页岩储层水力压裂优化设计

第32卷增刊2010年11月
石 油 钻 采 工 艺
OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY
Vol. 32 Sup.
Nov. 2010
章编号：1000 – 7393（2010 ） S0 – 0130 – 03
页岩储层水力压裂优化设计
杜林麟1　春　兰2　王玉艳3　刘丽雯3　向　斌2
（1.东方宝麟科技发展（北京）有限公司，北京海淀 100083；2.中石油西南油气田公司低效油气开发事业部，四川成都 610017；
3.中石油浙江油田公司，浙江杭州 310023）
摘要：含气页岩由间隙气和吸附气组成，水力压裂是提高这类储层有效动用的唯一手段。

本文在分析研究页岩储层特征的基础上，对适合于页岩的水力压裂模型和工艺参数优化进行了分析研究。

页岩储层天然裂缝和层理发育，储层流体主要是在层理及天然裂缝系统中进行，针对砂泥岩地层的水力压裂数值模型（包括全三维模型）不适用于页岩储层水力压裂分析。

DFN 离散裂缝压裂模型是基于连续均匀介质和多孔不连续非均匀介质力学理论的3D压裂数值模型，可用于模拟页岩和煤岩水力压裂中多裂缝、非对称缝和不连续缝，也可用于天然裂缝和断层发育地层中的不连续缝的模拟。

在压裂工艺方面，对射孔方式、压裂液、支撑剂等进行了优选。

研究结果也可用于裂缝性砂岩储层改造。

关键词：页岩；缝网压裂；同步压裂
中图分类号：TE357.1 文献标识码：A
Hydraulic fracturing optimization for shale reservoirs
DU Linlin1, CHUN Lan2, WANG Yuyan3, LIU Liwen3, XIANG Bin2
（1. Orient Baolin Technology Development（Beijing）Co. Ltd., Beijing 100083, China;2. Low-Efficiency Hydrocarbon Development Department of Southwest Oil&Gas Field Company, Petrochina, Chengdu 610017, China;3. Zhejiang Oilfield Company, Petrochina, Hangzhou 310023, China）
Abstract: Gas bearing shale comprises gapping gas and adsorbed gas. Hydraulic fracturing technology is unique approach to en-hance productivity in such reservoirs. On the basis of analysis of shale reservoir properties, this paper introduces hydraulic fracturing model and technical parameters optimization applicable for shale. The study finds that hydraulic fracturing numerical model（including holo-three-dimensional model）specified for sand shale formation is not available for hydraulic fracturing analysis of shale reservoirs because fluid generally flows within beddings and natural fracture system. DFN discrete model, one 3D fracturing numerical model developed based on dynamics theory on continuously homogeneous medium and discontinuously porous inhomogeneous medium, is in-troduced to simulate either multi-fissures, asymetry fissures and discontinuous fissures in hydraulic fracturing of shale and coal-measure rocks or discontinuous fissures in natural fracture and mature fault formations. Meanwhile, casing perforation types, fracturing fluid and proppant are optimized. This finding can also be used to upgrade fractured sandstone reservoir.
Key words: shale; fracture network fracturing; synchronous fracturing
1　页岩储层基本特征
页岩是一种渗透率极其低的沉积岩。

