东胜区块页岩气水平井压裂工艺技术研究

　　摘要：东胜区块五峰-龙马溪组页岩气储量丰富，但该区块页岩气井压后产量低，递减速度快，成本较高，难以形成有效经济开发。经过长期研究，不断调整压裂参数，形成了适合于东胜区块页岩气水平井效益开发的压裂工艺技术并得到了广泛的应用。

　　关键词：储量丰富  压裂工艺  效益开发

　　Abstract：The  shale  gas  reserves  of Wufeng-Longmaxi  Formation in Dongsheng Block  are  abundant. However，the production of these Wells of this block is low，the decline rate is fast after fracturing，and the cost is high，so it’s difficult to form effective economic development.After long-term research and constant adjustment of fracturing parameters，the fracturing technology suitable for the benefit development of shale gas horizontal wells in Dongsheng Block has been formed and widely used.

　　Keywords：abundant in reserves;fracturing technology;benefit development

　　东胜区块页岩气储层构造上位于川东高陡褶皱带万县复向斜南部，有利区面积99.3km2，预测资源量1060х108m3，勘探潜力巨大。工区内页岩气主要的开发层位为五峰组-龙一段，岩性为灰黑色含碳质、硅质页岩，优质页岩厚度24-35m;自北向南埋深逐渐变浅(4000m~2200m)，压力系数降低(1.35~1.12)，地应力自北向南逐渐降低(100MPa~50MPa);保存条件变差，储层可压性变好(水平应力及差异系数变小，孔隙度变大)。

　　因此，该工区压裂改造存在一些技术难题：①构造上南北地质参数不均，应力变化大，压裂工艺技术需有针对性;②储层含气量和压力系数较低，需要更大的压裂改造体积;③施工成本较高，无法实现有效经济开发。

　　1  东胜区块分段压裂关键技术

　　1.1  压裂设备等级优选

　　针对东胜区块页岩气储层垂深深浅不一、应力变化大的特征，优选适合的压裂设备等级，以胜页1HF井为例，胜页1HF井1-10段采用105MPa压裂管汇，压力呈开井压力高(53MPa)，停泵压力高(61.7MPa)，施工压力高(88-92MPa)的三高特征，中砂阶段排量13-16m3/min，施工压力提升至92MPa，接近105MPa压裂管汇的极限，施工难度大。第11-23段优化压裂管汇为140MPa，限压提高至115MPa，排量提高至18m3/min，最高砂比从11%提高到15%，单段砂量从60m3提高到76m3。多措施提升改造效果，施工参数明显提升，单段产气量也有明显增长。

　　目前现场140MPa管汇实际限压只有115MPa，为提高施工限压，建议将常用的4寸的柱塞更换为3.7寸，这样可以将施工限压提高至125MPa，为在高应力区的压裂施工创造更多的可能。

　　1.2  加砂工艺优选

　　针对东胜区块地质特征，利用变粒径连续加砂工艺，不仅减少液量，而且铺砂面积更大，提高了导流能力和改造体积，降低了返排液处理压力。而且采用连续加砂工艺可以形成更好的铺砂剖面，铺砂剖面较段塞式加砂更为均匀(图1)，有利于导流能力的提高。

　　1.3  暂堵技术

　　由于储层的非均质性，水平段可压性存在着差异，施工过程中水平改造段不能均匀起裂。缝网复杂程度低，从微地震显示上(图2)也可以看出常规压裂方式改造不均匀。

　　根据储层改造不均匀这一现象，通过暂堵技术的优化来增强裂缝网络扩展和复杂程度，从而提高压裂段改造均匀程度，增大压裂改造面积。为此选择了段内投球转向工艺，利用暂堵球优先封堵进液量较大的孔眼的特征，来增加其他孔眼周围的改造面积，从而达到均匀改造的效果。一般单段射孔孔数60个(射孔长度3m，孔密20个/m)，孔径10mm，根据现场实践，射孔孔径在压裂的过程中部分会扩大到12mm，因此暂堵球直径选择13.5mm的型号;暂堵球数量达到60%时，施工压力才会有明显上升，因此每段选用35个暂堵球。

