鄭 杰

(中國石油四川川港燃?xì)庥邢挢?zé)任公司， 成都 610051)

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四川盆地長寧地區(qū)頁巖氣井壓裂效果影響因素分析及對策研究

鄭 杰

(中國石油四川川港燃?xì)庥邢挢?zé)任公司， 成都 610051)

在長寧頁巖氣開發(fā)實(shí)踐中，通過精細(xì)化評層選區(qū)、提高優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率和工廠化壓裂作業(yè)等實(shí)現(xiàn)了效益開發(fā)。但現(xiàn)有的開發(fā)模式造成強(qiáng)非均質(zhì)性的頁巖氣藏單井產(chǎn)量差異大，說明現(xiàn)有認(rèn)識和技術(shù)存在針對性不強(qiáng)的缺陷。在總結(jié)目前長寧地區(qū)201井區(qū)龍馬溪組頁巖氣井開發(fā)效果的基礎(chǔ)上，對天然裂縫、施工規(guī)模、加砂強(qiáng)度等影響壓裂效果的因素開展定量化分析，評價其對壓后裂縫尺寸、導(dǎo)流能力、壓后產(chǎn)量的影響，為下一步的參數(shù)優(yōu)化和開發(fā)方案調(diào)整提供依據(jù)。

頁巖氣； 壓裂效果； 非均質(zhì)性； 天然縫； 加砂強(qiáng)度

長寧201井區(qū)頁巖氣氣藏位于長寧 — 威遠(yuǎn)國家級頁巖氣示范區(qū)的核心區(qū)域，優(yōu)質(zhì)頁巖厚度在40～60 m，有機(jī)碳含量在2.3%～3.5%，孔隙度在2.3%～5.0%，含氣量在3.2～5.6 m3/t，礦物成分中的黏土含量低、脆性礦物含量高(>60%)，且不含蒙脫石等水敏礦物。因此，長寧地區(qū)的地質(zhì)條件有利于大規(guī)模水力壓裂的開展，并實(shí)現(xiàn)超低滲頁巖儲層的經(jīng)濟(jì)開發(fā)[1-2]。

目前該區(qū)塊已完成測試的33口水平井中，測試產(chǎn)量高于10×104m3/d的井為27口，占到總井?dāng)?shù)的81.8%?，F(xiàn)有地質(zhì)評價結(jié)果認(rèn)為，長寧地區(qū)龍馬溪組底部屬于優(yōu)質(zhì)頁巖段，并且該區(qū)塊I類儲層[3-4]鉆遇率平均達(dá)94%，但水平井產(chǎn)量差異大是目前面臨的主要技術(shù)挑戰(zhàn)。在采用體積壓裂(大液量、大排量、低砂比、段塞式滑溜水注入)施工模式[5-8]后，各壓裂段以及各井的產(chǎn)量差異明顯，甚至同平臺相鄰井也存在較大生產(chǎn)差別，表明較為一致的壓裂工藝參數(shù)難以在具有特殊地質(zhì)屬性(如天然縫發(fā)育和地應(yīng)力異常)的某些井段形成大規(guī)模的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)和高導(dǎo)流裂縫，工藝參數(shù)與地質(zhì)特征的匹配性需要開展深入分析。因此，常規(guī)氣井壓裂設(shè)計和優(yōu)化思路亟待改進(jìn)，根據(jù)非均質(zhì)條件調(diào)整工藝參數(shù)[9-11]，在天然縫密集的井段促使復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成，而在地應(yīng)力差異大以及天然縫稀疏的井段，通過參數(shù)優(yōu)化保證主縫寬度及其導(dǎo)流能力。

由于影響壓裂效果的因素眾多，考慮到現(xiàn)有的頁巖氣壓裂參數(shù)的數(shù)學(xué)模型和商業(yè)軟件存在局限性，因此，著重對長寧地區(qū)201井區(qū)的部分關(guān)鍵工程參數(shù)進(jìn)行模擬對比驗證，并結(jié)合微地震、生產(chǎn)動態(tài)情況，探索不同壓裂段的差異化施工模式，提高強(qiáng)非均質(zhì)頁巖儲層的開發(fā)效果。

