2014, Vol. 26
[PDF全文]
20世纪90 年代，国外页岩气技术发展迅猛，北美页岩气勘探效果良好，开发技术趋于成熟[1-5]。2010 年美国页岩气产量占全美天然气产量的20%，页岩气已经成为美国主力气源之一。在中国，虽然天然气供需矛盾日趋严峻，但（20∼30）×1012 m3 页岩气储量得不到有效的开发[6-7]。为解决天然气供需矛盾，加快国内页岩气勘探开发进程、尽快实现页岩气规模效益开发显得刻不容缓。
彭页HF-1 井是中国石化华东分公司在上扬子盆地武陵褶皱带彭水德江褶皱带商柘向斜部署的一口预探井，位于重庆市彭水苗族土家族自治县桑柘镇石板水村，钻井目的是落实页岩气单井产量，评价下志留统龙马系组—上奥陶统五峰组页岩气资源能力；获取气水相关资料和页岩层第地质参数，探索页岩气水平井勘探开发工艺技术。该井于2011-12-31 开钻，2012-03-03 完钻，完钻井深3 446.00 m，垂深2 525.65 m，水平段长1 020.00 m，最大井斜80◦，试气井段2 300.00∼2 396.00 m。
1 彭页HF-1 井储层特征 1.1 储层物性彭页HF-1 井含气页岩段测井解释孔隙度为4.4%∼4.9%，渗透率为0.091 5∼0.139 8 mD，与美国成功开发的Barnett 页岩相比，两者非常类似。顶底板封盖条件好，地震解释和钻探证实未发现明显断层，有利于页岩气的保存。
在彭页HF-1 井钻探过程中，钻遇龙马溪组—五峰组泥页岩厚度达到410 m，岩性致密具有良好的自身封闭性，同时目的层顶板为厚层泥页岩，地层稳定，厚度达到307 m，封盖条件较好，目的层底板为高电阻、高伽马的致密灰岩层，区域上分布稳定，厚度较大，封隔条件较好。
1.2 总有机碳含量和热成熟度彭页HF-1 井的目的层位为下志留统龙马溪组，发育厚层黑色页岩，富含笔石等生物，有机质丰度高，页岩气富集条件好。该区域内下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组有机质丰度一般在1.5%∼4.2%，其中桑柘坪向斜总有机质含量相对较高，平均约为3.5%。另外该区域内页岩有机质热成熟度值约为2.0%∼2.8%，热演化程度适中，有利于页岩气富集。
1.3 矿物成分彭页HF-1 井目的层的黏土、脆性矿物含量适中，有利于压裂改造。彭页HF-1 井下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组泥页岩矿物组分分析结果表明，岩石黏土矿物含28.50%，石英含量为44.50%，方解石含量15.18%。综合分析，龙马溪组—上奥陶统五峰组泥页岩的脆性指数为51%。
1.4 储层厚度彭页HF-1 井钻探证实，川东南地区桑柘坪向斜内发育下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组厚层黑色页岩，厚度达103 m。通过岩石组合、岩石灰分含量变化关系、化石种属与生态环境的关系、化石含量等条件综合分析认为，该套黑色页岩为深水陆棚相沉积，富有机质，有利于页岩气富集。下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组暗色富有机质含气页岩厚度大。彭页HF-1 井岩芯样品地化分析后，深水陆棚相页岩中，有机质含量大于1.0% 的厚度约为94 m。
1.5 气测显示彭页HF-1 井气测录井共发现23 处（层、段）异常，共解释厚度约为767 m，全烃平均值约为5.63%，最大值约为7.90%；C1 平均值约为4.18%，最大值约为7.01%。
1.6 天然裂缝发育情况虽然彭页HF-1 井未开展取芯、成像测井，但根据彭页HF-1 井相应层位的岩芯观察资料和FMI 成像测井资料、结合彭页HF-1 井钻井过程中的各项工程参数，可以初步估计彭页HF-1 井天然裂缝发育状况。
1.6.1 天然裂缝位置的判断彭页HF-1 井水平段采用油基泥浆，密度约为1.51∼1.57 g/cm3，漏斗黏度值约为62∼137 s，失水约0.1 mL。在钻进过程中共发现11 处漏失。因此根据泥浆漏失的位置基本可以断定天然裂缝发育密集层段。
1.6.2 裂缝产状分析与彭页HF-1 井相对应层位的成像数据、岩芯观察情况对比，本层段水平层理发育，但水平状裂缝不发育；高角度裂缝有细微发育的现象，主要位于2 136 m 附近，岩芯观察发现高角度裂缝1 条，裂缝内部由方解石或碳酸盐岩类物质填充。结合区域地应力现状分析，认为彭页HF-1 井水平井段裂缝产状可能走向NE，倾向SE，倾角大约在55◦∼75◦。