天然气蕴藏在页岩孔隙空间及裂缝内，或吸附在页岩有机物的活性表面。

间隙气与吸附气一起构成页岩天然气。

岩心分析表明，成熟、热成因的页岩主要被间隙气所饱和，吸附气所占比例在50% 到10%。

相反，未发育成熟、生物成因的页岩主要被吸附气所饱和，间隙气所占比例很小。

同时页岩孔隙空间中还被不同比例的水、气及可动油所饱和。

储层性质最佳的页岩通常含油和含水饱和度低、间隙气饱和度高，因
作者简介： 杜林麟，1979年生。

主要从事油田储层改造技术研究及现场应用工作，工程师。

电话：0139-10513343。

E-mai l：dfb l_d ull@。

131杜林麟等：页岩储层水力压裂优化设计
而气相相对渗透率也较高。

该类页岩中有机物含量在中等以上，有机物发育程度较高，其组织结构反映出孔隙度和渗透率在埋藏过程中保存较好。

成像测井和取心表明，页岩储层天然裂缝和层理发育，岩石中硅、钙含量高，机械性能差，容易压开压碎。

含气页岩与普通页岩相比，含气页岩具有自然伽马强度高、电阻率大、地层体积密度和光电效应低等特征。

孔隙度、流体饱和度、渗透率和有机质含量等是衡量页岩储层是否具有开发价值的关键参数。

根据国外大量数据统计，页岩储层水力压裂选层标准为：孔隙度大于4%，含水饱和度小于45%，含油饱和度小于5%，渗透率大于10~6 mD，有机质含量大于2%，泥质含量30%~40%。

2　页岩储层水力压裂裂缝形态
页岩储层水力压裂采用的工作液不同，所产生的裂缝形态也不同。

工作液为降阻水（或滑溜水）大排量施工时容易产生网络裂缝，工作液为交联冻胶时基本上产生一条主裂缝。

如图1所示。

现场可以通过注入—压降测试来判断近井裂缝形态，单一裂缝G函数叠加导数特征表现为一条直线，网络裂缝G函数叠加导数特征表现为向上凸起，凸起幅度越大，网络裂缝形成越充分。

3　页岩储层水力压裂数值模型的选择
页岩储层流体主要是在层理及天然裂缝系统中进行。

天然裂缝系统远比连续介质模型描述得更加复杂，连续介质模型很难描述清楚页岩天然裂缝网络的非均质性和不连续性。

经典断裂力学理论（包括弹塑性断裂力学理论）研究的是处于均质和各向同性体中的单个裂纹断裂特征，实际上页岩具有极强的非均质性和各向异性，且发育有大量的缝隙系统，水力裂缝的扩展很容易出现分支或者相互交叉。

因此，针对砂泥岩地层的水力压裂数值模型（包括全三维模型）不适用于页岩储层水力压裂分析。

DFN离散裂缝压裂模型是基于连续均匀介质和多孔不连续非均匀介质力学理论的3D压裂数值模型，可用于模拟页岩和煤岩水力压裂中多裂缝、非对称缝和不连续缝，也可用于天然裂缝和断层发育地层中的不连续缝的模拟。

DFN离散裂缝压裂模型是目前世界上描述人工裂缝网络的一项先进技术，它通过展布于三维空间中的各类裂缝片组成的裂缝网络来构建整体的裂缝模型，实现对天然裂缝系统从几何形态直到其渗流行为的逼真细致的有效描述。

4　页岩储层水力压裂优化
页岩也是一种裂缝性储层。

常规水力压裂是抑制天然裂缝扩展形成主裂缝为主，不适合页岩储层压裂改造。

对于页岩储层压裂改造，则要力求充分利用天然裂缝，通过多方向人工裂缝，沟通更多的天然裂缝系统，增加泄流面积。

同时，页岩的滤失主要是众多层理和天然裂缝的滤失，工艺上要考虑如何利用众多层理和天然裂缝，而不是去控制它。

4.1　射孔方式
对套管完井水平井，射孔要考虑人工裂缝尽可能沟通天然裂缝系统。

当压裂形成横向缝或斜交横向缝时，采用限流法射孔，每个射孔段距离以能沟通邻近人工裂缝网络为宜。

这样可以保证多个人工裂缝网络在同一个面内延伸，从而形成更大体积的人工裂缝网络。

对直井，射孔可采用分段限流射孔，每个射孔段人工裂缝网络在同一方向延伸，最终沟通形成一个大的纵向人工裂缝网络。

4.2　压裂工作液选择
页岩与致密砂岩不同，压裂工作液选择要考虑：气液表界面张力、岩石的润湿性、滤液对天然裂缝和层理的伤害。

页岩储层压裂工作液推荐以下体系：①降阻水或降阻水+可降解纤维，配合选择低密度支撑剂；②滑溜水（在清水中加入低浓度的稠化剂、防膨剂、防盐敏剂等）；③缔合型清洁泡沫压裂液（非VES类）。

