页岩油气水平井压裂工艺技术展望*

2014-03-11彭成勇

天然气勘探与开发 2014年1期

关键词：桥塞射孔泵送

彭成勇

（中海石油研究总院）

页岩油气水平井压裂工艺技术展望*

彭成勇

（中海石油研究总院）

近年来国外大力发展水平井多级压裂技术，并成功应用于页岩油气实现了商业化开发，为缓解世界能源危机鼓舞了信心。我国能源消耗巨大，对外依赖程度越来越高。尽管拥有丰富的页岩油气资源，但却无法有效动用，其主要原因之一是国内现有增产工艺技术落后。目前国内水平井压裂技术主要针对砂岩储层，而应用于页岩储层则效果不佳。鉴于目前关于页岩油气的渗流机理尚未形成成熟理论，从工艺角度分析页岩油气开发，详细介绍了国外主流增产工艺技术及现场试验效果，并结合国内技术现状提出我国未来压裂工艺技术研究方向，为加快国内页岩油气资源大规模开发提供参考。图5表2参10

页岩油气多级压裂泵送桥塞水平井压裂水力喷射丛式固井滑套

0 前言

页岩油气是美国大规模经济性勘探开发的三大非常规类型气（根缘气、页岩油气、煤层气）之一，近年来得到了空前的快速发展。自1981年第一口页岩油气井成功压裂以来，压裂工艺技术得到了不断进步和完善，最终实现了页岩油气商业化开发。美国页岩油气逐渐成为主要能源供应之一，至2010年页岩油气产量为1378×108m3，占全国天然气年总产量的23%，超过俄罗斯成为全球第一大天然气生产国，预计2015年规划页岩油气产量将达到三分之一。页岩油气将扮演着越来越重要角色独步能源舞台。中国页岩油气富集地质条件优越，具有与美国大致相同的页岩油气资源前景及开发潜力。但我国的页岩油气开发利用程度低，尚处于起步阶段。国外页岩油气开发成功经验表明，压裂工艺技术的不断进步和创新是页岩油气开发的关键。目前，对于页岩油气渗流机理尚不成熟，本文主要从工艺角度分析页岩油气开发未来技术发展方向。

1 页岩油气开发对压裂工艺技术要求

与常规砂岩气不同，页岩油气存储除了空隙中的游离气外，还大量以吸附态存在于页岩里。由于页岩层渗透率极低，流通性差，这些气体无法像常规气体一样自由运移。研究表明，只有充分暴露储层面积，大量释放吸附气储量，建立储层流通通道，才能加快页岩油气释放和流动，提高单井产能，最终达到商业化开发的目的。因此，页岩油气开发对压裂工艺技术提出以下几方面的基本要求：

·级数多：采用水平井开发，增加压裂段密度，减少渗流能力差带来的不足；

·规模大：泵入大量液体，“破碎”性压裂储层，增大暴露面积；

·成本低：减少压裂施工工序、缩短压裂时间，提高压裂效率，控制单级压裂成本；

·可靠性强：降低压裂失效风险，提高压裂成功率。

目前国外各大服务公司投入大量人力和物力开展水平井多级压裂技术研究，并取得一系列成果，与此同时也产生了许多全新压裂概念，如清水压裂、缝网压裂、体积压裂、同步压裂等。

2 国外典型页岩油气压裂工艺技术展望

据不完全统计，美国页岩油气水平井压裂工艺超过85%采用套管固井，泵送桥塞式压裂技术，其次，裸眼封隔器滑套压裂也相对应用较多。随着技术的进步和成本的控制，现在也在尝试一些新的压裂工艺，如水力喷射、从式滑套固井压裂技术等。

2.1 泵送桥塞分段压裂技术

泵送桥塞分段压裂技术采用泵送桥塞，通过电缆将射孔枪和桥塞同时传输到指定位置，实现射孔和分级压裂一体化，其泵送管柱见图1。该技术具有以下几方面优点：①与常规套管井压裂相比，减少一趟下入射孔管柱作业；②通过电缆连接泵送传输方式，克服了水平井大狗腿度管柱下入困难问题；③多簇射孔容易形成复杂的体积缝网，增大泄油面积；④可不占用钻机批量作业等。但也存在作业工期较长、成本相对较高等问题。

泵送桥塞分段压裂技术施工工艺如下：

·第一段采用油管或连续油管传输射孔，提出射孔枪；

·从环空进行第一段压裂；

·凝胶冲洗井筒；

·用液体泵送电缆＋射孔枪＋桥塞工具入井；

·电引爆座封桥塞，射孔枪与桥塞分离，试压；

·拖动电缆带射孔枪至射孔段，射孔，拖出电缆；

·压裂第二层，重复步骤④～⑦，实现多层分段压裂。

图1 泵送式电缆射孔枪

2.2 封隔器滑套分段压裂技术

除泵送桥塞分段压裂技术外，封隔器滑套压裂技术在美国页岩油气开发中相对应用较多，其主要用于裸眼井。封隔器滑套分段压裂技术采用封隔器实现分层，封隔器类型主要有遇油或遇水膨胀式和液压坐封式。该技术最大优点在于能够充分发挥裸眼井优势，裸眼暴露更多泄油井段；其工艺简单，作业时间短。但对于狗腿度较大或水平段过长的水平井，下入压裂管柱可能存在一定风险，压裂级数受滑套球座尺寸限制，同时裂缝起裂控制较难，可能影响裂缝效果。封隔器滑套分段压裂管柱示意图见图2。