2 彭页HF-1 压裂工艺技术研究 2.1 总体压裂设计思路对于页岩气压裂，其总体的设计思路如下[8-9]：（1）根据岩石的脆性程度选择压裂模式；（2）确定页岩气压裂工艺；（3）根据储层物性、储层应力、固井状况等确定射孔位置；（4）根据储层物性、岩石力学参数等选择合适的支撑剂和压裂液配方；（5）压裂施工参数设计及优化。
2.2 岩石力学脆性选择压裂模式页岩气压裂过程中，只有不断产生各种形式的裂缝，形成裂缝网络，压裂后气井才有可能获得工业气流。岩石力学实验表明，岩石的脆性特征是页岩气压裂形成缝网的最重要的岩石力学特征参数。根据北美页岩气开发的实践经验，给出了岩石脆性指数和压后裂缝形态的关系（表 1）[10-12]。压裂液体系优选一般根据岩石脆性指数，一般随着脆性指数的提高，压裂液用量越多，支撑剂浓度越低，支撑剂用量越少。
| 表1 岩石力学脆性与裂缝形态的关系图 Table 1 The relation figure between the brittleness of the rock mechanics and the fracture morphology |
 |
彭页HF-1 井页岩的脆性指数为51%，根据脆性与压裂模式关联关系，选择了滑溜水+ 线性胶的压裂模式。压裂设计原则为“大液量、大砂量、大前置液比、小粒径支撑剂、低砂比浓度”。
2.3 彭页HF-1 井压裂工艺技术对于彭页HF-1 井分段压裂，采用常规的桥塞封堵+ 分簇射孔压裂工艺[13]。彭页HF-1 井为套管固井方式，采用电缆泵送桥塞射孔联作方式进行分段射孔压裂。具体的施工步骤为：（1）第一段采用油管传输射孔，射孔完提出射孔枪；（2）对第一段进行压裂施工；（3）用液体泵送桥塞工具+ 射孔枪+ 电缆入井；（4）点火电缆射孔坐封桥塞，射孔枪与桥塞分离，对井筒试压；（5）上提射孔枪至射孔位置，射孔，提出射孔枪；（6）压裂第二层，重复步骤（3）∼（6），实现多层分段压裂施工。
为了对储层进行充分地改造，对彭页HF-1 井改造目的层井段（2 305.00∼3 390.00 m）分为12 段进行压裂改造，每段水平井长度为90.00∼105.00 m，每段分3 簇进行射孔，每簇长度0.76 m，簇间距30.00 m 左右，孔密19 孔/m，孔径14 mm，相位角60◦。
2.4 压裂液性能优化根据前面的分析，确定彭页HF-1 井的压裂液为滑溜水和线性胶。通过对比和分析，选择哈里伯顿公司的滑溜水和线性胶。
彭页HF-1 井采用的FR-66 滑溜水体系，其降阻性能良好。另外，该体系水合速度特别快，仅10 s，特别适合于在线混配。图 1、图 2 分别为该体系滑溜水的溶胀时间和降阻效果评价结果。
 |
| 图1 不同浓度FR-66 溶胀图 Fig. 1 The different concentration of FR-66 swelling figure |
 |
| 图2 清水、FR-66 滑溜水摩阻压力梯度曲线 Fig. 2 The curves of water & FR-66 slippy water resistance gradient |
其中，滑溜水配方为：0.075% FR-66（降阻剂）+0.090%Optikleen WF（降阻剂的破胶剂） + BE-9（杀菌剂） + Gasperm 1100（助排剂） + 2.000%KCl（防膨剂）；线性胶配方为：3.400%WG-11（稠化剂） + 0.100%SP Breaker +（破胶剂）0.018%BE-3（杀菌剂）+ 0.018%BE-6（抑菌剂） + 0.200%Losurf300L（表面活性剂） +2.000%KCl（防膨剂）。
2.5 支撑剂优选页岩气选择支撑剂材料主要综合考虑合适的强度、密度和粒径这3 个方面[14-18]。
2.5.1 支撑剂的强度和密度支撑剂的强度要求能够承受储层的闭合应力，强度越高的支撑剂密度也越高，而一般页岩气压裂所用的压裂液黏度较低，携砂能力弱。故选择支撑剂时，在满足强度的要求下应选低密度支撑剂。
2.5.2 支撑剂的粒径支撑剂粒径的选择主要考虑岩石的硬度，这主要从支撑剂嵌入地层的角度来考虑。对于硬度大的储层，支撑剂嵌入不是严重的问题，可选择小粒径的支撑剂；反之对于偏塑性的储层，则应该选择大粒径的支撑剂。另外，支撑剂的粒径越大，则越难被携带，一般要求炮眼直径大于5.5 倍的支撑剂的直径，裂缝宽度大于3 倍的支撑剂的直径[19]。
