉆井深3 652.00 m，水平段長(zhǎng)度1 390.00 m。

彭頁(yè)4HF井水平段巖性為黑色頁(yè)巖，沉積有機(jī)質(zhì)總有機(jī)碳含量平均約為3.5%，頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率為2.0%～2.8%，熱演化程度適中，有利于頁(yè)巖氣富集。從氣測(cè)顯示看，該井含氣性較好。頁(yè)巖礦物組分分析結(jié)果表明，巖石黏土礦物含量28.50%，石英含量44.50%，方解石含量5.18%，目的層黏土、脆性礦物含量適中，有利于壓裂改造。

1.1 技術(shù)原理

清水連續(xù)加砂壓裂(清水壓裂)以加入助排劑、黏土穩(wěn)定劑和表面活性劑等助劑的清水為壓裂液，攜帶一定量的支撐劑進(jìn)行壓裂。低滲透儲(chǔ)層用清水壓裂時(shí)，使用很少量的支撐劑也會(huì)產(chǎn)生較高的無因次導(dǎo)流能力，滿足壓裂施工的目的與要求[3]。

清水壓裂能夠提高改造效果，主要原因?yàn)椋?)地層巖石中存在的天然裂縫具有非常粗糙的表面，裂縫閉合后仍然保持一定的裂縫縫隙，可以形成足夠的導(dǎo)流能力；2)壓裂過程中，脫落的巖石碎屑沉降于裂縫中，起到支撐裂縫作用;3)清水?dāng)y砂能力較弱，支撐劑易沉降到較窄的垂直天然裂縫中，使微裂縫處于張開狀態(tài)；4)當(dāng)裂縫周邊的巖石壓力超過臨界壓力后，剪切力使裂縫粗糙面產(chǎn)生剪切滑移，停泵后粗糙面不能再滑回到原來的位置，使裂縫滲透率得以保持[3-4]；5)清水壓裂后，壓裂液返排率高、殘?jiān)伲瑴p輕了對(duì)儲(chǔ)層的二次傷害，導(dǎo)流能力相對(duì)提高。

清水壓裂由于攜砂能力較差，砂濃度低，壓裂施工效果取決于是否存在有利的天然裂縫系統(tǒng)以及對(duì)原有地應(yīng)力的響應(yīng)程度[3]。因此，清水壓裂一般適用于高彈性模量、天然裂縫發(fā)育以及低閉合應(yīng)力的低滲透儲(chǔ)層。

1.2 清水壓裂對(duì)壓裂施工的影響

1.2.1 造縫形態(tài)

與常規(guī)壓裂不同，清水壓裂時(shí)支撐劑不能在大規(guī)模裂縫網(wǎng)絡(luò)中均勻分布，部分裂縫中沒有支撐劑充填，但非支撐裂縫閉合后仍具有導(dǎo)流能力。在裂縫擴(kuò)展時(shí)，早已存在的天然裂縫會(huì)被開啟，天然裂縫面上的剪切應(yīng)力得以釋放，使縫面偏移，壓裂結(jié)束后天然裂縫仍具有較高的導(dǎo)流能力[5-6]。

1.2.2 攜砂能力

清水壓裂以拋物線下沉結(jié)合砂堤翻滾的方式進(jìn)行攜砂，攜砂距離短，攜砂能力差。支撐劑在裂縫中快速沉降，使支撐劑的輸送距離有限，近井地帶鋪砂濃度高，遠(yuǎn)井地帶鋪砂濃度低，有效縫長(zhǎng)較短。隨著縫網(wǎng)復(fù)雜性增加，支撐劑平均鋪砂濃度顯著降低。

1.2.3 裂縫導(dǎo)流能力

清水壓裂過程中，儲(chǔ)層受剪切力作用產(chǎn)生滑移，初始階段導(dǎo)流能力隨滑移位移增加而快速增大，滑移達(dá)6 mm后導(dǎo)流能力增加速度變緩，當(dāng)滑移位移超過某一位移后導(dǎo)流能力基本保持不變，該位移就是臨界位移。但相比于常規(guī)壓裂，清水壓裂形成裂縫的導(dǎo)流能力較低，這是由于清水壓裂砂比低，裂縫受剪切力產(chǎn)生滑移后，難以形成良好的支撐[7]。

