涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键技术

涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键技术邹龙庆张剑李彦超（川庆钻探井下作业公司）摘要涪陵页岩储层为龙马溪组海相页岩，以灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩为主，优质页岩厚度为38m~44m，储层具有有机质类型好、丰度高、矿物脆性指数高、可压性强、裂缝层理发育、含气性高等特点。

本文系统总结了涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键特色技术，即以综合地质评价为改造基础，以大型体积压裂为储层改造理念，以水平井及多级压裂为技术保障，获取最大的储层改造体积，实现页岩气的高效开发。

涪陵页岩气体积改造理念及关键技术为前期27口井的高效开发提供了技术保障，为未来中国海相页岩气高效开发积累了经验。

关键词页岩气涪陵体积改造水平井分段压裂前言四川盆地是我国页岩气最富集有利区，主要勘探区域为威远、长宁、富顺-永川、昭通、涪陵地区，层系为志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组，其中，涪陵区块位于川东高陡褶皱带万县复向斜的南扬起端包鸾一焦石坝背斜带焦石坝构造高部位，川东南涪陵地区评价下志留统龙马溪组。

借鉴北美海相页岩气体积压裂改造经验，通过对涪陵区块页岩储层岩心资料、测井数据、岩石力学参数等资料综合分析，建立页岩储层综合可压指数预测模型，实现储层改造评价；借助页岩储层大型体积压裂改造理念，应用水平井及分段压裂技术，进行涪陵地区页岩气开发[1-4]。

截至2014年5月17日，在涪陵页岩气田280平方公里一期产建区，已开钻页岩气井82口，完钻47口，投产27口，平均单井日产气量在11万方以上，涪陵页岩气体积改造理念及关键技术为前期27口投产井的高效开发提供了技术保障。

1. 储层地质特征1.1气藏基本特征涪陵页岩气区块主要目的层位为龙马溪组地层，埋藏深度为2400~3500m，优质页岩厚度为38m~42m，岩性为灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩，天然裂缝及层理发育。

页岩储层孔隙度4.3%~6.2%，渗透率0.02mD~0.04mD。

岩心分析显示：该区块在龙马溪组底部和五峰组含气性良好，有机质类型为Ⅰ型，有机碳含量大于3%，热成熟度大于3%，属于过成熟储层，地层压力系数1.35。

1.2脆性矿物特征页岩脆性矿物含量越高，页岩脆性越好，可压性越好。

通过涪陵地区龙马溪组下部-五峰组地层主要含气页岩段87个样品的岩石组分分析表明：粘土矿物平均含量40.89%，长英质平均含量46.62%，碳酸盐岩平均含量9.91%，其它2.58%。

且该区块脆性矿物含量56%~83%，其中，水平段的泥页岩富含有机质、脆性矿物含量较高，石英含量最大达到70.6%，平均44.42%，脆性矿物含量高，有利于形成复杂改造裂缝网络。

1.3粘土矿物特征五峰组-龙马溪组下部取心井段全岩分析表明，粘土矿物含量从上至下具有粘土矿物减少特点，取心段上部泥页岩段粘土矿物含量最高则达到62.8%，平均达46.73%；取心段下部水平井段穿行富有机质泥页岩段粘土矿物含量最大为49.1%，平均为34.63%。

粘土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，次为绿泥石，不含蒙脱石。

粘土矿物含量从上至下具有伊蒙混层含量增高、伊利石减少特点，其中下部水平井段穿行目的层2377.5-2415m(38m)井段伊利石含量低，伊蒙混层含量高，相对百分含量伊利石平均为31.36%，伊蒙混层平均63.55%，绿泥石平均4.79%。

1.4岩石力学及地应力特征18组岩石力学参数实验结果显示，涪陵区块优质页岩杨氏模量为1.8~3.7×104MPa，泊松比0.11~0.26，岩石脆性指数60%，脆性高，有利于压裂改造过程中形成复杂裂缝网络；根据该区块地应力测定结果，水平地应力差异系数为0.34~0.106，局部应力差异系数大，整体差异系数小，表明储层会在局部形成双翼裂缝，整体改造仍以网络裂缝为主。