彭页HF-1 井龙马溪组的地层闭合压力在35 MPa 左右，综合考虑上述3 个因素及作业安全等因素，决定采用40/70 目（目：1 in.×1 in. 上的孔数（1in. = 2.54 cm））的石英砂作为支撑剂，100 目粉砂用来打磨炮眼和近井筒摩阻。
3 彭页HF-1 现场施工施工前由于对该井储层特点认识比较清楚，采取的工艺技术比较有针对性，因此整个施工过程比较顺利。彭页HF-1 井从2012-05-01 开始第一段压裂，至2012-05-08 上午完成最后一段压裂（第十二段）。整个压裂施工用液1 6211.6 m3，其中滑溜水1 2074.1 m3，线性胶3 973.0 m3，100目石英砂210.1 t，40∼70 目石英砂1 122.6 t，施工排量8.3∼9.8 m3/min。另外该井的压裂施工创多个国内压裂施工的第一：施工规模最大，总液量达16 211.6 m3；页岩气压裂加砂量最多，达到1 332.7 t；页岩气分段压裂速度最快，平均每天压1.6 段。
4 彭页HF-1 井压后返排彭页HF-1 井于2012-05-13 开始放喷求产。彭页HF-1 井压裂液返排大体采用了3 个阶段：2012-05-13 至2012-05-17 自喷，2012-05-18 至2012-05-22 气举诱喷，2012-05-26 至2012-07-14电潜泵返排。
图 3 为压裂后产气量与返排率曲线。由图 3 可见，彭页HF-1 井压裂后放喷初期即有产量，但该产量不会很久，也不是压裂后最终的产量，认为这是井筒附近的游离气。对于页岩气压裂井，在压裂液返排率很低时就采用气举诱喷方式不合适。由于储层中有大量的压裂液，早期的气举只有增加返排压裂液速度的作用，并不能使页岩气自喷起来。页岩气压裂后采用电潜泵加速返排，可有效缩短压裂液在储层的滞留时间，降低压裂液对储层的二次伤害。
 |
| 图3 产气量与返排率曲线 Fig. 3 The relation figure between gas production and flowback rate |
从产气量与套压曲线（图 4）可见，返排初期，随着压裂液的返排，套压和产量会同步上升；返排后期，当井筒主要为气体时，套压大小反映出储层的能量，也反映了该井产量的高低。
 |
| 图4 产气量与套压的关系图 Fig. 4 The relation figure between gas production and casing pressure |
（1）彭页HF-1 井多段压裂施工取得成功，压后产能测试取得突破，证实了页岩储层含气性能，揭示了国内储层具有开发的潜力，为页岩气开发增添了信心。
（2）对于页岩气压裂施工，首先必须取得地层参数，其中的地层脆性系数是决定页岩气压裂模式的关键参数。
（3）国外页岩气开发经验说明：对于脆性储层，可使用滑溜水压裂；对于脆性中等储层，可采用复合压裂液；而对于韧性储层，可使用交联压裂液。彭页HF-1 井的测试突破证明了脆性中等储层采用复合压裂液的技术是正确的。
（4）对于页岩气压后返排，初期的产量可能为井筒附近的游离气产量，不能代表压后的真实产能；在早期采用气举，只有增加返排的作用，不能达到诱喷的效果；页岩气压裂后可以采用电潜泵加速返排，以降低压裂液对储层的二次伤害。
| [1] | Potapenko D I, Tinkham S K, Lecerf B, et al. Barnett shale refracture stimulations using a novel diversion technique[C]. SPE 119636, 2009. |
| [2] | Multalik P N, Gibson R W. Case history of sequential and simultaneous fracturing of the Barnett shale in Parker County[C]. SPE 116124, 2008. |
| [3] | Mayerhofer M J, Lolon E P, Warpinski N R. What is stimulated rock volume[C]. SPE 119890, 2008. |
| [4] |
赵金洲, 任岚, 胡永全, 等. 页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素分析[J].
西南石油大学学报:自然科学版, 2013, 35 (1) : 1 –9.