1.2.4 施工壓力

由于清水壓裂攜砂能力較差，砂濃度低，液體用量大，要求泵注排量較高，因此清水壓裂的施工壓力要明顯高于常規(guī)壓裂的施工壓力[8]。

1.2.5 網(wǎng)絡(luò)裂縫

清水壓裂易形成有一定導(dǎo)流能力的長(zhǎng)裂縫，并且使已有天然裂縫延伸形成相互連通的天然裂縫網(wǎng)，從而形成網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)。但壓裂過程中泵入的支撐劑量和支撐劑濃度均較低，因此在壓裂過程中有效縫長(zhǎng)快速變短；低黏度清水輸送支撐劑的能力較低，導(dǎo)致支撐劑顆粒快速沉降，不能輸送至遠(yuǎn)井地帶，嚴(yán)重限制了有效裂縫的長(zhǎng)度。

1.3 施工壓力預(yù)測(cè)

利用式(1)進(jìn)行清水(不添加降阻劑)壓裂施工壓力預(yù)測(cè)[9]，排量取12 m3/min，閉合壓力參考同一區(qū)塊彭頁(yè) HF-1 井的壓力梯度(0.018 MPa/m)進(jìn)行計(jì)算。

ps=pc+phf+ppf+pnf-ph+pn

(1)

式中：ps為井口壓力，MPa；pc為地層閉合壓力，MPa；phf為井筒摩阻，MPa；ppf為孔眼摩阻，MPa；pnf為近井筒彎曲摩阻，MPa；ph為井筒的靜液柱壓力，MPa；pn為裂縫凈壓力，MPa。

圖1為利用式(1)預(yù)測(cè)的彭頁(yè)4HF井壓裂施工時(shí)的井口壓力。由圖1得知，該井清水壓裂時(shí)井口壓力最高為82.0 MPa左右，壓裂車組、井口以及P110油層套管承壓都在90.0 MPa以上，能滿足施工要求。計(jì)算井口壓力時(shí)，ppf+pnf僅為3.2 MPa，pn為3.0～5.0 MPa，這3個(gè)參數(shù)對(duì)井口壓力影響不大;pc，phf和ph對(duì)井口壓力的影響較大，而這3個(gè)壓力與射孔段的深度呈正相關(guān)關(guān)系，這表明隨著埋深的加大，井口壓力越來越高。根據(jù)套管實(shí)際情況倒算，P110鋼級(jí)φ139.7 mm油層套管承壓100.18 MPa，按照安全系數(shù)1.1測(cè)算，施工限壓不能超過91.1 MPa，由此可知，當(dāng)射孔段深度超過4 340.00 m，若采用清水加砂壓裂，地面施工壓力會(huì)超過施工限壓。彭頁(yè)4HF井的射孔段最深為3 667.50 m，可以使用清水作為壓裂液進(jìn)行壓裂施工。

計(jì)算結(jié)果表明，彭水區(qū)塊應(yīng)用清水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)在理論上是可行的?？紤]到清水的攜砂性能較差，地層對(duì)砂較為敏感，兼顧降低施工風(fēng)險(xiǎn)，壓裂施工時(shí)可根據(jù)實(shí)際情況對(duì)壓裂液體系進(jìn)行調(diào)整。

2 彭頁(yè)4HF井清水壓裂參數(shù)優(yōu)化

彭頁(yè)4HF井清水壓裂的指導(dǎo)原則為：1)預(yù)測(cè)施工壓力，分析清水壓裂的可行性并進(jìn)行風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)；2)以降本、增產(chǎn)為核心，進(jìn)行新工藝、新技術(shù)的試驗(yàn)；3)對(duì)儲(chǔ)層性質(zhì)不同的層段，采用針對(duì)性的改造工藝[10]；4)根據(jù)儲(chǔ)層的物性，優(yōu)選壓裂液體系(線性膠、滑溜水或清水)；5)支撐劑選用低成本的石英砂；6)采用裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù)對(duì)12段壓裂全程監(jiān)測(cè)，以便了解、分析裂縫的形態(tài)及空間展布情況。

