曾 波，王星皓，黃浩勇，張柟喬，岳文翰，鄧 琪

（1.中國石油西南油氣田分公司頁巖氣研究院，四川成都 610051；2.頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室，四川成都 610051）

四川盆地頁巖氣資源豐富，是目前中國最主要的頁巖氣勘探開發(fā)盆地[1-2]。川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組埋深4500 m 以淺的優(yōu)質頁巖可工作面積超過2×104km2，地質資源量超過10×1012m3[3]。經過十余年的持續(xù)攻關研究，目前已實現長寧—威遠、昭通等地區(qū)中深層（埋深3500 m 以淺）五峰組—龍馬溪組頁巖氣的規(guī)模效益開發(fā)；但從資源分布情況看，深層（埋深3500～4500 m）頁巖氣資源量更大[4]。資料統(tǒng)計表明，川南深層頁巖氣資源量占4500 m 以淺可工作有利區(qū)資源量的86%，是今后一段時期內頁巖氣持續(xù)上產和穩(wěn)產的主要區(qū)域。然而，與中淺層頁巖儲層相比，深層頁巖氣井施工壓力高、作業(yè)難度大，壓裂效果不理想，難以實現效益開發(fā)。如何針對川南深層頁巖氣井的地質特征和工程難點，優(yōu)選壓裂參數，形成適宜的壓裂工藝，提高體積改造的有效性，是破解難題的關鍵。為此，筆者分析了川南深層頁巖氣井現有壓裂技術存在的不足，并結合最新室內試驗結果，應用數值模擬方法分析了深度對改造效果的影響規(guī)律，提出了技術對策，現場應用取得了很好的效果，為川南深層頁巖氣井單井產量取得突破提供了技術支撐。

1 深層頁巖氣壓裂難點

1.1 深層頁巖氣壓裂技術難點分析

深層頁巖氣在川南大面積連片分布，深層與中深層（五峰組—龍馬溪組）頁巖氣儲層主要地質參數、工程參數的對比結果分別見表1 和表2。

表1 川南深層與中深層（五峰組—龍馬溪組）頁巖氣儲層主要地質參數對比Table 1 Comparison of main geological parameters between deep and medium-deep shale gas reservoirs in Southern Sichuan (Wufeng-Longmaxi Formations)

由表1 和表2 可知，川南深層頁巖氣儲層品質較好，具有高楊氏模量、低泊松比特征，頁巖脆性較好，有利于體積壓裂。但隨著埋藏深度增加，溫度和壓力增大：閉合應力普遍為80～95 MPa，應力差增大到15～25 MPa，導致復雜縫網的形成難度加大；同時，巖石抗壓強度顯著增大，壓裂施工難度增大；地層溫度普遍在120～150 ℃，部分區(qū)域達到150 ℃以上，對配套設施設備提出了更高要求。

表2 川南深層與中深層（五峰組—龍馬溪組）頁巖氣儲層主要工程參數對比Table 2 Comparison of main engineering parameters between deep and medium-deep shale gas reservoirs in Southern Sichuan (Wufeng-Longmaxi Formations)

1.2 現有壓裂技術的不足

2009 年，中國石油與國外公司在川南富順—永川區(qū)塊聯(lián)合進行頁巖氣評價開發(fā)，主要目的層為五峰組—龍馬溪組，頁巖氣儲層平均埋深約3650 m，壓裂后單井平均測試產量僅12×104m3/d 左右，單井平均估計最終可采儲量（estimated ultimate recovery，EUR）為0.24×108m3，效果不夠理想，未能實現效益開發(fā)。結合川南深層已壓裂頁巖氣水平井的壓裂施工參數（見表3），分析認為壓裂工藝主要存在4 方面的不足：

1）完井管柱及井口裝置不能滿足高泵壓大排量壓裂的需求。已壓裂井主要采用φ127.0 mm 套管完井，井口裝置及高壓管線的壓力等級均為105 MPa，現場施工排量普遍較低（7.5～12.0 m3/min），施工泵壓高（普遍為90～95 MPa），未實現大排量延伸裂縫、增大改造體積的目的。

2）單段改造規(guī)模小，導致形成復雜縫網的物質基礎不足。單段液量規(guī)模小，一般為800～1500 m3，用液強度低，普遍在9～15 m3/m，形成較大裂縫改造體積的物質基礎不足；低排量與小規(guī)模液量的不利影響相互疊加，進一步加劇了壓裂改造體積小的問題。

