劉宗奇，張 朔，譚 臻，李云強(qiáng)，劉曉宇

（中國(guó)石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司井下技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300283）

頁(yè)巖氣是以游離態(tài)、吸附態(tài)形式存在于頁(yè)巖中的一種非常規(guī)能源，具有低孔低滲，儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)等特點(diǎn)，只有通過(guò)壓裂儲(chǔ)層改造措施才能實(shí)現(xiàn)工業(yè)化生產(chǎn)[1]。隨著壓裂設(shè)備和技術(shù)的不斷進(jìn)步，頁(yè)巖氣在世界各國(guó)能源領(lǐng)域的比重逐步增大[2，3]。經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)，成巖作用、礦物組分、巖石的各向異性、天然裂縫等因素決定了頁(yè)巖的可壓性，深井、超深井需要對(duì)施工參數(shù)和施工工藝進(jìn)行優(yōu)化，有利于最大程度的增加壓裂儲(chǔ)層改造效果[4，5]。

1 地質(zhì)特征及可壓性評(píng)價(jià)

長(zhǎng)寧頁(yè)巖氣NP-1 井位于長(zhǎng)寧背斜構(gòu)造中奧頂構(gòu)造南翼，儲(chǔ)層為龍馬溪組，埋深介于4 637～6 151 m，本井段巖性主要灰黑色、黑色頁(yè)巖，黑色灰質(zhì)、硅質(zhì)頁(yè)巖。全井最大井斜井深4 884.21 m，井斜92.34°，方位201.98°，閉合距685.37 m，閉合方位185.88°。儲(chǔ)層平均厚度48.7 m，平均孔隙度5.1%，平均含氣量3.9 m3/t，黏土礦物平均含量29.1%。水平最小主應(yīng)力大于85.6 MPa，水平應(yīng)力差14.5～17.7 MPa，應(yīng)力差異系數(shù)為0.15～0.21，楊氏模量為18.6 GPa，泊松比為0.237。儲(chǔ)層含氣量高，礦物脆性指數(shù)高且具有一定程度的天然裂縫發(fā)育，需要優(yōu)化施工參數(shù)和壓裂液體系來(lái)提高儲(chǔ)層改造效果。足208 井水平段平均脆性指數(shù)69.1%，有利于通過(guò)體積壓裂形成復(fù)雜裂縫。軌跡兩側(cè)裂縫帶與軌跡近平行，距離分別為200 m 和70 m，東側(cè)裂縫帶影響較大。運(yùn)用Meyer 軟件MShale 模塊模擬裂縫擴(kuò)展，對(duì)壓裂參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。

2 壓裂參數(shù)優(yōu)化

2.1 前置液比例

模擬不同比例前置液情況下裂縫導(dǎo)流能力，結(jié)果（見(jiàn)圖1），主裂縫半長(zhǎng)和導(dǎo)流能力隨著前置液比例的增加而增加。當(dāng)前置液比例達(dá)到20%時(shí)，主裂縫半長(zhǎng)和導(dǎo)流能力分別為241.3 m，1.85 μm2·cm，前置液比例推薦為18%～22%。

2.2 施工排量

模擬不同施工排量下對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的影響（見(jiàn)圖2），主裂縫半長(zhǎng)和導(dǎo)流能力隨著施工排量的增大而增大，當(dāng)施工排量達(dá)到13 m3/min 時(shí)，主裂縫半長(zhǎng)為243.5 m，主裂縫導(dǎo)流能力為1.99 μm2·cm，施工排量推薦為13～15 m3/min。

2.3 砂比

圖1 前置液比例對(duì)導(dǎo)流能力的影響

圖2 不同施工排量下的裂縫參數(shù)

模擬不同砂比情況下鋪砂濃度的變化（見(jiàn)圖3），從圖3 可以看出，隨著砂比濃度的增大鋪砂濃度呈近似正比例增加，支撐劑濃度3%的時(shí)候鋪砂濃度為2.2 kg/m2，此時(shí)導(dǎo)流能力達(dá)到1.9 μm2·cm，因此實(shí)際施工中推薦砂比大于3%。

圖3 砂比對(duì)鋪砂濃度的影響

2.4 壓裂規(guī)模

模擬壓裂規(guī)模對(duì)導(dǎo)流能力的影響，結(jié)果（見(jiàn)圖4），當(dāng)壓裂規(guī)模達(dá)到1 600 m3時(shí)，主裂縫半長(zhǎng)240.3 m，裂縫導(dǎo)流能力1.97 μm2·cm?？紤]地面設(shè)備功率，實(shí)際推薦壓裂規(guī)模1 600～1 800 m3。

