【精选】蒋廷学等：常压页岩气水平井低成本高密度缝网压裂技术研究

常压页岩气水平井低成本高密度缝网压裂技术研究

蒋廷学 [1,2] ,苏瑗 [1,2] ,卞晓冰 [1,2] , 梅宗清 [3]

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；3.四川华宇石油钻采装备有限公司，四川 泸州 646000）

焦页 1HF井实现页岩气井的商业突破开启了中国页岩气的勘探开发。近几年，水平井分段压裂技术不断提升，页岩气井产量也在逐年突增，成为中国油气勘探开发的生力军 ^[1-5] 。但是，页岩气井的商业突破目前仍局限在中浅层高压页岩气藏中，地层压力系数低于 1.3 的常压页岩气藏尚未实现经济有效开发。美国 Marcellus、Fayetteville 和 Barnett 等区块的常压页岩气储层已获得商业化开发，主要采用井工厂式水平井射孔＋桥塞一体化大规模分段压裂设计模式，辅之以低伤害、低成本的滑溜水压裂液体系，其水平井平均单段长度 120～150 m，单段 3～7簇，主施工排量 16 m³/min，平均单段液量 1 900～2 900 m³，单段砂量 80～110 m³，且粉砂比>50 %，压裂后初产达（4.2～9.6）×10 ⁴ m³/d，单井成本为（1 100～1 900）万元 ^[6-9] 。我国常压页岩气资源量丰富，四川盆地及周缘的常压页岩气资源面积达6.2×10 ⁴ km ² 。但是相对于高压页岩气藏，常压页岩气藏含气具有丰度低、吸附气占比高的主要地质特征，以及压后产量低、递减快的生产特征，目前现有的开发技术尚不具经济动用常压页岩气资源的能力 ^[4-8] ，主要采用电缆泵送桥塞射孔联作工艺，并结合“W”布缝、“预处理盐酸+滑溜水+胶液”组合注入、变黏度混合压裂液体系（滑溜水黏度 1～3 mPa·s、9～12 mPa·s，胶液黏度25～35 mPa·s、40～60 mPa·s），增加胶液加砂段塞（最高砂比为 16 %）等多项辅助工艺充分沟通天然裂缝及形成高导流主裂缝。施工规模上平均段长33.5～147 m，单段 2～4簇，主体施工排量 14 m³/min，平均单段液量 1 350～1 833 m³，单段砂量 68～96 m³，但是已经施工的常压页岩气井压裂后日产量仅为（1～3.36）×10 ⁴ m³，远低于北美地区常压页岩气井的压后产量。鉴于此，提出了针对常压页岩气特征的低成本高密度缝网压裂技术，包括平面射孔、多簇裂缝均衡起裂扩展、多尺度造缝及填充技术以及配套的低成本压裂液等技术措施，以提升常压页岩气井的产能，为其经济有效开发奠定基础。

与目前已成功开发的高压页岩气藏相比，常压页岩气藏具有地层能量弱、储层品质差、三向应力复杂、原始裂缝尺度小等难题，目前成熟应用的页岩储层压裂改造技术在常压页岩气储层中收效甚微，已压井的压后评估显示，压裂改造后，常压页岩气井人工裂缝的改造范围、复杂程度和导流能力均无法使其形成较好的工业气流。因此，为了经济有效开发，需要更大的改造强度和更低的成本。在已压裂井评估分析的基础上，采用数值模拟方法利用 Eclipse软件，考虑页岩储层吸附剂扩散、不均质等特征，模拟常压页岩气井人工裂缝的扩展规律，并基于数值模拟的最优人工裂缝形态，利用 Meyer优选了实现高密度缝网压裂施工的均衡起裂及有效多尺度延展、高效支撑所需的射孔方式、加砂模式及液体组合等多项关键工艺技术，同时，以高效减阻剂、新合成的交联剂和前期研发的稠化剂为基础，通过配方体系优选及性能评价，优选并形成适合目标区的低成本压裂液体系。将上述研究成果应用在目标区域的常压页岩气井施工中，并在施工过程中，各项技术进一步完善及优化，初步形成一套适用于目标区域的低成本压裂增产增效技术，为常压页岩气井的商业突破提供技术支撑。

1.1 平面射孔技术

射孔方式的选择对于人工裂缝的起裂延伸极为重要。在页岩气井压裂施工中，常选用螺旋式射孔方式，孔密一般 16～20孔/m。该射孔方式虽然可沿水平井筒方向打开较长的页岩地层，但由于受到簇内孔间距较小，孔间裂缝的应力干扰、液体及支撑剂的重力指向等多种问题影响，使得在运用该射孔方式时，人工裂缝不能得到充分的起裂及扩展，从而降低整体的改造体积 ^[10] 。