2.1 壓裂液與支撐劑優(yōu)選

借鑒北美頁(yè)巖儲(chǔ)層壓裂時(shí)選擇壓裂液的經(jīng)驗(yàn)，彭頁(yè)4HF井選擇滑溜水+線性膠的混合壓裂工藝，物性差的井段采用線性膠造縫，采用線性膠+滑溜水+線性膠的泵注模式，同時(shí)根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際施工情況進(jìn)行合理調(diào)整。

頁(yè)巖氣井壓裂選擇支撐劑時(shí)主要考慮強(qiáng)度、密度和粒徑3個(gè)因素。支撐劑的強(qiáng)度要足夠大，能承受加在其上的閉合壓力。由于壓裂時(shí)所用壓裂液的黏度較低，攜砂能力弱，所以在選擇支撐劑時(shí)，在滿足強(qiáng)度要求的前提下應(yīng)選擇低密度支撐劑。支撐劑的粒徑越大，越難進(jìn)入裂縫，一般支撐劑的直徑小于炮眼直徑的2/11，小于裂縫寬度的1/3[11]。

彭頁(yè)4HF井龍馬溪組地層的閉合壓力在30.0 MPa左右，考慮作業(yè)安全和低滲透儲(chǔ)層裂縫導(dǎo)流能力相對(duì)較低，決定采用40/70目和30/50目的石英砂作為主支撐劑，100目粉砂用來打磨炮眼、降低近井筒摩阻和封堵低效天然裂縫。

2.2 壓裂分段設(shè)計(jì)

彭水區(qū)塊龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖層段可細(xì)分成5個(gè)小層，水平段鉆遇的每個(gè)小層含烴量、有機(jī)質(zhì)、脆性等均有所不同，對(duì)產(chǎn)能的貢獻(xiàn)也有所差異，受頁(yè)巖層理的控制，難以做到5個(gè)小層同時(shí)實(shí)現(xiàn)壓裂溝通。因此，在壓裂分段優(yōu)化時(shí)，均勻分段并不一定是最優(yōu)的方案[12-13]。

根據(jù)彭頁(yè)4HF井的測(cè)井曲線(見圖2)，確定彭頁(yè)4HF井的分段原則主要為：物性好的層細(xì)分，物性差的層分段長(zhǎng)度適當(dāng)加大，同時(shí)兼顧鉆井液漏失、固井質(zhì)量、側(cè)鉆等因素的影響，適當(dāng)加大段長(zhǎng)或者完全避開。

從圖2可以看出：2 130.00～2 775.00 m井段為氣測(cè)含烴量高、伽馬值大的含氣水平段，對(duì)產(chǎn)氣貢獻(xiàn)大，應(yīng)采取細(xì)分方式，段長(zhǎng)較之均分的長(zhǎng)度(若12段均分，每段段長(zhǎng)117.00 m)要小，約為85.00 m，并增大壓裂規(guī)模，增大儲(chǔ)層改造體積，以便釋放出更多的游離氣。2 775.00～3 560.00 m井段的氣測(cè)含烴量較低，伽馬值小，物性相對(duì)較差，則把段長(zhǎng)適當(dāng)加大，尤其是2 776.00～2 884.00 m井段，受原有側(cè)鉆水平段的影響，采取全避開措施，避開第1段與第2段之間存在的漏失段。

根據(jù)以上分析結(jié)果，彭頁(yè)4HF井1 390.00 m長(zhǎng)的水平段分成12段進(jìn)行壓裂。借鑒焦石壩頁(yè)巖氣井和彭頁(yè) HF-1 井的壓裂經(jīng)驗(yàn)，1—3號(hào)小層物性較好，對(duì)這3個(gè)層要進(jìn)行充分的體積壓裂改造。

2.3 射孔參數(shù)設(shè)計(jì)

彭水區(qū)塊彭頁(yè) HF-1 井和彭頁(yè)3HF井壓裂施工已結(jié)束，進(jìn)入生產(chǎn)階段。其中彭頁(yè) HF-1 井分12段，85 m/段，共36簇，彭頁(yè)3HF井分22段，55 m/段，共46簇，并且彭頁(yè)3HF井的含氣顯示明顯優(yōu)于彭頁(yè) HF-1 井，但壓后產(chǎn)量相近，說明分段過密、單段壓裂規(guī)模過大并沒有達(dá)到預(yù)期的產(chǎn)氣效果。