1 天然裂縫對壓裂效果的影響

1.1 基本概況

天然裂縫普遍存在于高脆性的頁巖儲層，它既是鉆完井和壓裂中液體濾失的主要因素，又是復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)形成的物質(zhì)基礎(chǔ)[12-15]。

長寧地區(qū)201井區(qū)螞蟻?zhàn)粉櫧忉尳Y(jié)果(見圖1)表明，井區(qū)內(nèi)大多數(shù)平臺的水平井段的天然裂縫分布并不均勻。因此，為了對比天然裂縫對壓裂效果的影響，選取同一平臺的2口相鄰井，對比在近似施工參數(shù)條件下的裂縫形態(tài)及其導(dǎo)流能力，具體數(shù)值模擬方案見表1。

1.2 模擬分析

天然裂縫發(fā)育程度對壓裂效果的影響見圖2。其中，Ha-1井第12段處于天然裂縫不發(fā)育區(qū)域，模擬解釋結(jié)果表明，體積壓裂模式僅在近井區(qū)域形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，而在遠(yuǎn)場則以單一主縫擴(kuò)展；Ha-2井第5段由于天然裂縫的存在，整個裂縫網(wǎng)絡(luò)復(fù)雜程度較高，且較好地展布在該壓裂段，由于整個縫網(wǎng)長度受到分支縫分流影響，其長度和主縫的導(dǎo)流能力均低于 Ha-1 井第12段。

圖1 長寧地區(qū)201井區(qū)螞蟻?zhàn)粉櫧忉尳Y(jié)果

表1 數(shù)值模擬方案

根據(jù)目前的施工規(guī)模，能確保Ha-2井第5段縫網(wǎng)長度不超過井間距一半，避免鄰井溝通，影響壓裂效果；而Ha-1井第12段主縫明顯擴(kuò)展，造成井間干擾，影響后期排采和生產(chǎn)。Ha-1井第12段的壓降速率也遠(yuǎn)低于Ha-2井第5段，不發(fā)育的分支裂縫使得關(guān)井后保持較高壓力；Ha-2井第5段在泵注前期注入一定量的100目石英砂，并不能在整個壓裂階段對主縫進(jìn)行支撐，大多數(shù)進(jìn)入分支縫，并且石英砂用量不及40/70目陶粒，也難以起到封堵作用，主縫導(dǎo)流能力也不高。

1.3 不同天然裂縫發(fā)育條件下的壓裂對策分析

長寧Ha-1井第12段微地震監(jiān)測結(jié)果如圖3所示。該井段天然裂縫不發(fā)育，對其開展壓裂，則會使主縫大范圍迅速延伸，且高度難以控制。該段壓裂的微震事件點(diǎn)數(shù)量相對較少，因此，縫網(wǎng)規(guī)模也小于天然縫發(fā)育的Ha-2井第5段；微地震數(shù)據(jù)點(diǎn)的展布也表明該段壓裂的主縫延伸過長。因此，對于此類井段應(yīng)主要控制施工規(guī)模，確保鄰井人工裂縫不會相互影響。

圖2 天然縫發(fā)育程度對壓裂效果的影響

圖3 長寧Ha-1井第12段微地震監(jiān)測結(jié)果

長寧Ha-2井第5段微地震監(jiān)測結(jié)果如圖4所示，該段微震事件點(diǎn)明顯增多，且沿著天然縫發(fā)育的方向分布。對于天然縫非常發(fā)育的該井段，關(guān)鍵是對泵注程序進(jìn)行優(yōu)化，在段塞階段提高砂濃度，在形成分支縫的同時，保證主縫的導(dǎo)流能力。

2 施工規(guī)模對壓裂效果的影響

2.1 基本概況

在長寧201井區(qū)進(jìn)一步開展了施工規(guī)模的現(xiàn)場實(shí)驗，分析其對壓裂效果的影響。該井為Ha-2井的第9段，液量增加到2 459 m3，砂量為142 t。該段液量的增加不僅是為了研究施工規(guī)模對壓裂效果的影響，也是希望擴(kuò)展裂縫延伸區(qū)域，使其縫網(wǎng)能夠延伸至相鄰井由于套損的丟段。