　　1.4  减阻剂浓度优化

　　东胜区块页岩气储层压裂施工时施工压力高低不均，如何优选尽可能低浓度的滑溜水降低压裂施工成本，同时能够满足105MPa压裂井口的压裂施工要求是配方优化的关键，减阻剂浓度从第一代的0.1%~0.12%逐步降低到第四代的0.03%，同时也减少了各项添加剂的使用，最终形成了“减阻剂+杀菌剂”的减阻水配m3，大大降低了液体成本，减阻水成本降至21元/m3。另外根据不同浓度降阻剂下所预测的施工压力，研究出施工压力介于75~90MPa时，减阻剂浓度0.08%~0.1%，施工压力介于60~75MPa时，减阻剂浓度0.05%~0.08%，施工压力小于60MPa时，减阻剂浓度0.03%~0.05%，实现了配方减量但不减性能。

　　1.5  支撑剂类型

　　东胜区块页岩气停泵压力相差较大，结合前期混合石英砂室内评价及现场认识，本文统计了东胜区块11口井的停泵压力、石英砂与陶粒的比例来分析以砂代陶对压裂效果的影响。

　　通过研究分析，发现(1)当停泵30min后压力≤40MPa时：石英砂支持高初产、长稳产和高累产，石英砂的生产套压递减速度未出现下降速度明显高于陶粒的特征，因此采用全石英砂产量与压力递减情况与全陶粒对效果的影响差别不大。(2)

　　当停泵30min后压力为40~50MPa时：从日产气量递减速度看，陶粒和石英砂差异不大，满足与地质条件匹配的长期稳产能力。两种类型支撑剂套压均快速降低，120天后均需要增压开采，因此当储层压力系数低时，石英砂和陶粒对产量、套压、EUR影响区别不大，当储层压力系数高时，提高陶粒比例或许对减缓初期套压递减有帮助。(3)当停泵30min后压力为50~60MPa时：这一停泵压力区间的井，产量差异取决于地质条件，砂子类型影响未凸显。相同地质条件下，石英占比2/3，仍具备较好产量的基础。段数多的胜页2-2HF井产量优于胜页14-6/7/8。

　　(4)当停泵30min后压力≥60MPa时：受地质条件影响，全陶粒井产量与压力保持情况未体现出明显优势，1/3石英砂的井产量、压力与全陶粒差异不大。

　　2  现场应用

　　胜页9-1HF井垂深2268m，试气段长1503m，主要穿行层位龙马溪组①-③小层，该井共分为15段，平均段长100m，结合地质情况及施工压力预测，选用105MPa井口配套装备，压裂液主体采用减阻水造缝，选取以70/140目及40/70目石英砂作为主要支撑剂，阶梯升排量砂比，变粒径混合加砂，连续加砂，结合多簇射孔、投球转向等压裂工艺，控制液量，提高砂量。该井压裂后测试稳定产量10.24×104m3/d，现稳产日产气量8.14×104m3/d，实现了东胜区块页岩气水平井压裂工艺技术的广泛应用。

　　3  结束语

　　(1)通过室内分析和现场实践，进行了压裂工艺技术的优化，通过优化设备等级寻求高应力区压裂改造的可能性;在满足施工的情况下简化滑溜水配方，优化支撑剂组合，降低压裂材料成本，从而效益开发;通过优化加砂工艺以及投球暂堵工艺技术使储层改造均匀，产量提升。

　　(2)在持续攻坚创效的背景下，下一步打算进行不同砂源支撑剂的评价，寻求支撑效果好成本低的砂源;此外评价无限极滑套广泛使用的可行性，探索最经济有效的分段方式。

　　参考文献

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