因此，對(duì)于低壓型頁(yè)巖氣儲(chǔ)層，減少分段數(shù)(或增加分段段長(zhǎng))、增加射孔簇，同樣能達(dá)到體積改造的效果。減少壓裂級(jí)數(shù)能降低壓裂成本，縮短施工周期，適當(dāng)減少入井液量，快速返排。優(yōu)化射孔段長(zhǎng)100.00～120.00 m，3～4簇/段，用液量控制在400～500 m3/簇。

彭頁(yè)4HF井水平段有全烴、自然伽馬、電阻率3條測(cè)井曲線，優(yōu)選儲(chǔ)層物性好(全烴含量高、自然伽馬、電阻率高)以及裂縫發(fā)育層段進(jìn)行射孔。同時(shí)優(yōu)選了固井質(zhì)量好的層段，避免嚴(yán)重漏失層，降低砂堵風(fēng)險(xiǎn)。

按照以上原則，根據(jù)彭頁(yè)4HF井前面的分段情況，水平段12段的射孔參數(shù)為3簇/段，1 m/簇，16孔/m，相位角60°。

2.4 排量?jī)?yōu)化

地層中泵入滑溜水時(shí)，逐漸提高排量可以形成大規(guī)模復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，使閉合的天然裂縫開啟，產(chǎn)生多方位、多角度的裂縫，而不僅僅只有地應(yīng)力主導(dǎo)的雙翼單條主裂縫。因此，排量設(shè)計(jì)思路為：施工前期采用中等排量控制凈壓力和縫高，使主裂縫達(dá)到一定縫長(zhǎng)，后期盡可能提高排量、砂比，促進(jìn)裂縫轉(zhuǎn)向，最終形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。綜合彭頁(yè)4HF井目的層厚度及水層分布情況，以15 m3/min排量進(jìn)行模擬計(jì)算，確定最終施工排量為10—12—14 m3/min。

2.5 壓裂規(guī)模優(yōu)化

彭水區(qū)塊龍馬溪組頁(yè)巖儲(chǔ)層壓力系數(shù)低、自噴排液量小、返排慢，導(dǎo)致更多的液體滯留在儲(chǔ)層中。理論與實(shí)際研究表明，壓裂液用量和產(chǎn)氣量并無明顯的正相關(guān)關(guān)系。因此在形成有效支撐裂縫的前提下進(jìn)行壓裂設(shè)計(jì)和優(yōu)化時(shí)，綜合考慮排液能力，縮短施工周期，適當(dāng)控制入井液量，降低對(duì)儲(chǔ)層的傷害[14-15]。

對(duì)壓裂施工規(guī)模進(jìn)行了4種方案的模擬和計(jì)算，結(jié)果見圖3。由圖3可以看出，受縱向地應(yīng)力的影響，這4種方案實(shí)施后的壓裂縫高相差不多，均在40.00 m左右，裂縫形態(tài)的主要差異是壓裂裂縫的半長(zhǎng)。地質(zhì)要求裂縫半長(zhǎng)接近300.00 m，方案2和方案3均可滿足地質(zhì)要求。綜合考慮施工成本，施工規(guī)模不能片面追求大規(guī)模，結(jié)合彭頁(yè) HF-1 井和彭頁(yè)3HF井的壓裂施工情況及后期排采情況，同時(shí)考慮設(shè)備的工作能力和現(xiàn)有模擬優(yōu)化的結(jié)果，方案2比較適合該井。

對(duì)彭頁(yè)4HF井的每段施工規(guī)模進(jìn)行優(yōu)選，確定12段壓裂設(shè)計(jì)總用液量為20 160.00 m3，加砂量840.00 m3。

3 彭頁(yè)4HF井壓裂施工與效果分析

3.1 壓裂施工

彭頁(yè)4HF井水平井段埋藏較淺，垂深為2 000.00～2 300.00 m，施工壓力較低。在彭頁(yè)4HF井的壓裂過程中，根據(jù)施工壓力及時(shí)調(diào)整壓裂方案，試驗(yàn)逐步降低降阻劑加量，以達(dá)到降低成本的目的。