以裸眼水平井为例，采用封隔器滑套压裂施工工艺如下：

·通井，井眼准备；

·用钻杆下入完井管柱；

·泵入柴油膨胀封隔器；

·投球，坐封尾管悬挂器；

·下完井回接管柱；

·投球分段压裂；

·放喷求产。

图2 膨胀式封隔器分级压裂示意图

2.3 新型压裂技术开发

随着页岩油气开发规模不断扩大，也诞生了一些新型的水平井多级压裂技术，如固井滑套多级压裂技术、水力喷射压裂技术等。其中固井滑套压裂技术不但减少了射孔作业，而且随套管下入，不需封隔器或桥塞等器材，大大降低了开发成本，提高了作业效率，因此成为世界各大油田服务公司重点研发对象。

目前国外固井滑套压裂技术主要有两种：①单级固井压裂技术，滑套通过液控管线连接，采用飞镖打开滑套的同时将下一级拟压裂滑套准备就绪，理论上可实现无限级压裂；②丛式固井滑套压裂技术，采用投一次球打开多个固井滑套，达到与泵送桥塞压裂工艺类似的多簇射孔效果，其压裂机理见图3。

3 现场应用试验

Chesapeake公司分别在DJ盆地和PR盆地油藏地质条件相近的页岩油气井开展多种压裂工艺效果评估试验，其中主要对比分析了泵送桥塞分段压裂技术和封隔器滑套分段压裂技术。

3.1 DJ盆地应用试验

DJ盆地开展了10口水平井现场应用试验，其中封隔器滑套和泵送桥塞多级压裂方式各5口，试验井基本参数见表1，各井压裂后产能见图4。

根据表1数据，本次试验10口井除State 2－16－1井1581.3 m外，其余井水平段长度均在1000 m左右，单级控制水平段长度为60.1～99.2 m，平均为75 m。根据图4所示，各井生产状况存在较大差异，其中产量最高的2口井是采用泵送桥塞压裂的State8－60 16 1H和State 10－67 28－1H井，最高日产页岩油分别达到596桶／天和494桶／天，明显高出该地区其它试验井。对比其它试验井，也可以看出，其采用泵送桥塞压裂的井效果明显好于采用封隔器滑套压裂的井。初步分析原因，由于该地区地势平缓，水平方向地应力差较小，泵送桥塞采用多簇射孔后，压裂效果明显好于裸眼完井采用的封隔器滑套压裂方式。

表1 DJ盆地试验井基本参数

表2 Powder River盆地试验井基本参数

3.2 Powder River盆地应用试验

Powder River盆地在4口水平井上也开展了封隔器滑套和泵送桥塞多级压裂实现，每种方式2口，试验井基本参数见表2，压裂后生产情况见图5。

由表2、图5可知，对比WAGONHOUND 33－71 30－1H和WAGONHOUND 33－72 13－1H、WAGONHOUND 33－72 25－1H和WAGONHOUND 33－72 14－1H两组试验井可以看出，产能影响与压裂级数、单级控制长度等关系较大，而与压裂方式关系较小。初步分析原因在于该地区水平地应力差较大，裂缝难以形成缝网。

图3 丛式固井滑套分级压裂原理示意图

图4 DJ盆地试验井产能分布图

图5 Powder River盆地试验井产能分布图

根据DJ盆地与Powder River盆地现场试验，初步认为页岩油气产能与完井压裂方式存在一定联系，但是不同地区各种完井方式下的压裂效果可能存在较大差异。因此，选择合适的完井压裂方式，需要结合地质特征进一步深入研究其适应性和造缝特征。

4 国内水平井分段压裂技术现状展望

目前我国水平井压裂技术主要基于超低渗砂岩储层，主要包括双封单级压裂、封隔器滑套压裂、水力喷射压裂、限流法压裂、桥塞压裂（包括液体桥塞）等技术。这些技术压后以形成平面双翼裂缝为主，平面双翼裂缝储层暴露面积较小，要实现页岩油气中大量吸附态气体的充分释放，需要进一步研究裂缝的起裂及延伸机理，开发新型体积缝网压裂技术。另外，国内目前总体而言水平井压裂级数较少，大部分在3～6段左右，对于水平段超过千米的页岩油气井来说，从规模上远不能满足页岩油气井开发要求。而目前国内在滑套球坐制造、封隔器性能方面达不到要求，对于泵送桥塞压裂方式，目前国内尚无自主研发，其中最重要的难题在于桥塞制造、电缆准确射孔等方面，与国外存在较大差距。因此，需要开展页岩压裂裂缝延伸机理研究，根据延伸规律，针对不同特征的页岩储层，选择合适的压裂工艺和技术。同时，成本和可靠性也是页岩油气压裂工艺开发最需要考虑的方面。

5 认识与结论

国外页岩油气水力压裂技术主要以泵送桥塞分段压裂技术为主，也采用封隔器滑套压裂技术。从压裂效果可以看出，压裂工艺级数对页岩油气产能具有一定影响，选择合适的压裂工艺还需进一步开展裂缝起裂及延伸规律研究。国内水平井压裂技术总体而言还不能满足页岩油气开发要求，需进一步从裂缝延伸机理、规模、级数、成本和可靠性方面开展深入研究工作。

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（修改回稿日期 2013－05－20 编辑文敏）

中国海洋石油有限公司综合科研项目“页岩气研究”（2010－YXZHKY－011）。