增大施工規(guī)模后Ha-2井第9段的縫網(wǎng)形態(tài)如圖5所示。在橫向上的縫網(wǎng)長度和寬度有非常明顯的增長，縫網(wǎng)在縱向上的展布規(guī)模也大于常規(guī)液量的平面區(qū)域，并且各條分支縫的寬度也較其他各段有明顯增加。而在縱向上的裂縫高度受到地應(yīng)力差的影響，在高度上和其他壓裂規(guī)模的井段相比并沒有十分明顯的變化。

在擴(kuò)大施工規(guī)模后，主縫長度接近210 m，超過相鄰井的水平段間距的一半，雖然能夠盡可能地溝通鄰井未壓裂區(qū)域，但是在大規(guī)?？p網(wǎng)形成過程中的“應(yīng)力陰影”(stress shadow)對鄰井的壓裂或者井筒完整性有明顯的影響，導(dǎo)致鄰井井筒變形而丟段，從而影響開發(fā)效果。

圖5 增大施工規(guī)模后Ha-2井第9段的縫網(wǎng)形態(tài)

Ha-2井第9段微地震監(jiān)測結(jié)果如圖6所示。微震事件點(diǎn)在平面上擴(kuò)展規(guī)模大，其基本散布趨勢與模擬縫網(wǎng)的展布吻合程度較高。但是其部分事件點(diǎn)達(dá)到鄰井對應(yīng)壓裂段，造成該段套管變形，影響井筒的完整性，導(dǎo)致較長的壓裂丟段，降低了儲層的利用程度。因此，需要進(jìn)一步對軟件模擬結(jié)果與微地震解釋數(shù)據(jù)進(jìn)行對比分析，加強(qiáng)其他監(jiān)測手段(如示蹤劑、試井等)在長寧地區(qū)的應(yīng)用，在現(xiàn)有井間距條件下控制施工規(guī)模的擴(kuò)大，開展對比驗證，校訂裂縫幾何形態(tài)及其復(fù)雜程度。

圖6 Ha-2井第9段微地震監(jiān)測結(jié)果

3 加砂強(qiáng)度對壓裂效果的影響

3.1 基本概況

為避免其他因素對評價結(jié)果的影響，選取了201井區(qū)的長寧Hb-2井進(jìn)行分析，該井水平段所在區(qū)域的地質(zhì)物性(含氣量、TOC、天然縫)均值性較高，地層傾角較小且遠(yuǎn)離斷層區(qū)域，原地應(yīng)力場在水平段相對穩(wěn)定。該井施工參數(shù)基本穩(wěn)定，單段平均液量為1 859 m3，但是加砂量差距較大，特別是在該井相鄰的第5和第6段，加入砂量分別為121.18 t和67.1 t。Hb-2井第5段和第6段模擬砂濃度分布對比見圖7。

3.2 模擬分析

圖7的模擬結(jié)果表明，兩段液量基本一樣，因此兩段共6簇射孔段形成的裂縫幾何尺寸較為接近，頁巖壓裂裂縫形態(tài)主要受液量及泵注程序控制。但兩段壓裂裂縫的加砂強(qiáng)度則有較大差別，其中第5段整體鋪砂效果優(yōu)于第6段。由于考慮附加應(yīng)力場的影響，中間第二簇壓裂裂縫的長度和寬度受到相鄰簇的擠壓，改變了中間簇裂縫所在區(qū)域的應(yīng)力場(使得最小水平主應(yīng)力增大)，因此，寬度、高度和長度有限，且在近井部分區(qū)域裂縫閉合，導(dǎo)致中間簇壓裂效果不如其他簇效果顯著。