該井全部12段壓裂施工中，1—7段采用滑溜水+線性膠壓裂液體系，8—12段應(yīng)用清水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)。施工總用液量21 368.40 m3，加砂814.08 m3。其中，在第3段施工中期嘗試停用降阻劑，由于壓力快速上升并接近施工限壓，試驗(yàn)沒有獲得成功。第8段試驗(yàn)清水加砂壓裂獲得成功，第9—12段繼續(xù)停止使用降阻劑，全程清水連續(xù)加砂壓裂取得成功。

3.1.1 嘗試停用降阻劑

彭頁(yè)4HF井開始第3段壓裂施工后，施工壓力僅為52.8 MPa，決定停用降阻劑，停用后壓力迅速升至87.0 MPa，接近施工限壓90.0 MPa，施工風(fēng)險(xiǎn)太高，決定繼續(xù)使用降阻劑，壓力很快降至53.0 MPa，可以繼續(xù)施工，盡管施工順利完成，但是第一次清水加砂試驗(yàn)未獲得成功。

3.1.2 降阻劑停用試驗(yàn)首次成功

彭頁(yè)4HF井第8段儲(chǔ)層較為致密，施工壓力較高，采用前置滑溜水造縫，降低儲(chǔ)層破裂時(shí)的井口施工壓力。施工開始44 min后,施工壓力僅為54.6 MPa，決定停用降阻劑，停用后壓力最高升至68.9 MPa，滿足繼續(xù)施工的條件，按照施工泵注流程，后期用線性膠提高砂比，直至施工順利結(jié)束。第二次清水加砂試驗(yàn)獲得初步成功。

3.1.3 清水連續(xù)加砂壓裂試驗(yàn)成功

彭頁(yè)4HF井第9段至第12段壓裂施工，全程清水加砂壓裂試驗(yàn)均取得成功。其中，第12段儲(chǔ)層接近上部的3號(hào)小層，為了有利于縱向上的溝通，采用前置膠液造縫。初期施工壓力為32.0 MPa，施工開始51 min后停用降阻劑，停用后壓力最高升至59.2 MPa，具備繼續(xù)施工的條件，直至施工結(jié)束，所有設(shè)計(jì)砂量全部泵入地層(見圖4)。第12段用液量1 038.55 m3，加砂96.47 m3，平均砂比9.3%，創(chuàng)造了國(guó)內(nèi)外頁(yè)巖氣清水連續(xù)加砂壓裂的紀(jì)錄。

3.2 壓裂效果分析

3.2.1 壓后裂縫監(jiān)測(cè)

彭頁(yè)4HF井12段壓裂均進(jìn)行地面微地震裂縫監(jiān)測(cè)，監(jiān)測(cè)結(jié)果如圖5所示。從圖5可以看出，整個(gè)裂縫系統(tǒng)是主導(dǎo)裂縫，但是部分分段裂縫的縫端存在交叉網(wǎng)絡(luò)縫。說明壓裂后期進(jìn)行清水壓裂，也能夠形成一定的主導(dǎo)裂縫，裂縫的空間展布較好。

3.2.2 產(chǎn)氣情況

彭頁(yè)4HF井投產(chǎn)后，最高產(chǎn)氣量達(dá)26 798.64 m3/d，截至2013年8月20日，累計(jì)產(chǎn)氣量1 409 867.00 m3，累計(jì)排液12 328.00 m3，返排率57.69%。

3.2.3 壓裂效果對(duì)比

彭頁(yè)4HF井第5段與第10段分別應(yīng)用的是滑溜水壓裂與清水壓裂，現(xiàn)將2段的壓裂效果進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果如表1所示。

由表1可知，2個(gè)井段壓裂規(guī)模相近，壓裂施工時(shí)順利完成加砂，加砂率均達(dá)到100%。第10段比第5段埋深淺，而第10段施工壓力比第5段高15.0 MPa左右，說明清水壓裂的施工壓力要明顯高于滑溜水壓裂，這也為施工過程中的加砂增加了難度。比較壓裂后的平均半縫長(zhǎng)以及改造體積，2個(gè)壓裂段的結(jié)果相近，表明彭水區(qū)塊應(yīng)用清水壓裂能取得較好的壓裂效果。

