卞曉冰，侯 磊，蔣廷學(xué)，高東偉，張 馳

（1.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101；2.中國石油化工股份有限公司石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；3.中國石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)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(shù)可采資源量居全球之首，高達(dá)36 萬億m3，是常規(guī)天然氣的1.6 倍［1-3］。近年來，隨著垂深3 500 m 以內(nèi)的中深層頁巖氣勘探開發(fā)進(jìn)程的加深，涪陵、長寧、威遠(yuǎn)等國家級頁巖氣示范區(qū)開發(fā)重點(diǎn)區(qū)域逐漸向深層頁巖轉(zhuǎn)移。

據(jù)估算，僅四川盆地的大焦石壩、丁山、南川等地區(qū)，垂深超過3 500 m 的深層頁巖氣資源量達(dá)4 612 億m3，是保持頁巖氣產(chǎn)量持續(xù)穩(wěn)定增長的重要領(lǐng)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(dǎo)流能力為中深層頁巖的1/5 左右）等難題［4-10］，壓裂后初產(chǎn)低且遞減快，尚未實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)。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(kuò)展困難，裂縫窄、改造體積偏小，形成多尺度裂縫系統(tǒng)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(kuò)展模型，并利用微地震監(jiān)測結(jié)果，通過大量裂縫擴(kuò)展動態(tài)預(yù)測模擬，確定影響裂縫形態(tài)的主控因素，以期在現(xiàn)場深井應(yīng)用獲得較好的測試產(chǎn)量，對提高深層頁巖氣井的壓裂有效改造體積提供依據(jù)。

1 基本模型

頁巖儲層的層理及天然裂縫發(fā)育，同一段內(nèi)射孔簇?cái)?shù)高達(dá)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(guī)的裂縫擴(kuò)展模型難以刻畫主-支裂縫體系的延伸，因此，須用Meyer 軟件進(jìn)行精細(xì)化建模，具體如下:①解釋導(dǎo)眼井測井?dāng)?shù)據(jù)并利用實(shí)驗(yàn)結(jié)果校正，建立連續(xù)的縱向巖石力學(xué)及地應(yīng)力剖面；②根據(jù)鉆井軌跡及套管參數(shù)建立水平井筒模型；③采用離散裂縫網(wǎng)絡(luò)模型（DFN）表征主裂縫與支裂縫，根據(jù)區(qū)塊地質(zhì)資料，設(shè)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(jiān)測及產(chǎn)剖測試結(jié)果，設(shè)置壓裂段內(nèi)各射孔簇的流量系數(shù)，表征實(shí)際壓裂段各簇非均勻進(jìn)液情況；⑤壓裂液及支撐劑性能參數(shù)由室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)獲得。

以川東南某深層頁巖氣區(qū)塊為例，建立該區(qū)塊水平井壓裂裂縫擴(kuò)展模型。所用基礎(chǔ)數(shù)據(jù)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?jǐn)?shù)為31.6%～56.5%，硅質(zhì)礦物體積分?jǐn)?shù)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(yīng)力梯度為0.021～0.023 MPa/m，最大水平主應(yīng)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(jiān)測統(tǒng)計(jì)結(jié)果為基礎(chǔ)，對該區(qū)塊天然裂縫及巖石力學(xué)模型進(jìn)行校正擬合，各參數(shù)調(diào)整范圍不超過10%。某簇模擬裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)如圖1 所示。

圖1 裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)Fig.1 Fracture network with different width

為驗(yàn)證模型的準(zhǔn)確性，以該區(qū)H 深井為例，該井A 靶點(diǎn)斜深為3 849 m，垂深為3 640 m；B 靶點(diǎn)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(nèi)壓強(qiáng)度為117 MPa，抗外壓強(qiáng)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(kuò)展形態(tài)反演結(jié)果如圖2 所示，從圖中可以看出，裂縫在不同小層擴(kuò)展形態(tài)差異較大，當(dāng)射孔位置位于⑦號層及以上時(shí)，裂縫易在龍馬溪組頁巖上部擴(kuò)展；當(dāng)射孔位置位于⑥號層及以下時(shí)，裂縫易在龍馬溪組頁巖下部擴(kuò)展；施工結(jié)束后，作用在裂縫壁面的應(yīng)力導(dǎo)致部分裂縫閉合，波及裂縫體積中僅有1/3 實(shí)現(xiàn)了有效支撐。微地震監(jiān)測結(jié)果可為裂縫形態(tài)觀測提供一定的指導(dǎo)意義。表1 和表2 為H 井不同層位典型壓裂段裂縫形態(tài)反演結(jié)果（波及值），與該井微地震監(jiān)測結(jié)果進(jìn)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(tài)反演結(jié)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(jiān)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(jiān)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(tài)的主控因素分析

根據(jù)國內(nèi)外頁巖氣井壓裂實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)［4-11］，為了獲得影響深層頁巖壓裂裂縫形態(tài)的主控因素，選取壓裂設(shè)計(jì)與施工中的關(guān)鍵參數(shù):液量、排量、單段簇?cái)?shù)和壓裂液黏度，進(jìn)行4 個(gè)因素4 個(gè)水平正交方案設(shè)計(jì)（表3）。通過16 個(gè)方案的裂縫形態(tài)參數(shù)和SRV 隨時(shí)間的變化規(guī)律（圖3），可將裂縫擴(kuò)展分為2 個(gè)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(shí)間段內(nèi)（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(kuò)展至最終長度的40%～60%，主縫縫高可擴(kuò)展至最終高度的50%～70%，主縫縫寬可擴(kuò)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(xù)時(shí)間（主加砂階段）主裂縫繼續(xù)緩慢擴(kuò)展，裂縫形態(tài)以增加復(fù)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(shè)計(jì)Table 3 Orthogonal design

