水平井体积压裂

水平井体积改造技术

目前我国页岩气勘探开发工作正在起步阶段，与国外差距较大，许多制约我国页岩气开发的技术瓶颈亟待突破。《页岩气发展规划（2011-2015年）》（以下简称《规划》）的发布对我国页岩气开发的有序发展具有重大意义，它指出了未来一段时间我国页岩气产业需要科技攻关的8项任务，这为解决制约我国页岩气综合开发利用问题指明了方向。本文主要对体积改造技术进行简要阐释，希望能借此推动我国页岩气开发技术的进步和发展。

体积改造技术亟需突破

页岩气储层具有渗透率超低、厚度大及天然裂缝发育的特点，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。因此，必须要对天然裂缝发育和岩石硅质含量高（＞35%），脆性系数高的页岩进行体积压裂。通过水力裂缝沟通天然裂缝，增强渗流能力，从而提高页岩

气井的经济效益。

图1 钻式桥塞封隔技术

图2 北美不同地区页岩气水平井分段压裂工艺运用情况

与美国相比，我国页岩气藏储层产状有埋藏深度、厚度较薄和多层叠置的特点。因此，水平井体积改造技术就更为适合我国页岩气藏的开发。在《规划》中提出的“体积改造技术”，就是采用分段多簇射孔和多段一起压裂的模式，利用缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网，从而增大流动通道。而“水平井体积改造”则是以分段多簇射孔技术、可钻式桥塞工具和大型滑溜水压裂技术为主。

分段多簇射孔技术是关键

分段多簇射孔技术是实现体积改造的技术关键。其目的是为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，进而减少井筒附近的压力损失，并为压裂时产生的流体提供通道。其特点是可以实现：一次装弹、电缆传输、液体输送、桥塞脱离、分级引爆。分段多簇射孔每级分4～6簇进行，每簇长度为0.46～0.77m，射孔枪每簇之间的距离为50m，实际井眼中每簇间距一般为20～30m，每个压裂段控制在100～150m左右，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180°，排量一般为16m3/min，单孔流量0.27m3/min。

在现场进行分段多簇射孔时，应该首选裂缝发育、脆性较强的测井解释含气量较好位置射孔。另外要考虑射孔间距因素，因为这些因素会影响射孔的有效性。

分段多簇射孔的关键技术包括桥塞以及射孔枪定位技术、桥塞与射孔枪分离技术、分级引爆技术。目前射孔枪定位技术掌握在斯伦贝谢等几家国外公司手中，国内大港油田已经开始这方面技术攻关，并初步取得效果。但是，随着页岩气的进一步开发，该技术仍然需要继续攻关。

可钻式桥塞

封隔技术应用广泛

近年来，页岩气水平井可钻式桥塞封隔技术（如图一）作为一项新兴的水平井改造技术在国外页岩气藏以及致密气藏开发中得到广泛应用。其下入方式通常采用（连续）油管、水力爬行器或水力泵入等方式，施工时，用电缆带爬行器或连续油管对第一段进行射孔压裂，然后下入速钻桥塞压裂管柱之后进行坐封桥塞；然后打掉桥塞，上提管柱，将射孔枪对准预定位置射孔；最后将管柱全部提出井筒进行该段压裂，施工完成之后用连续油管磨铣桥塞，合层排液求产（如图2）。

该工艺技术有以下几个特点：工具采用类似硬性塑料性质的复合材料制成，可钻性强；密度较小，很容易循环带出地面，避免了常规铸铁桥塞磨铣后产生的金属碎屑沉淀；压裂结束后，短时间内钻掉所有桥塞，减少了液体在地层中的滞留时间，降低了外来液体对储层的伤害。该工艺可满足多种套管尺寸（3.5″/4.5″/5.5″/7″)，理论上可实现无限级分层

压裂。关键技术主要包括快速可钻式桥塞材料、桥塞送入及座封、桥塞与射孔枪分离。

国内蜀南页岩龙马溪组页岩与Barnett组页岩有极其相似的沉积背景和沉积环境，具备页岩气藏的有利地质条件。北美地区页岩气体积改造中85%以上的页岩井都是采用桥塞分段来实现压裂的（表1），国内第一口页岩气井威X井施工效果也充分说明，该工艺适合我国龙马溪组页岩气藏，这也为为我国未来页岩

气水平井体积改造技术发展的方向提供了重要参考。

该项技术也被写入了《页岩气发展规划（2011-2015年）》中，成为我国页岩气技术发展急需攻关的项目之一。

大型滑溜水压裂

技术优势明显

由于页岩储层压裂时易产生多裂缝，液体滤失严重，人工裂缝宽度受限，支撑剂进入地层难度大；加之页岩储层孔隙度、基质渗透率极低，外来液体的侵入容易引发二次伤害，对压裂裂缝导流能力有较大影响。为了有效补偿液体滤失，并确保缝宽适度，采用大排量施工、小粒径、低密度、低砂比、段塞式加砂模式。

滑溜水压裂工艺参数上一般选择：水平段长1000～1500m，分8～15段，每段分4～6簇，每簇长度0.46～0.77m，簇间距20～30m，排量10m3/min以上，平均砂比3%～5%，每段压裂液量1000～1500m3，每段支撑剂量100～200t，压裂液体系采用滑溜水+线性胶组合方式，以40/70目支撑剂为主。

在美国开发最成功的Barnett页岩气气藏，其储层改造的主体技术是：水平井套管完井+分段多簇射孔+可钻式桥塞封隔+大型滑溜水压裂。由于滑溜水压裂改造成本低，且有利于形成网状裂缝，国内蜀南页岩龙马溪组页岩与Barnett组沉积背景和沉积环境相似，大型滑溜水压裂优势明显，但国内技术仍待突破。

关注技术瓶颈

加大科技攻关力度

中国页岩气的勘探开发已经进入实质性阶段。但是，页岩气开发关键技术与国外相比差距仍然较大，这也深刻影响着中国页岩气的开发进程。如何突破技术瓶颈、加大科技攻关就成为当前一段时期需要解决的问题。这主要表现在以下三方面：一是加大可钻桥塞复合材料研究度。

目前在国内先导试验井使用的可钻桥塞，基本上都是由国外公司提供，国内部分单位已经开始研制，但是从实际效果来看并不理想，可钻桥塞材料仍然是国内需要突破的“瓶颈”。二是国外页岩气藏和国内气藏储层产状差别较大，在选择工艺上建议选择符合本地地质条件的体积压裂技术。但是，相关工艺技术仍然值得借鉴。三是在水平井体积改造中，与微地震裂缝监测技术配合。以微地震裂缝监测技术来指导现场体积与进行效果评估，能取得更好的效果。