3.2.4 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

壓裂施工成本控制是壓裂施工經(jīng)濟(jì)效益考核的主要指標(biāo)，在實(shí)際工作中可分為降低成本和增效。而對(duì)于壓力系數(shù)為1.0的常溫低壓頁(yè)巖氣井，產(chǎn)氣量一般為2×104m3/d，增效的潛力有限，降低成本就顯得尤為重要。

彭頁(yè)4HF井的滑溜水和線性膠的實(shí)際用量分別比設(shè)計(jì)用量降低了40.4%和26.8%。每立方米清水壓裂液費(fèi)用降低了200元左右，按單段用液量1 500 m3計(jì)算，每段壓裂成本降低近30萬元。

清水壓裂不僅可以降低壓裂施工成本，而且大幅度減輕了壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的二次傷害，同時(shí)提高返排率，對(duì)今后低壓頁(yè)巖氣井壓裂施工具有一定的借鑒作用。

4 結(jié)論與建議

1) 清水壓裂一般適用于彈性模量高、天然裂縫發(fā)育以及閉合應(yīng)力低的低滲透儲(chǔ)層，理論計(jì)算和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，在井口壓力允許的前提下，彭水區(qū)塊頁(yè)巖氣水平井采用清水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)是可行的。

2) 彭頁(yè)4HF井現(xiàn)場(chǎng)施工表明，清水壓裂的施工壓力明顯高于滑溜水壓裂，但兩者的壓后效果相近，表明清水壓裂在彭水區(qū)塊具有較好的適用性，建議對(duì)彭頁(yè)4HF井進(jìn)行壓裂效果跟蹤評(píng)價(jià)。

3) 清水壓裂大幅度降低了壓裂液的成本，解決了頁(yè)巖氣壓裂液成本過高的問題，為彭水區(qū)塊頁(yè)巖氣經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

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[編輯 滕春鳴]

Water Fracturing with Continuous Sand for HorizontalWells in the Pengshui Block

Liu Honglei1，Han Qian1，Li Ying2，Lai Jianlin1，Xu Qian1

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstitute，SinopecEastChinaCompany,Nanjing,Jiangsu,210031,China;2.ShandongVictorySoftCo.,Ltd.,Dongying,Shandong,257000,China)

In order to improve recovery efficiency of normal temperature and low pressure shale gas reservoirs,the applicability of water fracturing technology with continuous sand for horizontal wells in the Pengshui Block was investigated.Base on preliminary fracture data from the same layers in offset wells,pressure prediction and fitting were made for Well Pengye 4HF in order to demonstrate the feasibility of water fracturing with sand.Calculation results showed that the operation pressure increased with the perforation depth in water fracturing in the Pengshui Block and it would not exceed the limit of 91 MPa as long as the perforation depth was no more than 4 340 m.According to the change of operation pressure,fracturing scheme of Well Pengye 4HF was adjusted and optimized in real-time,and tests were conducted to gradually reduce the concentration of resistance reducing agent until it was completely abandoned.In the last four sections of the well,water fracturing with continuous sand was performed,in which the maximum perforating depth was 2 434.0 m,the highest operation pressure was 69.2 MPa.cost fracturing fluid was reduced by about 4 million yuan.The results showed that operation pressure has a positive correlation with the perforation depth when conducting water fracturing with continuous sand.The application of the technology could greatly reduce the cost of fracturing fluid.

shale gas;normal temperature and low pressure block;water fracturing with sand;effective recovery;cost reduction and benefit improvement

2014-05-26；改回日期：2014-12-12。

劉紅磊(1976—)，男，河北景縣人，1999年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，高級(jí)工程師，主要從事低滲透儲(chǔ)層改造理論研究與現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)服務(wù)工作。

中國(guó)石油化工股份有限公司石油工程先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目“彭頁(yè)HF-1頁(yè)巖氣水平井分段壓裂技術(shù)”(編號(hào)：34600297-12-FW0421-029)資助。

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