在相同液量下(兩段液量僅相差50 m3)支撐劑的有效加入是提高壓后產(chǎn)量的關(guān)鍵，第5段的氣量是第6段的2倍。由于人工裂縫的高導(dǎo)流能力，使初始產(chǎn)水量也比較高。由于加砂強(qiáng)度的限制，在第6段初期遞減速度更快，難以實(shí)現(xiàn)后期的穩(wěn)定生產(chǎn)。所以，盡可能地加大泵入砂量是保證壓裂效果的前提。

3.3 加砂強(qiáng)度變化下的壓裂對策分析

Hb-2井施工規(guī)模與模擬產(chǎn)量的關(guān)系如圖9所示。在液量大致相同的前提下，砂量與模擬產(chǎn)量具有較好的相關(guān)性。該井在第9段加砂量較小，雖然泵注1 812 m3液體，但是卻不能實(shí)現(xiàn)主縫支撐，因此，該段壓裂后模擬產(chǎn)量也最低。建議在不造成砂堵的情況下，進(jìn)一步提高加砂強(qiáng)度，保證主縫及其分支縫網(wǎng)的有效導(dǎo)流能力，提高單井產(chǎn)量。

圖7 Hb-2井第5段和第6段模擬砂濃度分布對比

圖8 Hb-2井第5段和第6段壓裂后生產(chǎn)模擬

4 結(jié) 語

(1) 天然裂縫是形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的物質(zhì)基礎(chǔ)，對于天然裂縫密度高的井段，在通過大液量形成縫網(wǎng)的基礎(chǔ)上，應(yīng)確保主縫的導(dǎo)流能力，實(shí)現(xiàn)近井主縫的高導(dǎo)流能力；而在天然裂縫不發(fā)育井段，則應(yīng)控制液量，防止主縫在長度和高度方向上的過度延伸，保證主縫的鋪砂效果。

(2) 現(xiàn)有施工規(guī)模能夠滿足長寧201井區(qū)的開發(fā)要求，在做出調(diào)整時需具備充分的地質(zhì)條件，并開展相關(guān)模擬論證和監(jiān)測對比，確保不會影響鄰井井筒的完整性和生產(chǎn)現(xiàn)狀。

圖9 Hb-2井施工規(guī)模與模擬產(chǎn)量的關(guān)系

(3) 低砂比的泵注模式能在低黏滑溜水的條件下攜帶支撐劑，但整體砂量的加大能顯著提高裂縫的支撐效果。而泵入砂量越多則需要的液量也越多，液量會導(dǎo)致裂縫迅速擴(kuò)展。因此，下一步應(yīng)考慮新的暫堵材料和工藝，如改變試驗液體黏度、降低支撐劑密度和懸浮能力等。

(4) 數(shù)值模擬和微地震監(jiān)測均存在局限性和不確定性，還應(yīng)增加其他評價壓裂效果的手段(如生產(chǎn)測井、示蹤劑、試井解釋等)，進(jìn)一步優(yōu)化施工參數(shù)，提高頁巖氣藏開發(fā)的針對性。

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Analysis and Solutions About Influential Parameters for Hydraulic Fracturing in Changning Shale Gas Reservoirs in Sichuan Basin

ZHENGJie

(PetroChina Sichuan Chuangang Group Corporation, Limited, Chengdu 610051, China)

Financial benefits in Changning shale gas reservoir have been achieved through refined formation categorizing, drilling efficiency improvement and factory fracturing module. Current development approach that leads to significant difference in production indicates drawbacks in knowledge and technology. Based on the study of development effect of 201 well in the Longmaxi shale gas wells, we quantitatively analyze the relevant parameters that influence fracturing outcomes, including natural fractures, treatment volume and sand intensity, to calculate their impact on fracture geometry, conductivity and production. In this way, we aim to provide reference to further parameter optimization and development strategy adjustment.

shale gas; fracturing outcome; anisotropy; natural fracture; sand intensity

2016-12-25

國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃(“973”計劃)項目(2013CB228004)；中國石油天然氣集團(tuán)公司科技重大專項“西南油氣田天然氣上產(chǎn)300億m3關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用”(2016E-0611)

鄭杰(1980 — )，男，碩士，工程師，研究方向為油氣田開發(fā)。

TE357

A

1673-1980(2017)03-0001-06