4.3　支撑剂选择
支撑剂是实现裂缝具有一定导流能力的关键因素。

支撑剂性能的好坏直接影响裂缝的长期导流能力。

影响裂缝导流能力的环境因素主要是闭合压力、温度、时间、支撑剂嵌入、滤饼及残渣、pH值、两相流及非达西流，这些因素容易造成支撑剂破碎、压实嵌入地层、堵塞裂缝孔隙，减小裂缝有效宽度，引起导流能力下降；此外，如果流体流速超出了层流范围，流体的流动将不再遵循达西定律，会产生一个附加阻力，这相当于降低了支撑剂的渗透率。

因此，在进行支撑剂的评估与优选时，首先要针对压裂井目的层不同埋深及闭合压力的差异。

其次，必须考虑长期导
石油钻采工艺　2010年11月（第32卷）增刊132
流能力、压裂液污染、紊流对裂缝导流能力的影响。

推荐使用陶粒作为页岩储层压裂支撑剂。

4.4　缝网压裂与同步缝网压裂工艺
缝网压裂工艺是通过注入大量的高滤失、高弹性、轻度胶化的液体，来探寻天然裂缝，并使用合适的规模和粒径的支撑剂作为筑堤砂的介质，使暴露裂缝面上产生更高的压差，从而使压裂液和支撑剂进入那些随后张开的裂缝，直至井底压力变化表明裂缝网络已过度扩展。

其最终目的是形成人工缝网络，从而改善地层渗流面积。

同步压裂是相邻两口或多口井同时进行压裂。

数值模拟结果表明，两口或多口井同时压裂时产生的应力干扰将会显著改变初始应力场分布，更容易形成非平面裂缝网络。

4.5　产能预测与压后返排
页岩储层水力压裂产能来自于人工水力裂缝网络和地层中的微裂缝、微孔隙。

双孔双渗模拟器研究表明，天然气通过水力压裂裂缝与天然裂缝相互交错组成的网络通道，从地层流入井内，流体表现为低速非达西流特征。

如果采用达西定律来预测页岩储层压裂产能，将导致较大的误差。

页岩储层压后建议采取裂缝强制闭合措施。

要注意的是，返排率的提高有利于降低压裂液对储层的伤害，但是会显著影响页岩气产能。

统计数据表明，当返排率在10%~30%时，页岩气产量最高，随着返排率的提高产气量呈较快下降趋势。

5　现场应用效果
We ll A井射孔井段2925.0~2935.0 m，为黑色硅质及碳质泥页岩，有机质丰度高（平均有机炭含量TOC在3%），厚度大（净页岩厚度在50~180 m），演化程度适中（烃源岩热演化程度在2%~4%，总体RO平均在2.5%），页岩气成藏条件优越，孔隙发育，密度测井孔隙度为1.28%~20.85%，声波测井孔隙度为14.4%~35.2%。

压裂层段岩性较脆，易破裂，发育硅酸盐岩石。

其中石英含量平均为38%，碳酸盐岩平均为17%。

黏土矿物含量较低，平均为31%，黏土矿物以伊利石为主，黄铁矿含量平均为5%，干酪根含量平均为2.5%。

目的层段岩石杨氏模量在26~33 GPa之间，泊松比0.19~0.22之间，破裂梯度平均为0.022 MPa/m。

压裂工作液为降阻水。

施工曲线和排液求产曲线如图1、图2
所示。

图1
　压裂施工曲线
图2　排液求产曲线
6　结论与认识
（1）当天然裂缝系统开启时，页岩储层水力压裂可以形成人工裂缝网络。

（2）页岩储层人工裂缝网络相对于双翼对称裂缝，裂缝长度更短，波及气藏体积更为巨大，支撑剂铺置方式完全不同。

（3）测试压裂天然裂缝张开数量及宽度的解释结果是页岩储层缝网和同步压裂优化设计的核心。

（4）页岩储层缝网压裂与同步压裂工艺也适合裂缝性砂岩储层改造。

参考文献：
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Texas. 2008.
（修改稿收到日期　2010-11-03）
〔编辑　付丽霞〕。