鄂西渝东区东岳庙段页岩气压裂实践与分析

2013-09-05方梦莉

江汉石油职工大学学报 2013年3期

方梦莉

（中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北武汉430035）

引言

近十几年来，北美地区在页岩气的勘探开发上获得了巨大成功，目前已成为油气工业界的新兴热点和能源新宠，我国与美国在页岩气地质条件上具有许多相似之处，页岩气富集地质条件优越，具有与美国大致相同的页岩气资源前景和勘探开发潜力。川南、川东、渝东南、黔北、鄂西等上扬子地区是我国页岩气主要远景区之一。江汉油田鄂西渝东区被评为中石化南方Ⅰ类区块，具有巨大的勘探开发潜力。通过前期地质认识、老井复查、选区评价，选定有利区域布置钻探建111井、建页HF－1井、建页HF－2井进行页岩气开发工艺和技术的实践探索。

1 鄂西渝东区页岩气概况

江汉油田页岩油气富集、地质条件优越，鄂西渝东区资源总量达74 594.19亿方，被评为中石化南方Ⅰ类区块，具有巨大的勘探开发潜力。江汉油田近几年在江汉探区包括鄂西渝东区、湘鄂西区、江汉平原区进行了老井复查和区带优选，于2010年12月和2011年2月分别对预探井建111井和参数井河页1井两口直井、2011年9月对中石化第一口页岩气水平井建页 HF－1井、2012年9月对建页HF－2井四口井进行了页岩气压裂实践探索，旨在进一步落实页岩气的开发潜力、取得相关地层参数，同时研究摸索页岩气压裂及配套工艺技术。

通过将鄂西渝东区东岳庙段3口井页岩储层与美国、四川页岩储层参数对比（见表1）发现江汉探区页岩气具有较好的开发前景，而目前国内页岩气开发尚处于起步阶段，大多数井都是借鉴国外页岩气开发经验甚至依赖国外页岩气相关的技术服务，经济效益较差，所以要想获得较好的开发效果，提高开发的经济效益，仍需要不断地实践探索和研究。

表1 东岳庙段页岩储层与国内外地区页岩储层参数对比

2 东岳庙段页岩气压裂实践与分析

2.1 东岳庙段页岩气压裂工艺分析

鄂西渝东区陆相侏罗系自流井组东岳庙段岩性为深灰色、灰黑色泥页岩，储集条件较好，具有较高的孔隙度，孔隙以粒间孔为主，发育少量粒内孔和溶蚀孔，取芯、FMI成像测井、Dual OBMI成像测井均显示近井筒附近发育有天然裂缝，压裂井段584 m～646 m，声波时差（282.8～310）μs／m ，孔隙度1.7% ～4.9% ，渗透率0.34 mD ～0.63 mD，脆性矿物64.6% ～73.65%，粘土含量25.36%～34.4%，岩石力学实验测得压裂井段最大水平主应力13.19 Mpa～16.92 MPa，最小水平主应力值为10.27 Mpa～12.86 MPa，岩石杨氏模量15 490 Mpa～21 600 MPa，泊松比0.21～0.30。

根据建111井、建页HF－1井、建页HF－2井固井质量、上下水层情况、天然裂缝发育情况、TOC含量、含气量、岩石矿物组分（特别是脆性矿物含量）、岩石力学特征、水平主应力差异系数、纵向应力综合分析，优选射孔井段（簇式射孔方式），采取套管注入方式进行压裂，针对水平井建页 HF－1井，需要根据水平段固井质量、Dual OBMI成像测井、XRF元素测井、套管及扶正器数据等相关资料，进一步优化确定射孔段位置、桥塞位置，以确保水平段改造的充分性和安全性。

页岩气压裂改造的理念是促进网络复杂裂缝系统的形成，提高改造后储层的泄气面积，采取缝网压裂工艺进行施工，压裂液采用比较成熟的减阻水压裂液体系（包括减阻剂、粘土稳定剂、杀菌剂、助排剂等），其特点是低粘度、低伤害、低摩阻、高弹性，能够满足缝网压裂工作液的技术要求。

从3口井施工相关数据来看（见表2），建111井、建页HF－1井、建页HF－2井现场测试压裂分析及主压裂施工数据基本吻合，三次压裂工艺取得成功，压后放喷24小时内均点火成功，表明鄂西渝东区陆相侏罗系东岳庙段页岩气具有较好的勘探开发潜力。

表2 东岳庙段3口井压裂施工参数对比表

根据MEYER 2010软件以及Sti mPlan 2010软件分析地层压力可看出，两个软件分析结果比较接近（见图1），Hor ner函数分析得出该区侏罗系自流井组东岳庙段地层压力为9.57 Mpa～10.12 MPa，表明该储层压力系数较高，在压后放喷排液过程中加速了页岩气的解吸、聚集和运移，促进井底快速进入两相流阶段，促使压后放喷快速点火成功，这对于水平井页岩气开发也是有利的。