表3 川南深層已壓裂頁巖氣水平井的壓裂工藝參數Table 3 Fracturing technology parameters of fractured shale gas horizontal wells in Southern Sichuan

3）分段段長且射孔簇數少，不利于簇間資源充分動用。分段段長普遍大于100 m，段間距普遍大于30 m，無法充分發(fā)揮壓裂過程中的應力干擾作用，簇間裂縫復雜程度不高，無法實現段間資源的充分動用。

4）壓裂液主要為高黏液體，不利于形成復雜縫網。為維持深層高閉合壓力條件下的裂縫導流能力，大量采用膠液甚至凍膠攜砂提高加砂量，膠液比平均達到54%，最高可達88%，雖然提高了加砂量，加砂強度平均達到近1.4 t/m，但高黏液體不利于在高脆性儲層中形成復雜縫網。

2 體積壓裂關鍵技術

近年來，隨著非常規(guī)油氣尤其是頁巖氣的規(guī)模開發(fā)，體積改造技術蓬勃發(fā)展[5-6]。針對川南深層頁巖氣儲層具有應力和應力差高的特征，認為應優(yōu)選壓裂工藝和優(yōu)化施工參數，以提高裂縫復雜程度、擴大裂縫波及體積和維持裂縫長期導流能力，實現體積壓裂并提高有效性，從而達到效益開發(fā)的目的?；诖?，研究形成了以“密切割分段+短簇距布縫、大孔徑等孔徑射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高強度小粒徑組合支撐劑和大規(guī)模高強度改造”為核心的深層頁巖氣水平井體積壓裂關鍵技術。

2.1 “電纜泵送橋塞+分簇射孔”工藝

當前國內深層頁巖氣勘探開發(fā)尚處于起步階段，施工經驗不足，應選擇國外成熟可靠的工藝，以確保施工成功為首要條件。

為降低壓裂施工中的井筒摩阻，滿足大排量施工需要，汲取早期經驗教訓，川南深層頁巖氣水平井主要以φ139.7 mm 套管作為完井管柱。

以北美為代表的頁巖油氣開發(fā)過程中，“電纜泵送橋塞+分簇射孔”工藝占有絕對主導地位，工藝成熟；川南中深層頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)過程中，大量應用了該工藝。因此，川南深層頁巖氣水平井壓裂作業(yè)時首選“電纜泵送橋塞+分簇射孔”工藝。

受垂深增大的影響，深層頁巖氣水平井井深普遍在5500 m 以深，部分井的井深甚至超過6000 m，給連續(xù)油管作業(yè)帶來挑戰(zhàn)。首段壓裂通道的建立，成為深層頁巖氣水平井壓裂的關鍵環(huán)節(jié)。對于地層傾角不大且井眼軌跡光滑的井或下傾井，首段可選用連續(xù)油管進行射孔作業(yè)，連續(xù)油管下入過程中可配合使用金屬減阻劑，以延伸下入深度；對于井眼軌跡不夠平滑的井或上傾井，連續(xù)油管無法滿足首段射孔要求，可考慮采用套管啟動滑套或電纜帶爬行器建立首段壓裂通道。

2.2 密切割分段+短簇距布縫

當前提高頁巖氣單井產量的普遍做法是：增加單井水平段裂縫數量、縮短裂縫間距以增強應力陰影效應[7]，利用應力干擾促使裂縫更加復雜[8-10]。總結北美頁巖氣水平井壓裂分段分簇的變化趨勢，發(fā)現其正朝著段長更短、簇數更多的方向發(fā)展[11]。以Haynesville 為例，2011 年段長主要為90～120 m，簇間距20～30 m；2012 年以后段長和簇間距逐年縮短，2016 年段長主要為30～60 m，簇間距6～15 m，且段長50～60 m 的分段普遍采用暫堵轉向工藝。川南中深層采用“密切割分段+短簇距布縫”工藝后，單井產量和EUR 得到了提高，多口井的測試產量超過了40×104m3/d，證明該工藝對川南高應力差頁巖儲層具有較好的適應性。深層頁巖氣區(qū)塊的應力差較中深層更大，大型物理模擬試驗結果表明，同等條件下，隨著應力差變大，裂縫復雜程度降低，裂縫形態(tài)由發(fā)散狀逐漸變?yōu)闂l束狀，這將導致單縫的覆蓋寬度變窄。因此，縮短簇間距、縮小氣體由基質向裂縫的流動距離、減小單縫與單縫之間未充分改造區(qū)域，是提高單井產量和儲量動用率的必要途徑。為保證段內各簇均勻起裂，當前主要以3 簇為主，單段長度50～55 m。為提高裂縫復雜程度，部分段配合使用暫堵轉向工藝。

