图1（Fig.1）引用本文
Li Wenjin,Duan Hua,Dai Junqing.Application of network fracturing technology to reconstruct shale reservoir in Fuling area of southeast Sichuan Basin[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(3):554-560.[李文锦，段华，代俊清.网络压裂技术在川东南涪陵地区页岩储层改造中的应用[J].天然气地球科学，2016,27(3):554-560.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.03.0554
网络压裂技术在川东南涪陵地区页岩储层改造中的应用
关键词： 页岩 网络裂缝 分段压裂 滑溜水 线性胶 覆膜砂 电缆泵送桥塞/射孔联作
中图分类号:TE357.1 文献标志码:A 文章编号:1672-1926(2016)03-0554-07
Application of network fracturing technology to reconstruct shale reservoirin Fuling area of southeast Sichuan Basin
Li Wen-jin
，Duan Hua，Dai Jun-qing
Key words： Shale; Network Fracture; Multi-stage fracking; Slickwater; Linear colloid; Precoated sand; Pumping bridge plug and clustering perforation;
引言
页岩储层具有自生自储、低孔、超低渗、天然裂缝发育等特征[1,2]，自然产能低。以Barnett页岩为代表的页岩气开发成功实践证明，水平井钻井技术、水平井“体积改造”技术以及微地震实时诊断技术是美国“页岩气革命”的关键[3-5]。Fisher等[6]和Maxwell等[7]通过针对Barnett页岩的微地震监测发现页岩储层压裂将形成裂缝网络。Mayerhofer等[8,9 ] 提出了对于页岩储层需要提高改造体积(SRV)才能取得好的措施效果，压裂缝成网延伸是页岩储层改造成功的关键。Warpinski等[10] 基于页岩储层裂缝延伸形态，将水力裂缝从简单到复杂分为4大类（图1）。目前研究认为，页岩压裂目的就是要建立一个独立于传统意义单条裂缝的更加庞大的裂缝网络系统，实现更大规模的储层改造波及体积。 川东南涪陵地区奥陶系五峰组—下志留统龙马溪组页岩处于深水陆棚有利沉积相带，TOC值高、脆性好，具有良好的构造和底板保存条件[11-14]。开始部署的JY1井钻遇良好页岩气显示，水平井分段压裂改造后获得了高产，随后部署的3口探井也通过大规模分段压裂改造获得了较高页岩气产量。为实现较好的压裂增产效果，研究人员结合海相页岩特点及储层改造技术难点，科学设计和攻关，以实现网络裂缝为目标，配套了多项分段压裂关键技术，探索形成了适合于涪陵地区海相页岩特点的缝网压裂技术体系。
1 区域地质概况
涪陵地区JSB构造位于四川盆地川东高陡褶皱带的万县复向斜，总体为北东走向的大型似箱状断背斜构造，构造主体平缓，断层不发育。主要目的层岩性为灰黑色炭质笔石页岩，有机质发育，演化程度适中。根据JY1井岩心实验分析结果，脆性矿物平均含量为56.5%，以硅质为主；黏土矿物平均含量为40.9%，以伊/蒙混层和伊利石为主，其次为绿泥石；杨氏模量为29.94GPa、泊松比为0.2。根据FMI测量计算现今最小水平主应力方向为南—北向，分析最小主应力为50MPa左右，水平地应力差异系数为0.11～0.34。
2 可压性评价
