天然气藏根据压力系数分类法可划分为正常压力气藏、高压气藏和低压气藏^[1]。川东南地区页岩气田包括高压和正常压力这两种气藏储层, 其中正常压力(常压)储层压力系数约1.2, 整体资源量可观, 总资源量1 023.67×10⁸ m³, 属于资源丰度Ⅱ类, 资源丰度8.33×10⁸ m³/km²。常压储层压裂试气的总体评价为:与高压储层相比, 产量降幅明显, 测试压力普遍偏低, 会影响地面产量, 也就是说, 在其它条件相同的情况下, 储层压力低则产量低。针对常压储层开发需要, 探讨常压储区压裂工艺, 为页岩气田新阶段的工作部署提供一定的技术思路。

1 常压储层地质特征及改造难点

川东南地区页岩气常压储层基本属于负向构造, 埋深普遍大于3 000 m, 构造特征复杂, 多断层, 地层破碎, 保存条件差, 目的层位裂缝发育程度高。常压区块有机碳含量2.5%~3.0%, 含气页岩孔隙度基本在3.5%左右, 均低于主体高压区; 脆性矿物含量明显降低, 黏土矿物含量增大, 部分层位黏土矿物含量高大于42%, 地层塑性增强。

常压储层改造主要面临的问题:复杂构造区, 各向应力关系复杂, 压裂施工难度大, 加砂困难; 储层埋深增加, 地层压实程度加大, 上覆岩层压力升高, 影响裂缝复杂度; 黏土含量增大、塑性增强, 断裂韧性增大, 裂缝延伸难度加大, 有效改造体积受限。

2 措施工艺技术探讨

常压页岩储层特征决定了必须通过压裂改造方能获得高产工业气流, 对压裂工艺提出了更大挑战。相对于高压气藏而言, 常压气藏改造的核心思路在于最大程度地提高裂缝复杂度, 增大泄气面积, 最大限度地提高产出能力^[2](图 1)。因此工艺对策重点围绕如何提高复杂构造区常压储层的裂缝复杂度及改造强度, 提高支撑效果。

2.1 分段分簇原则

以保证足够净压力为前提, 多簇射孔, 增加裂缝条数; 优化裂缝间距, 利用簇间干扰, 增大诱导应力, 促进裂缝复杂化。

针对川东南常压储层来说, 天然裂缝开启所需要的净压力可通过水平最大、最小主应力差和泊松比计算得出^[3], 公式为:

$ P = \left( {{\mathit{\sigma }_{{\rm{Hmax}}}} - {\mathit{\sigma }_{{\rm{Hmin}}}}} \right)/\left( {1 - 2v} \right) $

(1)

式中:P为天然裂缝开启所需净压力, MPa; σ_Hmax为水平最大主应力, MPa; σ_Hmin为水平最小主应力, MPa; ν为泊松比, 无量纲。

从以上计算可知, 川东南常压储层当净压力大于10 MPa, 才具备大量开启天然裂缝, 达到复杂裂缝的条件。结合净压力产生的条件, 其大小主要由储层特征、施工排量大小、射孔簇数等因素决定。通过计算不同排量、不同射孔簇数时, 所形成的有效净压力的大小, 来优化单段射孔簇数。

根据净压力反演结果(表 1), 单段3簇或4簇射孔, 在排量12~14 m³/min区间内, 均可达到10 MPa的净压力要求; 若单段5簇射孔, 则排量要求大于15 m³/min, 净压力才达到10 MPa以上。结合压裂所需水马力的经济成本问题, 优化川东南常压储层射孔参数为单段3簇或4簇, 能产生足够的净压力, 保证裂缝体系的复杂化。

同时, 在裂缝开启和延伸过程中, 水力裂缝不断沟通天然裂缝、促进地应力场发生偏转, 是形成较为复杂裂缝形态的必要条件。对此假设在一定有效净压力10 MPa、不同裂缝间距15~40 m设定条件下, 产生的诱导应力场的变化情况进行模拟分析(图 2)。可以认识到:合理的裂缝间距设计可在两簇裂缝之间形成较高的有益诱导应力区, 使原地应力出现应力反转, 改变裂缝延伸方向, 促使裂缝转向, 对促进缝网的形成有巨大作用。在压裂设计时, 以不影响段与段之间压裂施工为前提, 可最大程度的利用诱导应力, 并遵循簇间裂缝壁面相互叠加但不干扰, 段间裂缝壁面接触却不叠加的原则, 合理优化川东南常压储层裂缝间距为15~20 m。

2.2 压裂参数优化

主压裂阶段大排量施工, 同时采取变排量工艺, 提升净压力, 提高裂缝复杂度

在储层压裂过程中多裂缝延伸时, 水力裂缝与天然裂缝之间是相互作用的, 考虑到天然裂缝沿水平主应力方向分布, 而方位与水力裂缝延伸方向垂直。假设在不同的净压力系数(R_n=1和R_n=2)设定条件下, 当水力裂缝从水平井段的多个射孔点延伸, 可见施工净压力系数越大, 动态扩展裂缝的延伸形态越复杂(图 3)。