2.3 大孔徑等孔徑射孔

深層頁巖儲層巖性致密、應力高、抗壓強度大，導致施工破裂壓力高、難度大，降低破裂壓力和施工壓力對提高壓裂成功率非常關鍵。在相同注入條件下，射孔孔眼直徑與孔眼摩阻呈負相關關系[10]。增大射孔孔眼直徑，可以降低破裂壓力和施工難度，對深層頁巖氣壓裂施工有重要意義。

另外，水平井在進行分簇射孔作業(yè)時，射孔管串受重力作用的影響，在套管內不能完全居中；常規(guī)射孔存在套管上射孔孔眼大小不規(guī)則的缺陷——貼近套管壁一側的射孔孔眼直徑大，遠離套管壁的一側射孔孔眼直徑小，大小不一的射孔孔眼，會影響各射孔孔眼的液體注入量，進而影響壓裂施工和改造效果。如采用等孔徑射孔工藝，套管上各射孔孔眼的直徑基本一致，能有效降低這種影響。為深入研究不同射孔工藝對射孔孔眼帶來的影響，選用φ89.0 mm 射孔槍對φ139.7 mm 的套管進行射孔模擬試驗，結果見表4。

由表4 可知，相比常規(guī)射孔工藝，等孔徑射孔工藝在套管壁上的射孔孔眼直徑基本一致，孔徑偏差率（孔徑標準偏差與孔徑平均值的比值）僅3.25%，遠低于常規(guī)射孔工藝的20.35%，說明等孔徑射孔工藝有助于各射孔孔眼均勻進液，確保改造效果。

表4 常規(guī)射孔與等孔徑射孔射孔參數對比Table 4 Comparison of perforation parameters between conventional penetration and equal-holesize penetration

2.4 大排量低黏滑溜水加砂

巖石脆性是頁巖儲層選擇壓裂液的重要依據，國外學者為此建立了脆性和裂縫形態(tài)的關系圖[12]。川南中深層頁巖儲層試驗分析結果表明，巖石脆性礦物含量高、脆性指數大，宜采用以滑溜水為主體的壓裂液[13]；現場微地震監(jiān)測結果也證實，采用低黏滑溜水，可形成復雜縫網。川南深層頁巖儲層礦物組分分析結果表明，脆性礦物含量普遍大于60%，高脆性特征明顯，且敏感性弱（見表5），因此壓裂液首選低黏滑溜水。

表5 川南深層頁巖氣井目的層敏感性評價試驗結果Table 5 Results of sensitivity evaluation test for target layers of deep shale gas wells in Southern Sichuan

凈壓力是形成復雜縫網的關鍵，而大排量施工是獲得高凈壓力最直接、最有效的途徑。采用低黏滑溜水加砂，支撐劑受重力影響會快速沉降，必須依靠大排量才能將支撐劑輸送至裂縫遠端，實現對分支縫、微縫的多級支撐；大排量還能增大裂縫寬度，有助于支撐劑通過縫口進入地層，降低砂堵風險；對于天然裂縫發(fā)育的地層，大排量施工還能降低因天然裂縫濾失帶來的施工風險。此外，基于“壓裂排量越高，射孔孔眼的限流作用越好”[14]的認識，在采用大孔徑射孔工藝時，增大施工排量可以發(fā)揮孔眼的限流作用，實現多縫開啟與擴展。川南長寧、威遠地區(qū)中深層的應力差在12～18 MPa，采用12～14 m3/min 的施工排量，通過分析停泵壓力和最小水平主應力可知，施工過程中獲得的凈壓力普遍高于應力差值[15]，滿足形成復雜縫網的條件。而深層頁巖氣井應力差更高，普遍在20 MPa 以上，部分井超過了25 MPa。要克服高應力差，需要采用比中深層更大的排量進行壓裂，以使施工過程中的凈壓力足以克服水平應力差。

基于川南深層典型井的基礎地質參數建立模型，對不同施工排量所能獲得的凈壓力和改造體積進行了模擬，結果見圖1。

圖1 不同施工排量下的改造體積和凈壓力模擬結果Fig.1 Simulation results of stimulated reservoir volume (SRV) and net pressure at different pumping rates