通常页岩储层的“可压性评价”指评价水力裂缝网络形成的难易程度[15,16]。影响裂缝网络形态的关键因素是储层的地质条件，主要包括岩石脆性、水平地应力差、沉积层理和天然裂缝系统等。 Rickman等[15]认为只有当页岩储层脆性特征参数>40才有可能形成网络裂缝，脆性指数越高越容易形成网络裂缝。而天然裂缝被水力激活后拓宽储层中的裂缝带是取得措施效果的关键[17]，Olson等[18]认为在天然裂缝发育的条件下，天然裂缝与人工裂缝的夹角、拟净压力系数是影响网络裂缝形成的主要因素。Gu等[19]研究表明，当水平应力差异系数为0～0.3时，水力压裂能够形成充分的网络裂缝；当水平应力差异系数为0.3～0.5时，水力压裂在高的净压力时能够形成较为充分的网络裂缝；当水平应力差异系数大于0.5时，水力压裂不能形成网络裂缝。 涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩脆性矿物含量高、杨氏模量较高、泊松比较小、天然裂缝(层间页理缝)发育（图2）、水平地应力差异系数较小，分析具备形成网络裂缝的条件，可压性好。 与北美成功开发的页岩气区相比（表1），各气田各项地质参数指标有所差异，涪陵页岩总体上与Barnett页岩具有较多相似特征，受黏土含量较高等地质因素影响，脆性要差一些。
3 网络压裂优化设计技术
为了追求网络裂缝压裂改造的既定目标，重点开展了压裂液体系、支撑剂及网络压裂参数的优化研究。
3.1 压裂液优选
根据地层特点，优选了SRFR-1滑溜水+SRLG-2胶液体系。 (1)SRFR-1低分子滑溜水体系。该体系具有低摩阻、低膨胀、低伤害、易返排、性能稳定和溶胀速度快等特性，易于现场配制、适应性强。配方组成为:0.05%～0.2%高效减阻剂+0.1%～0.3%复合防膨剂SRCS-2+0.05%～0.15%高效助排剂SRSR-2，其浓度可调。综合性能见表2。 (2)SRLG-2胶液体系。主体配方:0.3%低分子稠化剂+0.3%流变助剂+0.15%复合增效剂+0.05%黏度调节剂+0.02%消泡剂。该胶液体系水化性好，基本无残渣，悬砂好，返排效果好。室内实验结果，加入流变助剂后液体体系黏度可增加12～18mPa·s。配置好的胶液黏度为33~39mPa·s，砂比为20%覆膜砂悬浮22h不会沉砂，反映其携砂能力较高。
3.2 支撑剂优选
优选了抗压强度69MPa的树脂覆膜砂为支撑剂，实验证明，铺砂浓度为2.5kg/m2的覆膜砂具有更高的导流能力（图3）。采用粉陶(100目)+树脂覆 膜砂(40/70目)+树脂覆膜砂(30/50目)3种支撑剂组合，100目粉陶用于打磨、降滤失、扩缝宽，40/70目树
Table 1 Comparisons of indexes of shale gas between Fuling shale gas reservoir and typical reservoir in North America
| 页岩储层 | Marcellus | Barnett | Eagle Ford | Haynesville | Fayetteville | 涪陵 |
| 埋深/m | 1 200～2 600 | 2 000～2 600 | 1 200～3 050 | 3 200～4 100 | 1 737 | 2 595 |
| 厚度/m | 15～107 | 30～213 | 46～91 | 61～91 | 6～61 | 70～87 |
| TOC/% | 4.01 | 3.74 | 2.76 | 3.01 | 3.77 | 3.56 |
| RO/% | 1.5 | 1.6 | 1.2 | 1.5 | 2.5 | 2.58 |
| 含气量/(m3/t) | 1.70～4.25 | 8.50～9.91 | 5.66～6.23 | 2.83～9.34 | 1.70～6.23 | 5.85 |
| 游离气量/% | 55 | 45 | 75 | 75 | 30～50 | 57 |
| 吸附气量/% | 45 | 55 | 25 | 25 | 50～70 | 43 |
| 孔隙度/% | 6.2 | 5 | 6.0～14.0 | 8.3 | 6 | 4.82 |
| 渗透率/(×10-6μm2) | 20 | 50 | 1 000 | 350 | 50 | <1 000 |
| 硅质含量/% | 37 | 45 | 15 | 30 | 35 | 44.4 |
| 黏土含量/% | 35 | 25 | 15 | 30 | 38 | 134.6 |
| 碳酸盐含量/% | 25 | 15 | 60 | 20 | 12 | 10 |
Table 2 Slickwater comprehensive performance statistics