鑒于縫長、縫高和縫寬這3 個(gè)裂縫形態(tài)參數(shù)所具有的相似演化規(guī)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(dǎo)致施工壓力對支撐劑粒徑和砂比敏感，具有較高的砂堵風(fēng)險(xiǎn)，達(dá)不到理想的改造效果。方差分析結(jié)果表明（表4），壓裂液黏度、單段簇?cái)?shù)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?？傊?，壓裂液黏度是影響裂縫形態(tài)中縫寬和SRV 的主控因素，為了改善深層頁巖裂縫形態(tài)，進(jìn)一步增加裂縫復(fù)雜性及有效改造體積，在現(xiàn)有壓裂設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)上，重點(diǎn)進(jìn)行壓裂液黏度的優(yōu)化研究。

圖3 不同方案裂縫動態(tài)擴(kuò)展隨時(shí)間的變化規(guī)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(guān)鍵工藝措施優(yōu)化

3.1 混合壓裂液優(yōu)化

圖4 為模擬壓裂液黏度為1～270 mPa?s 時(shí)對裂縫形態(tài)的影響結(jié)果。壓裂液黏度越小，半縫長和SRV 越大（單段SRV 可達(dá)522.9 萬m3），但平均縫寬和縫高則越?。环粗嗳?。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(jìn)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(yīng)適當(dāng)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(tài)縫寬，為支撐劑在縫內(nèi)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(nèi)，即可獲得相對較好的裂縫形態(tài)。

為了優(yōu)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(tài)，其結(jié)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(yōu)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(tài)的影響Fig.4 Effect of fracturing fluid viscosity on fracture geometry

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

3.2 單段射孔簇?cái)?shù)優(yōu)化

模擬1～6 簇射孔情況對裂縫形態(tài)的影響，其中單簇簇長為1 m，孔密為20 孔/m，相位角為60°，結(jié)果如圖6 所示，從圖中可以看出:射孔簇?cái)?shù)的增加降低了每簇壓裂液的分流量，隨著單簇進(jìn)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(yōu)選射孔簇?cái)?shù)為3～4 簇。

圖6 射孔簇?cái)?shù)對裂縫形態(tài)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(yōu)化

頁巖氣井壓裂時(shí)需要較大的排量以提高施工凈壓力，但單段總孔數(shù)越多，作用在每個(gè)射孔孔眼的單孔流量越小，因此用單孔流量對排量進(jìn)行優(yōu)化更具實(shí)際意義。設(shè)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(yōu)化施工排量。單孔流量為0.1～0.7 m3/min 時(shí)平均縫寬和SRV 結(jié)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(shí)平均縫寬增幅減緩；同時(shí)，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(shí)孔眼摩阻可達(dá)19.8 MPa（圖8），因此優(yōu)選單孔的流量為0.3～0.5 m3/min?？紤]有效進(jìn)液孔比例系數(shù)為0.6～0.8，則優(yōu)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(guān)系Fig.8 Relationship between single perf flow and perforation friction

3.4 施工規(guī)模優(yōu)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(shí)，裂縫形態(tài)參數(shù)如表5 所列。由于施工規(guī)模與成本有關(guān)且需考慮液量與砂量的匹配性，綜合優(yōu)化單段液量為1 600～1 900 m3，單段砂量為60～70 m3，采用連續(xù)加砂模式以保證綜合砂液比達(dá)到4%。此時(shí)裂縫半長為260～300 m，縫高為30～40 m，滿足井網(wǎng)部署及縱向溝通龍馬溪組底部優(yōu)質(zhì)儲層的目標(biāo)。

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

3.5 支撐劑體系優(yōu)化

對于深層頁巖壓裂改造形成的多尺度裂縫體系，模擬結(jié)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(shí)現(xiàn)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(jìn)行匹配，在優(yōu)化的20%膠液比例條件下，70/140 目（0.104～0.210 mm）支撐劑占比達(dá)一半以上。根據(jù)可視化支撐劑輸砂運(yùn)移實(shí)驗(yàn)［13］，支撐劑在裂縫中的運(yùn)移具有自然分選規(guī)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(jìn)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(xiàn)場應(yīng)用

基于深層頁巖裂縫形態(tài)影響因素分析結(jié)果，提出了針對深層頁巖氣井“大排量適度規(guī)?，F(xiàn)場精細(xì)調(diào)控、變黏度混合壓裂液充分造縫、小粒徑低砂比連續(xù)加砂有效支撐”的技術(shù)思路，現(xiàn)場適用性較強(qiáng)。以該區(qū)塊L 井為例，該井垂深為3 945 m，頁巖塑性增強(qiáng)，閉合應(yīng)力大，巖石破裂壓力達(dá)110 MPa，水平段長為1 503 m，設(shè)計(jì)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(chǎn)氣量為11.4 萬m3/d，產(chǎn)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(jié)論

（1）建立了深層頁巖裂縫動態(tài)擴(kuò)展模型，通過微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)校正擬合后達(dá)到較高精度，為深層頁巖氣壓裂井裂縫形態(tài)預(yù)測提供了模擬參考。

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

（3）壓裂液黏度是影響裂縫形態(tài)中縫寬和SRV的主控因素，確定了目標(biāo)區(qū)塊井壓裂設(shè)計(jì)原則:膠液占總液量的20%～30%，射孔簇?cái)?shù)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］?，F(xiàn)場一口3 900 m 深的壓裂井獲得了11.4 萬m3的測試產(chǎn)量。