图1 建页HF－1井测试压裂Homer函数分析曲线

从建页HF－1井小型压裂测试分析压降G函数（见图2）可知：天然裂缝特征明显，液体效率为18%，天然裂缝的闭合压力为11.99 MPa、闭合时间为1.90 min；主裂缝的闭合压力为11.60 MPa、闭合时间为5.21 min；A点为天然裂缝闭合，B点为主裂缝闭合，天然裂缝与主裂缝张开压力近0.39 MPa，该结果与建111井测试压裂G函数分析结果接近，表明在施工过程中，该页岩储层天然裂缝极易张开，有利于网状裂缝系统的形成。

图2 建页HF－1井测试压裂G函数分析曲线

对比东岳庙段页岩储层主压裂施工曲线，单层压裂施工曲线均表现为压力持续下降、波动不明显的特征，表明裂缝以长缝为主，裂缝的持续延伸导致压力缓慢持续下降；施工破裂压力和施工压力均较低，且最大、最小水平主应力相差较小（2.92 Mpa），9 m3／min施工排量下缝内净压力约为3.54 MPa，加之储层天然裂缝发育，具备形成复杂裂缝的条件。

东岳庙段三口井的压裂实践表明自流井组东岳庙段页岩储层具有以下几个方面的特点：最大、最小水平主应力差异系数较小、微裂缝较发育、脆性矿物含量高、可压性强，有利于压裂过程中网状裂缝的形成；100目～40／70目石英砂能够保证顺利加砂并具有较好导流能力，施工过程压力较低，减阻水压裂液能够满足施工需求，缝网压裂工艺也是可行的；地层压力系数高，提高了压裂之后液体的返排及页岩气的快速解吸、聚集、运移的速度；两口井压裂均取得较好效果，但是否达到最佳，以及如何针对鄂西渝东区陆相页岩储层的特性，在完井方式及施工参数设计上达到最优化，有待进一步探索。

针对东岳庙段页岩气水平井建页 HF－1井、建页HF－2井，均采用5.5 in套管完井，通过优选高效的分段压裂工艺－射孔桥塞联作技术，提高了分段压裂的有效率和成功率，在两口水平井中得到了成功应用，后期钻塞则采用免压井油管钻塞技术，大大提高了钻塞效率，为后期排液打下了基础（见图3，4）。

图3 建页HF－1井7级压裂施工曲线图

图4 建页HF－2井10级压裂施工曲线图

2.2 东岳庙段页岩气压后评估技术

利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术，可以直接测量裂缝网络，评价压裂效果，指导实现页岩气藏开采管理最佳化。针对东岳庙段页岩气压裂特别是水平井分段压裂，主要利用微地震监测技术对压裂过程中的裂缝形态进行了实时监测，监测结果（见图5，6）。

图5 建页HF－1井微地震裂缝监测结果

图6 建页HF－2井微地震裂缝监测结果

从建页HF－1井微地震监测结果来看，7段压裂改造，总增产储层体积为44 107 587 m3，波及平均裂缝长度约899 m，平均裂缝高度约为278 m。大多数微地震事件出现在井的东侧，分析可能存在大的裂缝带或断层，这为后期布井及压裂工艺参数优化提供了参考。

从建页HF－2井微地震监测结果来看，10段压裂改造体积为214 700 000 m3。从监测结果来看，压裂形成了10段独立的裂缝系统；裂缝层析成像图表明形成了缝网系统。综合两口井的微地震监测结果看，为压裂改造效果分析提供了有力的数据支撑，同时，应该加强微地震事件的处理、数据的校核以及干扰的排除等，提高监测解释结果的可靠性。

2.3 东岳庙段页岩气排采技术

页岩气井投产主要采用水平井＋大规模滑溜水分段压裂方式，压裂后压裂液返排以自然返排为主（约40%自喷产气），气举、泵排液为辅助返排手段。结合调研、气田生产实际，通过摸索，气举排水采气目前在页岩气开发中的建111井和建页HF－1井成功应用，排水采气效果较好。

建页HF－1井压后放喷11小时点火可燃，钻塞结束后通过摸索排采工艺、排采参数、排采制度，目前生产稳定。该井先后采用注气生产和泡排生产，通过不断尝试和优化，分别采取邻井高压气举、膜制氮气举（油管气举、套管气举）、泡排生产等排采工艺，泡排生产时产气量、压力平稳，产水量有递减趋势，测试最高产量10 514 m3／d，取得了较好效果（见图7）。

图7 建页HF－1井排采生产曲线

压裂施工结束后采取强制裂缝闭合及快速返排技术放喷排液，压裂后放喷12小时点火成功，初期测试获得产量3 661 m3／d，经过实践摸索，对建111井的排水采气方式进行了试验，最终确定采取气举的方式排采可行性、稳定性最好。由最初的自喷带水、注气试采，转到目前的注气稳定产气阶段，日产气量2 100 m3左右，生产正常平稳（见图8）。