前面提到净压力不仅与射孔簇数有关, 与排量也有直接关系。施工排量越大, 裂缝内净压力越大, 因此对页岩储层的压裂改造, 采用大排量施工提高施工净压力有利于形成复杂的缝网。通常压裂设计采用设定排量, 达到预定排量后, 整个施工过程中排量都保持不变(除非地面压力受限或出现异常情况)。对于常压页岩储层, 则提出了一种变排量压裂法^[4], 即在段塞式压裂过程中, 排量由低向高逐渐增加, 这种排量的变化, 会形成一种压力脉冲, 自上而下传送到井下, 能够打开之前没有打开的孔眼, 通过液体转向提高裂缝复杂度。

2.3 压裂材料优选

采用变黏度液体和变粒径支撑剂, 进一步保证裂缝复杂度。

页岩储层压裂流体黏度对裂缝扩展复杂度具有重要影响, 黏度越高, 裂缝扩展的复杂度将显著降低^[5]。从图 4模拟实验发现, 低黏度流体注入时施工压力曲线没有裂缝起裂特征显示, 岩石体观察发现在延伸裂缝方向上没有主裂缝存在, 裂缝沿天然裂缝起裂延伸; 而采用高黏度流体注入时存在明显的主裂缝扩展, 水力裂缝几乎不与相交的天然裂缝发生作用。即低黏度流体对页岩储层压裂改造更易形成复杂的裂缝形态, 高黏度流体更易形成平直的主裂缝。

页岩地层压裂后, 形成的不规则展布, 并与其他天然裂缝连在一起形成由各种不同长、宽、高裂缝组合而成的复杂缝网。复杂缝网分支的缝宽明显小于主裂缝, 因此大粒径的支撑剂无法被运送到缝网尖端^[6], 故研究选用80/100目小粒径+40/70目中粒径+30/50目大粒径组合方式。80/100目小粒径支撑剂主要起到打磨孔眼, 降低摩阻, 同时支撑近井附近微裂缝, 促使裂缝转向延伸; 40/70目主支撑剂促进天然裂缝的沟通和扩展, 形成复杂裂缝系统; 30/50目大支撑剂主要在近井带形成高导流能力裂缝。多种粒径支撑剂组合起到多级支撑, 充分扩展、支撑复杂裂缝系统的作用(图 5)。

针对常压页岩储层, 在主体压裂工艺基础上, 通过增加小粒径支撑剂段塞和降低液体黏度, 依靠小粒径支撑剂进行多次暂堵转向以及让更低黏液体进入微裂缝中, 依靠液体传递的穿透力, 进一步促进裂缝复杂度, 保证改造效果。

3 现场试验

水平井Z-1井位于重庆市川东南地区, 属于向斜构造, 微注结果表明为常压系统, 压力系数1.2。该井水平段长1 374 m, 垂深3 541~3 593 m, 措施层硅质含量55%, 黏土含量33%, 压裂综合评价为:埋深大, 各向应力值增加, 同时水平段处于向斜构造的强挤压应力, 导致人工裂缝延伸相对困难, 裂缝转向难度也相应加大。

结合对常压储层的工艺优化研究, 该井射孔参数以3簇射孔为主, 部分4簇射孔, 平均簇间距19 m。压裂工艺采用前置高黏液体, 同时快提排量, 保证主裂缝正常延伸; 在压裂中后期继续提升排量, 同时利用小粒径支撑剂暂堵转向以及适当降低压裂液黏度, 进一步促进裂缝延伸及复杂化。

由现场施工曲线(图 6)可见前置液阶段采用高黏减阻水(11~12 mPa·s), 同时快提排量至稳定有效排量(12 m³/min), 施工压力存在明显的破裂现象, 说明裂缝延伸顺畅, 并形成优势主裂缝; 粉陶阶段采用中黏液体(6~9 mPa·s)+80/100目支撑剂, 排量维持12 m³/min, 压力呈逐渐下降趋势, 打磨、降滤效果好, 进一步促进主缝延伸; 中砂阶段采用中黏液体(6~9 mPa·s)+40/70目支撑剂, 逐渐提升排量(12~14~16 m³/min), 在中途加入两个80/100目小粒径支撑剂段塞转向, 同时降低减阻水黏度(由12 mPa·s降至3 mPa ·s), 施工压力呈平稳型波动抬升, 达到控制施工压力并促使裂缝复杂化的效果; 粗砂阶段采用中黏液体(6~9 mPa ·s)+30/50目支撑剂, 排量维持16 m³/min, 压裂施工顺利完成。

压裂试气情况:在12 mm油嘴测试制度下, 油管压力5.82 MPa, 套管压力16.14 MPa, 产量7.35×10⁴ m³/d。压裂工艺成功率100%, 相对常压气藏, 该井取得了较好的产气效果。

4 总结

复杂构造带常压页岩储层采用缩小簇间距, 增加每段射孔簇数, 变排量施工、变液体黏度以及变粒径支撑剂组合的工艺手段, 可以较大程度的提高人工裂缝复杂度, 实现改造目的。结合区块地质特征, 成功将研究成果应用于现场, 精细设计单井压裂参数和优化配套压裂工艺, 产气效果好, 建议今后在类似页岩气常压储层推广应用。