1.5裂缝发育特征涪陵页岩气井成像测井表明（图1）：五峰组-龙马溪组页岩段水平层理发育，常见页岩微层理面、层间缝发育。

水平层理缝、纹理缝为页岩气提供了良好的储集空间，同时也为压后形成复杂的网络裂缝、增大有效改造体积创造了条件。

天然裂缝和层理越发育，页岩气储层可压性越好，并能为压裂液高排量、快速注入提供条件，有利于形成水平张开缝和垂向剪切缝。

图1 焦页1井成像测井图1.6可压性综合评价综合考虑热成熟度、含气性、石英含量、黏土含量、岩石脆性、水平应力差异系数、天然裂缝发育情况、地层压力系数等8个参数影响，采用层次分析法得到页岩气藏的可压性指数为0.72，而北美Barnett和Haynesville区块的可压性指数分别为0.89和0.65[1]。

由此可见，涪陵区块页岩储层综合可压性较好，为该区块页岩气开发提供了良好的储量基础和改造保障。

2. 储层改造理念2.1设计总体思路（1）局部水平应力差异系数大，但脆性较好，主要以复杂裂缝形成为主；储层层理发育，纵向延伸难度大，增加排量，提高净压力，使缝高在储层中延伸，打开页理层理，增大裂缝的复杂程度。

（2）裂缝布局采用双“W”型非均匀布缝模式，在同等规模下，有利于压裂改造接触更大范围的地层。

（3）采用组合加砂、混合压裂模式，提高裂缝导流能力和连通性，增加有效改造体积。

2.2分段优化设计通过增加水平段分段段数、射孔簇数、裂缝长度，提高导流能力。

在保持较高净压力的条件下，通过计算得出天然裂缝临界开启压力为16.18MPa，对应该缝内净压力，裂缝间距为20m时，诱导应力可以达到天然裂缝开启压力[5]。

图2 诱导应力与裂缝距离关系曲线2.3压裂规模通过对涪陵区块已施工井进行统计分析可得出该区块压裂施工参数和压裂优化设计结果（表1）。

按照双“W”型施工规模布局，即水平段跟端、指端及中间的施工规模适当放大。

相对于均匀施工规模，“W”型施工规模布局可以有效降低缝间流动干扰，同时增大井筒两端泄流面积，节约施工规模，提高单位施工液量的产气量。

图3 “W”型裂缝布局图表1 涪陵页岩区块压裂施工参数及优化结果参数数值平均段数21单段平均液量/ m31200~1600单段平均支撑剂量/ t 65~80施工压力/ MPa 45~82施工排量/ (m3 · min-1) 12.1~14.3单段平均砂比，% 14.0支撑半长/ m 220~280裂缝波及半长/ m 310~3802.4射孔参数优化涪陵区块水平段采用分簇式均匀射孔，避开高密度位置、接箍位置，优选甜点位置射孔。

平均每段射孔2~3簇，每簇射16孔，每簇长1.0~1.5m，孔密16孔/m，相位角60度，簇间距20m。

根据该区块石力学实验结果和测井解释结果，最大最小主应力差为16.11MPa。

较大的水平主应力差值意味着裂缝转向相对困难，可能造成近井扭曲摩阻较大，从而加重地面泵压负担。

在分簇射孔中，孔数不宜过多（可能造成水马力分散）。

单孔进液量以0.2~0.25m3/min为基准选择孔数，增大单孔水马力；结合前期100目粉陶段塞打磨，尽可能降低孔眼摩阻与近井扭曲摩阻。

图4 三簇射孔中不同孔数的单孔进液量2.5压裂液体系借鉴北美页岩气储层选择压裂液经验，涪陵区块压页岩气改造选用JC-J10减阻水+ SRLG-2胶液体系作为压裂液。