由圖1（a）～圖1（c）可知：隨著排量持續(xù)增大，凈壓力和改造體積也不斷增大；當排量為12 m3/min時，儲層改造體積1814×104m3，凈壓力15 MPa；當排量為16 m3/min 時，儲層改造體積1931×104m3，凈壓力22 MPa?；谶@一認識，川南深層施工排量應不低于14 m3/min，現場具備條件時要達到16 m3/min以上。但需要注意的是，施工排量過大，可能會突破縱向上的應力遮擋，使裂縫進入非優(yōu)質頁巖儲層段，儲層內改造體積反而減?。ㄒ妶D1（d））。

2.5 高強度小粒徑組合支撐劑

隨著埋藏深度加深，井底閉合壓力不斷增大，深層頁巖氣井選擇支撐劑時應更加重視其強度性能。試驗數據表明，川南深層頁巖氣井的最小水平應力梯度一般在0.022 MPa/m 左右，部分井超過0.024 MPa/m，折算井底閉合壓力普遍在80 MPa 以上，根據壓裂支撐劑選擇標準，應采用高強度抗破碎支撐劑。

裂縫寬度與液體黏度呈正相關關系，與楊氏模量呈負相關關系。川南深層頁巖氣井壓裂面臨儲層楊氏模量高和采用滑溜水壓裂縫寬受限的問題。因此，為利于支撐劑順利通過縫口并在縫內順利輸送，確保施工成功，應采用小粒徑支撐劑。目前，川南深層頁巖氣水平井壓裂作業(yè)時一般選用70/140 目和40/70 目組合支撐劑（以40/70 目為主），其中70/140 目支撐劑主要用于打磨孔眼、降低壓裂液濾失量和支撐微縫，40/70 目支撐劑主要用于支撐分支縫和主縫。

2.6 大規(guī)模高強度改造

隨著埋藏深度增大，裂縫往遠端擴展受到限制，改造體積小。采用數值模擬方法模擬埋深對壓裂改造體積的影響，結果如圖2 所示（改造參數：壓裂液1800 m3，加砂量120 t，排量12 m3/min）。

圖2 不同埋深下的儲層改造體積模擬結果Fig.2 Simulation results of SRV under different buried depths

由圖2 可知，儲層埋深從2500 m 增至4000 m時，最小水平主應力從54 MPa 增大至90 MPa，相同改造參數條件下儲層改造體積由1814×104m3降至1049×104m3，顯著影響了改造效果，即隨著埋深加深，最小水平主應力增大，儲層改造體積不斷減小。因此，要獲得足夠大的改造體積，就要適當提高改造強度。目前深層頁巖氣水平井主要采用40 m3/m 用液強度進行壓裂，較中深層以淺頁巖氣井提高15%～30%。

高閉合應力條件下，必須考慮支撐劑的嵌入問題。因此，分別選取川南2 個典型深層頁巖氣區(qū)塊的巖心進行支撐劑嵌入試驗。目標層埋深3800～4000 m，通過三維激光掃描獲取巖心裂縫表面數字化形態(tài)，定量分析支撐劑嵌入深度。Z2 井巖心支撐劑嵌入試驗結果表明，支撐劑有較明顯的嵌入現象，最大嵌入深度為0.787 mm，最小嵌入深度為0.004 mm，平均嵌入深度為0.159 mm（見圖3）；L4 井巖心支撐劑嵌入試驗結果表明，支撐劑嵌入現象明顯，最大嵌入深度為1.357 mm，最小嵌入深度為0.014 mm，平均嵌入深度為0.611 mm（見圖4）。

圖3 Z2 井巖心嵌入支撐劑后表面變化情況Fig.3 Changes of core surface after proppant is embedded in Well Z2

圖4 L4 井巖心嵌入支撐劑后表面變化情況Fig.4 Changes of core surface after proppant is embedded in Well L4

試驗發(fā)現，支撐劑進入地層后，受高閉合應力帶來的嵌入影響，裂縫導流能力會降低；此外，受泥頁巖水化作用影響[16]，裂縫面與壓裂液長期接觸后，在后期生產中可能會加劇支撐劑的嵌入。采用大粒徑或小粒徑支撐劑并保證縫內有足夠的支撐劑鋪置[17]，是確保壓裂后裂縫導流能力的2 種途徑。但深層頁巖氣井壓裂時，采用大粒徑支撐劑會大幅增加砂堵風險，因此首先選用小粒徑支撐劑、并提高支撐劑鋪置濃度。深層頁巖氣水平井加砂難度整體較大，長期高壓導致現場壓裂過程中砂堵頻繁發(fā)生，考慮高閉合應力、支撐劑嵌入和支撐劑破碎等因素影響以及對裂縫導流能力的需求，現場實施過程中具備條件時應多加砂，以降低壓裂后裂縫失效的風險；但需要注意的是，加砂過多會出現支撐劑多層分布，而多層分布并不能顯著提高壓裂裂縫的導流能力，既不經濟，又增加了施工風險。