從圖4 可以看出，隨著壓裂規(guī)模的增加，主裂縫半長(zhǎng)近似線(xiàn)性增加，主裂縫導(dǎo)流能力基本不變?；谇懊鏀?shù)值模擬優(yōu)化的主裂縫半長(zhǎng)240 m 和主裂縫導(dǎo)流能力2 μm2·cm。當(dāng)壓裂規(guī)模為1 600 m3時(shí)主裂縫半長(zhǎng)達(dá)到240 m，當(dāng)壓裂規(guī)模為1 800 m3時(shí)主裂縫導(dǎo)流能力達(dá)到2 μm2·cm。因此，將壓裂規(guī)模優(yōu)化在1 600～1 800 m3。

根據(jù)以上分析，推薦施工參數(shù)的組合：前置液比例18%～22%；施工排量13～15 m3/min；砂比3%～5%；壓裂規(guī)模1 600～1 800 m3。

2.5 壓裂液

經(jīng)過(guò)優(yōu)選，所用滑溜水體系為0.05%復(fù)合高效乳液減阻劑+0.03%殺菌劑+清水?？筛鶕?jù)工藝要求，黏度可調(diào)1～10 mPa·s，液體降阻率為75.1%，表面張力26.58 mN/m，儲(chǔ)層傷害率6.5%。所用線(xiàn)性膠液體系為0.20%低分子稠化劑+0.05%黏度調(diào)節(jié)劑+0.02%消泡劑+0.05%殺菌劑+清水。在25 ℃，剪切速率170 s-1條件下剪切90 min，黏度保持在300 mPa·s 以上，滿(mǎn)足連續(xù)混配需求。在大氣壓0.1 MPa、溫度20 ℃下測(cè)得線(xiàn)性膠液破膠液的表面張力平均值為25.56 mN/m，界面張力2.67 mN/m，在膠液體系中加入破膠劑，在8 000 r/min下，80 ℃測(cè)定體系的流變性能，0.05%加量的體系的黏度在70 min 后黏度下降到2 mPa·s，破膠徹底。在大氣壓0.1 MPa、溫度20 ℃下測(cè)得線(xiàn)性膠液的破膠時(shí)間平均值為95 min。

將破膠液在巖心流動(dòng)儀上對(duì)頁(yè)巖氣井現(xiàn)場(chǎng)取回的巖心進(jìn)行氣測(cè)滲透率的測(cè)定，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表1）。表1數(shù)據(jù)表明，破膠液對(duì)巖心傷害較小，平均傷害在7.51%，可顯著降低壓裂液對(duì)地層的傷害。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

圖4 壓裂規(guī)模對(duì)導(dǎo)流能力的影響

表1 膠液濾液評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖5 NP-1 第二段壓裂施工曲線(xiàn)

NP-1 井施工段長(zhǎng)1 514 m，分段段長(zhǎng)58～69 m，平均段長(zhǎng)60.56 m，設(shè)計(jì)壓裂25 段，分段工具采用可溶性橋塞，壓裂液采用變黏滑溜水體系。采用交替注入酸、變排量、變黏度多級(jí)注入，混合粒徑支撐劑加砂，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施過(guò)程中，根據(jù)臨時(shí)情況做出適量增減，總加砂量2 900 m3，平均每級(jí)加砂量116 m3，壓裂液用量34 257.5 m3，平均每級(jí)壓裂液用量1 370.3 m3，平均砂比20.5%，施工排量11～18 m3/min。實(shí)際參數(shù)與設(shè)計(jì)參數(shù)基本一致，其中第二段壓裂施工曲線(xiàn)（見(jiàn)圖5）。從圖5 可以看出，第2 段施工排量14.1～15.6 m3/min，施工壓力56.3～83.2 MPa，總液量1 895.5 m3，總砂量182.06 m3。

壓裂后采用Φ7 mm 油嘴排液，日產(chǎn)天然氣8.9×104m3，井口套壓29.3 MPa，日排液168 m3，累計(jì)產(chǎn)氣243×104m3，返排率44.8%。

4 結(jié)論和建議

（1）通過(guò)分析，NP-1 井具有儲(chǔ)層溫度高，壓力高，閉合應(yīng)力大，施工壓力高的特點(diǎn)，在施工方面規(guī)模大，壓裂排量大、砂比小的特點(diǎn)。

（2）采用交替注入酸、變排量、變黏度多級(jí)注入，由于較高的地應(yīng)力，預(yù)測(cè)裂縫寬度小，施工難度大，需要優(yōu)化泵注程序、施工排量，增加膠液使用量，使用混合粒徑支撐劑加砂，以保證裂縫導(dǎo)流能力。

（3）NP-1 井壓裂過(guò)程中，分段工具采用可溶性橋塞，壓裂液采用變黏滑溜水體系?？偧由傲? 900 m3，壓裂液用量34 257.5 m3，平均砂比20.5%，施工排量11～18 m3/min。排液階段，日產(chǎn)天然氣8.9×104m3，井口套壓29.3 MPa，日排液168 m3，累計(jì)產(chǎn)氣243×104m3，返排率44.8%。