平面周向射孔技术只在井筒周向设置 4个孔眼，有效地规避了孔间及簇间裂缝的应力干扰，同时，增加了单孔的进液量，提高了单簇净压力，使每簇裂缝都能充分的扩展，从缝高、缝宽、复杂度和有效支撑等多个方面提高改造效果。螺旋及平面周向射孔对裂缝扩展的影响见图1、图2。

对于常规螺旋射孔模式，以每段 3簇为例，设置每簇 20孔，每段共 60孔，按 18 m³/min的排量，则平均单孔排量为 0.3 m³/min。而对于平面射孔模式，以每段 5 簇为例，每簇 4 孔，则每段共 20 孔，同样达到每孔排量 0.3 m³/min只需 6 m³/min的施工排量；若采用12 m³/min的施工排量，则每孔排量可达到螺旋射孔的两倍。

模拟结果表明，在总液量2 200 m³，排量14 m³/min，5簇/段的条件下，采用平面射孔4孔/周与螺旋射孔孔密20孔/m对比，平面射孔可使缝高提高6.3 %、缝宽提高4.6 %、缝长提高7.2 %、有效改造体积提高19.8 %。

因此，采用平面射孔技术可在不增加套管破坏风险及施工规模的前提下，实现单段多簇密切割压裂施工，降低破裂压力 30 %以上，施工车组减少50 %，裂缝有效改造体积及产量增加20 %。

1.2 裂缝均衡起裂延伸控制技术

结合平面射孔技术，在常压页岩气井段簇优化中可在段长及段间距不变的前提下，增加段内射孔簇数，进一步缩小簇间距，实现段内高密度充分改造。以渝东南地区常压页岩气井为例，考虑页岩储层吸附与扩散特性、非均质等特性，建立了该区块常压页岩气井的压裂数值模型 ^[11-12] ，模拟在1 800 m水平段条件下，单段压裂 2～9簇，不同压裂段数下的产量变化情况（图3）。模拟结果显示，产量随压裂段数增加而增大，但压裂段数大于 18时累产量递增减缓，综合考虑推荐18～22段压裂，单段射孔簇数为4～6簇。

在 ANSYS 平台上选用 Fluent 模块，建立水平井筒多簇射孔物理模型，选用 DPM模型，模拟有限数量暂堵球在井筒内的封堵规律，基于分析，采用低排量、高黏携带液的方法，以及投入与压裂液流动跟随性好的低密度或等密度暂堵球，可以有效改进暂堵球在各簇位置的封堵效果。

此外，由于压裂液和支撑剂在长距离施工时具有会受到重力分选的影响，在优化的段簇基础上，需在单段压裂过程中，利用变参数限流射孔方法、多级增排量替酸预处理技术、控制早期加砂排量等多项辅助技术，实现多簇裂缝的均衡起裂与均衡延伸，大幅度增加了段内复杂裂缝形成的概率，同时，也降低了段间的应力干扰效应，综合提升水平井筒的利用率 20 %以上。

1.3 多尺度造缝及缝高控制技术

常压页岩气储层上覆应力相对居中，水平层理缝易于吸液，从而导致主裂缝垂向缝高大幅度受限。模拟主裂缝在五峰—龙马溪组页岩①至④号小层垂向延展情况，设置①至②界面和③至④界面内聚力为 6.07 MPa，内摩擦角 30°，②至③界面内聚力为 0 MPa，内摩擦角 5°。当缝内流体压力为 90 MPa时，裂缝仅沿着②至③号小层界面扩展（图 4），随着缝内流体压力增加至 100 MPa，人工主裂缝可穿透②至③号小层界面（图 5）。

为实现垂向缝高的有效扩展，在穿层界面的模拟基础上，又进一步对不同黏度滑溜水的配比、前置胶液的用量及注入排量组合进行了模拟，寻求最佳的液体及注入组合模式。从模拟结果来看，不同黏度滑溜水对不同尺寸人工裂缝的开启、延展及支撑情况影响效果有明显区别。对于主缝支撑缝宽，中黏滑溜水在不同施工排量下，形成的人工裂缝的支撑缝宽无明显变化，但使用低黏滑溜水，在不同的施工排量下所形成的主缝缝宽有明显的起伏，在排量为 14 m³/min时，主缝支撑缝宽最大。对于分支缝支撑缝宽，使用 2种不同黏度的滑溜水所形成的支撑缝宽均是与施工排量呈正相关关系（表 1）。因此，结合2种黏度滑溜水及施工排量对支撑缝宽的影响结果，在造缝初期利用高黏度液体及高排量组合注入模式，可快速提升井底压力，利于主裂缝大幅度劈开纵向多个层理缝，穿透小层界面实现垂向缝高的充分延展，有利于促进裂缝整体改造体积的提升。