JC-J10减阻水体系主体配方（减阻剂为固体粉末，其他为液体），根据储层矿物组成不同，具体层位的压裂液配方为：（1）五峰组：0.1%减阻剂JC-J10+0.4%防膨剂JC-FC03+0.1%增效剂JC-Z01+0.02%消泡剂；（2）龙马溪组：0.1%减阻剂JC-J10+0.3%防膨剂JC-FC03+0.1%增效剂JC-Z01+0.02%消泡剂，胶液体系主体配方：0.3%低分子稠化剂SRFR-CH3+0.3%流变助剂SRLB-2+0.15%复合增效剂SRSR-3+0.05%粘度调节剂SRVC-2+0.02%消泡剂，胶液粘度总体为30~35mPa.s，保持性能稳定。

该区块多口井穿越凝灰岩段，在压裂施工中反应为压力高，加砂困难。

因此，在该类层段增大防膨剂的用量。

2.6支撑剂支撑剂用于支撑张开的裂缝，以便在停泵和压裂液滤失后，形成一条通往井筒的导流通道。

通过小型测试压裂可知，该区块井底闭合压力为52MPa，综合考虑其支撑剂的性能、导流能力、悬浮能力、成本等因素，选用的不同支撑剂组合（见表3），前期选用100目粉陶，起到降滤打磨的作用，降低砂堵风险；中期选用40/70目树脂覆膜砂，降低加砂风险，支撑裂缝网络；后期采用30/50目树脂覆膜砂，提高近井区域裂缝导流能力。

表3 涪陵焦页区块支撑剂名称及性能参数支撑剂名称粒径（目）体积密度（g/cm3)粉陶100 1.78树脂覆膜砂40/70 1.6树脂覆膜砂30/50 1.63. 压裂效果排液测试显示，涪陵区块压裂液返排率平均为3~4%，油压17.37~25.64MPa，套压6.00~27.48MPa，单井平均日产气10.65×104m3。

截至2014年6月11日，涪陵区块日产量为276.84×104m3/d（26口生产井），从图5可以看出，涪陵区块单井之间产量差异较大，即使相同的平台邻井间差别也较大，说明页岩储层非均质性强，即使相同的储层改造规模和改造工艺，产量差异也较大。

因此，在开展近井储层综合可压性评价的同时，下一步仍然需要进行三维储层综合可压性评价，以便实现涪陵区块页岩气高效开发。

图5 涪陵区块部分井生产动态产量4. 结论与建议1. 涪陵区块海相页岩有着良好的地质储藏条件、适中的埋深、良好的脆性指数、发育的裂缝与层理是该区块体积压裂改造，取得高效开发的物质基础。

2. 以综合地质评价为改造基础，以大型体积压裂为储层改造理念，以水平井及多级压裂为技术保障，获取最大的储层改造体积，实现页岩气的高效开发。

涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键特色技术，对未来海相页岩高效开发具有较强的参考价值。

3. 可压性综合评价、“W”型施工规模布局、段间距优化方法及组合加砂模式等特色理论方法已经取得良好的应用效果，为海相页岩高效开发提供理论及技术支撑，下一步需要开展储层三维可压性综合评价，以提高有效储层改造，实现页岩气高效开发。

参考文献[1] 周德华，焦方正，贾长贵，等.JY1HF页岩气水平井大型分段压裂技术[J].石油钻探技术，2014，42（1）：76-78[2] 薛承瑾.页岩气压裂技术现状及发展建议[J].石油钻探技术，2011，（3）：25-26[3] 唐颖,张金川,张琴.页岩气井水力压裂技术及其应用析[J].开发工程，2010，(10):33-38[4] 张利萍，潘仁芳，等.页岩气的主要成藏要素与气储改造[J].中国石油勘探，2009，3:20-23[5] 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)：7-12，16。