2.7 可溶橋塞分段+助溶劑助溶

為滿足后期生產測井、排水采氣等工藝措施的施工要求，壓裂后井筒全通徑是頁巖氣水平井體積壓裂發(fā)展的主流方向，采用速鉆橋塞和可溶橋塞分段均可達到此目的。但由于川南深層頁巖氣水平井井深普遍超過5500 m，受井眼軌跡、地層傾角等因素影響，壓裂后采用連續(xù)油管鉆塞易發(fā)生自鎖，導致橋塞鉆磨難度大，因此，不宜在深層頁巖氣井大規(guī)模使用速鉆橋塞。經過近年來的持續(xù)完善，可溶橋塞的性能、可靠性不斷提高，具有分隔可靠、壓裂后無需鉆磨等優(yōu)勢。因此，深層頁巖氣水平井主要采用耐高溫可溶橋塞分段，同時，為加快可溶橋塞的溶解速度，可注入助溶劑助溶，以確?？扇軜蛉麖氐兹芙夂涂s短試油周期。

3 現場應用

自2018 年開始，川南等深層頁巖氣有利區(qū)應用了深層頁巖氣水平井體積壓裂關鍵技術，多口井先后獲得了高產工業(yè)氣流，技術適應性、有效性已得以證明。該技術也成為支撐川南深層頁巖氣勘探評價由點突破向面突破轉變的核心技術之一。

Z1-1 井和Z3 井是川南深層頁巖氣評價井，相距約17 km，均采用φ139.7 mm 套管完井，分別于2017 年和2019 年完成壓裂試氣。Z1-1 井儲層埋深約4300 m，完鉆井深6038 m，Ⅰ類儲層鉆遇率約95%，壓裂段長1468 m；Z3 井儲層埋深約4100 m，完鉆井深5742 m，Ⅰ類儲層鉆遇率100%，壓裂段長1380 m。Z1-1 井和Z3 井的總有機碳含量、總含氣量、孔隙度、脆性指數和應力差等主要地質參數相近（見表6），但Z1-1 井采用之前的壓裂工藝壓裂，地面微地震監(jiān)測全井改造體積僅2800×104m3（見圖5），單段裂縫形態(tài)具有條帶狀特征，壓裂后測試產氣量僅10.56×104m3/d；Z3 井采用了深層頁巖氣水平井體積壓裂關鍵技術，地面微地震監(jiān)測全井改造體積約6200×104m3（見圖6），壓裂裂縫形態(tài)發(fā)散，縫網特征明顯，壓裂后測試產氣量21.3×104m3/d，應用效果顯著。

表6 Z1-1 井與Z3 井關鍵參數對比Table 6 Comparison of key parameters between Well Z1-1 and Well Z3

圖5 Z1-1 井微地震成果Fig.5 Microseismic results of Well Z1-1

圖6 Z3 井微地震成果Fig.6 Microseismic results of Well Z3

4 結論與建議

1）川南深層頁巖氣儲層品質好，脆性礦物含量高，具有高楊氏模量、低泊松比特征，有利于形成復雜縫網。但與中深層相比，其巖石抗壓強度和閉合應力高、應力差大，壓裂形成復雜縫網的難度大。因此，采用之前的壓裂技術，存在工藝參數針對性不強、改造體積小、裂縫復雜程度低等問題，導致壓裂效果不理想。

2）從提高裂縫復雜程度、增大改造體積、維持裂縫長期導流能力出發(fā)，通過優(yōu)選壓裂工藝和優(yōu)化壓裂參數，形成了以“密切割分段+短簇距布縫、大孔徑等孔徑射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高強度小粒徑組合支撐劑、大規(guī)模高強度改造”為主的深層頁巖氣水平井體積壓裂關鍵技術，提高了體積改造的有效性。

3）目前深層頁巖氣水平井體積壓裂關鍵技術仍處于探索試驗階段，主要應用于勘探評價井，部分壓裂關鍵參數（如射孔孔數、簇數、簇間距、段長、改造強度等）尚未納入井組開發(fā)的范疇內進行優(yōu)化。因此，后續(xù)應針對不同區(qū)塊的地質、工程參數，以獲得技術與經濟的最優(yōu)組合為目標，應用地質、工程一體化手段，開展川南深層頁巖氣水平井體積壓裂技術研究。