| 配方 | pH值 | 密度/(g/cm3) | 降阻率/% | 防膨率/% | 黏度170s-1/(mPa·s) | |
| 0.2%SRFR-1+0.3%SRCS-2+0.3% SRSR-2 | 7.34 | 1.004 5 | >70 | <30 | >90 | 9~12 |
3.3 网络压裂参数优化
(1)水平井分段级数。根据不同净压力条件下诱导应力作用距离的计算[20]，当水平应力差异系数为0.11时天然裂缝开启所需诱导应力场压力为8.7MPa，所需诱导应力作用距离为20～30m （图4）。因此，优选簇间距为20～30m，每段射孔3簇，段间距为60～90m，按1 000m水平段长计，分15段压裂最佳。 (2)射孔方案。射孔段选择的原则:①TOC较
图4 不同净压力条件下诱导应力作用距离
Fig.4 Induced stress acting distance under different net pressure conditions
Table 3 The main fracturing pump program for the typical section of Well JY1
| 阶段 | 液体类型 | 排量/(m3/min) | 液量/m3 | 砂比/m3 | 砂浓度/(kg/m3) | 阶段砂量/km3 | 备注 |
| 1 | 15%HCl | 1 | 8 | 阶梯升 | |||
| 2 | 滑溜水 | 2-4-6-8 | 70 | ||||
| 滑溜水 | 8 | 50 | |||||
| 3 | 滑溜水 | 8 | 45 | 2.00 | 28.80 | 0.9 | 100目 |
| 4 | 滑溜水 | 10 | 20 | ||||
| 5 | 滑溜水 | 10 | 35 | 4.00 | 57.60 | 1.40 | 100目 |
| 6 | 滑溜水 | 10 | 30 | ||||
| 7 | 滑溜水 | 10 | 30 | 5.00 | 72.00 | 1.50 | 100目 |
| 8 | 滑溜水 | 10 | 35 | ||||
| 9 | 滑溜水 | 12 | 35 | 3.00 | 48.60 | 1.05 | 40/70目 |
| 10 | 滑溜水 | 12 | 30 | ||||
| 11 | 滑溜水 | 12 | 35 | 6.00 | 97.20 | 2.10 | 40/70目 |
| 12 | 滑溜水 | 12 | 35 | ||||
| 13 | 滑溜水 | 12 | 40 | 9.00 | 145.80 | 3.60 | 40/70目 |
| 14 | 滑溜水 | 12 | 35 | ||||
| 15 | 滑溜水 | 12 | 45 | 12.00 | 194.40 | 5.40 | 40/70目 |
| 16 | 滑溜水 | 12 | 35 | ||||
| 17 | 滑溜水 | 12 | 45 | 14.00 | 226.80 | 6.30 | 40/70目 |
| 18 | 滑溜水 | 12 | 35 | ||||
| 19 | 滑溜水 | 12 | 45 | 15.00 | 243.00 | 6.75 | 40/70目 |
| 20 | 滑溜水 | 12 | 15 | ||||
| 21 | 胶液 | 11 | 30 | 40/70目 | |||
| 22 | 胶液 | 11 | 55 | 14.00 | 226.80 | 7.70 | 7.70 |
| 23 | 胶液 | 11 | 35 | 40/70目 | |||
| 24 | 胶液 | 11 | 55 | 16.00 | 259.20 | 8.80 | 8.80 |
| 25 | 胶液 | 11 | 50 | 18.00 | 291.60 | 9.00 | 40/70目 |
| 26 | 胶液 | 11 | 40 | ||||
| 27 | 胶液 | 11 | 45 | 19.00 | 307.80 | 8.55 | 40/70目 |
| 28 | 胶液 | 11 | 40 | 21.00 | 340.20 | 8.40 | 40/70目 |
| 29 | 胶液 | 11 | 35 | 23.00 | 372.60 | 8.05 | 40/70目 |
| 30 | 胶液 | 11 | 25 | 25.00 | 405.00 | 6.25 | 40/70目 |