Zhao Jinzhou, Ren Lan, Hu Yongquan. Controlling factors of hydraulic fractures extending into network in shale formations[J]. Journal of Southwest Petroleum University:Science & Technology Edition, 2013, 35 (1) : 1 –9. |
| [5] |
邹才能, 董大忠, 王社教, 等. 中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力[J].
石油勘探与开发, 2010, 37 (6) : 641 –653.
Zou Caineng, Dong Dazhong, Wang Shejiao, et al. Geological characteristics,formation mechanism and resource potential of shale gas in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2010, 37 (6) : 641 –653. DOI:10.1016/S1876-3804(11)60001-3 |
| [6] |
陈作, 薛承瑾, 蒋廷学, 等. 页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议[J].
天然气工业, 2010, 30 (10) : 30 –32.
Chen Zuo, Xue Chengjin, Jiang Tingxue, et al. Proposals for the application of fracturing by stimulated reservoir volume(SRV)in shale gas wells in China[J]. Natural Gas Industry, 2010, 30 (10) : 30 –32. |
| [7] |
孙海成, 汤达祯. 四川盆地南部构造页岩气储层压裂改造技术[J].
吉林大学学报:地球科学版, 2007, 37 (4) : 721 –725.
Sun Haicheng, Tang Dazhen. Shale gas formation fracture stimulation in the south Sichuan Basin[J]. Journal of Jilin University:Earth Science Edition, 2007, 37 (4) : 721 –725. |
| [8] | King G E. Thirty years of gas shale fracturing:What have we learned[C]. SPE 13346, 2006. |
| [9] | Boyer C, Kieschnick J, Suarez-Rivera R, et al. Producting gas from its source[J]. Oil Field Review, 2006, 18 (3) : 36 –49. |
| [10] | Cipolla C L, Warpinski N R, Mayerhofer M J, et al. The relationship between fracture complexity, reservoir properties, and fracture treatment design[C]. SPE 115769, 2008. |
| [11] |
赵晨光. 非常规天然气系统及其在中国的勘探前景[J].
石油天然气学报, 2009, 31 (3) : 193 –195.
Zhao Chenguang. Unconventional nature gas system and its exploration prospect in China[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2009, 31 (3) : 193 –195. |
| [12] |
刘红磊, 熊炜, 高应运, 等. 方深1井页岩气藏特大型压裂技术[J].
石油钻探技术, 2011, 39 (3) : 46 –52.
Liu Honglei, Xiong Wei, Gao Yingyun, et al. Large scale fracturing technology of Fangshen 1 shale gas well[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2011, 39 (3) : 46 –52. |
| [13] |
吴奇, 胥云, 刘玉章, 等. 美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示[J].
石油钻采工艺, 2011, 33 (2) : 1 –5.
Wu Qi, Xu Yun, Liu Yuzhang, et al. The current situation of stimulated reservoir volume for shale in U.S. and its inspiration to China[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2011, 33 (2) : 1 –5. |
| [14] | Lee M H, Gary S, Mark M, et al. Stimulation of gas shales:They're all the same-right[C]. SPE 106070,2007. |
| [15] | 阎存章, 李鹭光, 王炳芳, 等. 北美地区页岩气勘探开发新进展[M]. 北京: 石油工业出版社, 2009 . |
| [16] |
唐颖, 张金川, 张琴, 等. 页岩气井水力压裂技术及其应用分析[J].
天然气工业, 2010, 30 (10) : 33 –38.
Tang Ying, Zhang Jinchuan, Zhang Qin, et al. An analysis of hydraulic fracturing technology in shale gas wells and its application[J]. Natural Gas Industry, 2010, 30 (10) : 33 –38. |
| [17] |
吴奇, 胥云, 王腾飞, 等. 增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论[J].
天然气工业, 2011, 31 (4) : 7 –12.
Wu Qi, Xu Yun, Wang Tengfei, et al. Great change in simulations concept:Volume reconstruction technology[J]. Natural Gas Industry, 2011, 31 (4) : 7 –12. |
| [18] |
赵金洲, 王松, 李勇明. 页岩气藏压裂改造难点与技术关键[J].
天然气工业, 2012, 32 (3) : 46 –49.
Zhao Jinzhou, Wang Song, Li Yongming. Difficulties and key techniques in the fracturing treatment of shale gas reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2012, 32 (3) : 46 –49. |
| [19] | Warpinski N R,Vincent M C,Lolon E P,et al. Stimulating unconventional reservoirs:Maximizing network growth while optimizing fracture conductivity[C]. SPE 114173, 2008. |