1.4 主裂缝净压力控制技术

考虑到常压页岩气的脆性指数相对较高，易于出现多尺度裂缝等复杂裂缝形态，为防止过早出现复杂裂缝导致主裂缝缝长方向延伸受限 ^[13-14] ，在主裂缝长度未达设计预期值之前，组合使用高黏度液体、提高砂比、连续加砂等施工模式，控制并保持使主裂缝沿缝长方向延展的净压力，确保主裂缝在达到设计长度，提高裂缝复杂性与改造体积等目标（图6）。

1.5 多尺度裂缝有效充填技术

在页岩气井压裂中，结合不同排量、不同黏度的压裂液进行施工，可在地层中形成不同尺度的人工裂缝网络 ^[15] ，依据室内试验结果，多尺度造缝形成的主缝体积和分支缝体积比为 2.24∶1。为了使形成的不同尺寸人工裂缝得到有效支撑，需配套建立变黏度、变排量、多粒径组合支撑剂的施工技术。通过支撑剂平板实验，设置包含 4个不同尺寸的人工裂缝网络，即主缝宽 6.35 mm，二级缝宽 3.18 mm，三级和四级缝宽 1.59 mm，选用 20/40 目和 100 目两种不同粒径的支撑剂实施充填。实验结果显示，100目支撑剂能够进入二级、三级和四级缝，20/40 目的较难进入分支缝，验证了多尺度造缝需配合小粒径支撑剂充填技术。结合不同尺寸裂缝的占比，小粒径支撑剂在施工中应占比 31 %较为合适，适当增加小粒径支撑剂的占比可将裂缝的改造体积更大限度地转化为裂缝有效充填的改造体积（表2）。

1.6 滑溜水—胶液一体化体系

为降低页岩气大规模压裂施工成本，在保障液体性能的前提下，研发了滑溜水胶液一体化体系，降阻剂和增稠剂使用一种产品，低浓度可做滑溜水降阻剂、高浓度可做胶液增稠剂，体系性能见表 3。该液体体系分子结构设计上引入了易交联基团，采用多点位交联，同时，减少价格较高的部分功能性单体用量，具有低伤害、高携砂性、高降阻性特点。优化后的低浓度滑溜水体系使用浓度在 0.01 %～0.10 %可配，体系黏度 2～15 mPa·s可调，室内降阻率达到70 %，最高砂比可达 20 %不沉降，成本在 30元/m³以下。滑溜水—胶液一体化液体体系极大地方便了现场施工，降低常压页岩气井压裂施工成本。

研究成果在四川盆地以及渝东南的部分常压页岩气井进行了应用，使用低成本高密度改造工艺后，单井压后均获得了较为理想的改造效果，主体施工参数及改造效果见表4。

A井是渝东南某页岩气区块的一口常压页岩气水平井，其目的层位上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部，该井试气段长 1920 m。采用提出的针对常压页岩气井的密切割压裂技术，优化主体簇间距在 12～15 m，主体单段压裂簇数加密为 4～6 簇，提升滑溜水用量，配合多粒径组合加砂，使人工裂缝能得到高效延展及支撑，保持长效的导流能力。该井共压裂 20段 92簇，压后产量高达 10×104 m³/d，为常压页岩气井的经济有效开发奠定了基础（图 7）。

在压裂施工成本方面，与同区的D井相比（表5），排除 A井与 D井压裂规模等因素的影响，从对比表可以看出，采用提出的压裂改造措施后，平均单段压裂费用从 189.18 万元下降为 127.55 万元，平均单段压裂费用降低61.63万元，节约成本32.6 %。

1） 基于常压页岩气储层含气丰度低、地层能量不足、吸附气占比高及垂向应力与最小主应力差小等多项难点和挑战，提出了平面射孔、多簇裂缝均衡起裂扩展、多尺度造缝及填充技术及配套的低成本压裂液等措施。

2） 渝东南某页岩气区块常压页岩气部分井进行试验，其中 A井的现场试验，获得了 10×104 m³/d的测试产量，提升了常压页岩气井的压后改造效果。

3） 以增效为主，降本为辅，技术上进一步研究极限限流平面射孔、井筒与缝内双簇暂堵等工艺，进一步提升常压页岩气开发效益。