| 31 | 胶液 | 11 | 25 | 19.00 | 307.80 | 4.75 | 30/50目 |
| 32 | 胶液 | 11 | 8 |
4 完井及分段配套工艺技术
4.1 套管完井技术
考虑到井筒施工安全、储层差异性以及实现大规模、大排量施工的要求，结合国内外分段工艺技术的应用状况，涪陵地区页岩气井优选了套管内桥塞分段压裂工艺，采用5″套管完井，光套管分段压裂完成后钻磨掉井内桥塞，然后进行放喷、求产及后期开采。
4.2 电缆泵送桥塞/射孔联作工艺
该工艺施工级数不受套管尺寸限制，可以实现大规模、大排量施工要求，施工工艺相对简单、利于井下复杂处理。涪陵地区水平井分段压裂所使用的桥塞，其耐压为70MPa、耐温为149℃，可以通过传统磨铣工序快速钻磨掉。在进行第一段射孔时，由于井筒与地层之间的通道尚未建立，电缆泵送作业无法实施，采用连续油管或钻杆传输射孔，其他施工段则采用电缆泵送桥塞/射孔联作施工。
4.3 钻磨桥塞技术
完成所有压裂层段改造后，采用1″或2″连续油管带磨鞋钻磨掉桥塞。工具串:连续油管接头+回压阀+液压丢手接头+扶正器+循环阀+双向震击器+应急丢手工具+马达+磨鞋。
4.4 压裂及试采井口
压裂作业井口装置组合为油管头+大通径手动平板阀+大通径液动平板阀+大通径手动平板阀+高压六通+大通径手动平板阀（图5），压裂施工泵压基本在50～95MPa之间，一般选用105MPa压力等级的井口装置可满足要求，通径为180mm。试采生产井口装置为油管头+大通径手动平板阀+采气树，试采时只更换手动平板阀以上部分为采气树即可。
5 应用效果
涪陵地区先后部署的4口勘探井经过分段压裂 改造均取得了良好的增产效果（表4），从而发现了涪陵气田。涪陵气田目前已完成开发井100余口，分段压裂施工成功率高，压后各井全部获得了商业开采气流.
图5 涪陵地区压裂井口装置示意
Fig.5 The wellhead assembly sketch diagram of Fuling area
Table 4 The staged fracturing and testing for 4 wildcat wells of Fuling area
| 井号 | 水平段长/m | 分段数/段 | 射孔簇数/簇 | 总液量/m3 | 加砂量/m3 | 测试产量/(×104m3) | 返排率/% |
| JY1 | 1 007.90 | 15 | 38 | 19 852.3 | 965.82 | 20.30 | 3.78 |
| JY2 | 1 458.31 | 18 | 49 | 30 489.9 | 778.43 | 34.97 | 1.75 |
| JY3 | 1 400.00 | 17 | 44 | 28 627.5 | 1 015.43 | 11.34 | 2.97 |
| JY4 | 1 197.69 | 15 | 42 | 23 815.8 | 674.59 | 25.13 | 2.86 |
6 结论
(1)涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩具有脆性矿物含量高、杨氏模量较高、泊松比较小、天然裂缝(层间页理缝)发育、水平地应力差异系数小的特征，储层地质条件优，可压性较好。 (2)以实现网络裂缝为目标，配套了滑溜水+线性胶压裂液、低密度覆膜砂支撑剂、网络参数优化、套管内电缆泵送桥塞/射孔联作等工艺技术，探索形成了适合于涪陵地区海相地层特点的分段压裂技术体系，为涪陵气田的发现乃至后期开发工作提供了有效的技术支撑。 (3)涪陵地区页岩储层与北美已成功开发的页岩尚存明显的差异，如纵向及平面的非均质性较强、黏土矿物含量较高等，随着开发进程的深入，页岩“甜点”
图7 JY1井典型段G函数特征反应裂缝形态
Fig.7 G function characteristic reaction fracture morphology of typical section of Well JY1
图8 涪陵气田48号平台微地震监测结果
Fig.8 Micro seismic monitoring results of platform 48 in Fuling Gasfield
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