王茂森

摘  要：文章从页岩气水平井完井及压裂方式的选择分析入手，详细论述了页岩气水平井完井压裂技术的优化及应用。期望通过文章的研究能够对压裂技术在页岩气水平井开采中的推广使用有所帮助。

关键词：页岩气;水平井完井;压裂技术

中图分类号：TE257 文献标志码：A         文章编号：2095-2945（2020）25-0158-02

Abstract： Starting from the selection and analysis of completion and fracturing methods of shale gas horizontal wells， this paper discusses the optimization and application of completion and fracturing technology of shale gas horizontal wells in detail. It is hoped that the research in this paper will be helpful to the application of fracturing technology in horizontal well production of shale gas.

Keywords： shale gas; horizontal well completion; fracturing technology

页岩气是一种蕴藏在页岩层当中的天然气资源，我国的页岩气可开采储量相对较大。在对页岩气进行开采时，需要钻水平井，为进一步扩大井筒与储层之间的接触面积，可以在水平井完井的过程中，对压裂技术进行合理运用。下面就页岩气水平井完井压裂技术展开分析探讨。

1 页岩气水平井完井及压裂方式的选择

1.1 与水平井完井相适应的压裂方式

水平井作为一种特殊井，它的井斜角接近90°，采用压裂技术对此类井段进行完井的过程中，必须保证压裂方式与完井方式之间具有良好的适应性，否则可能会对完井效果造成影响。鉴于此，在应用压裂技术对水平井进行完井时，需要对压裂方式进行合理选择，这是确保完井质量的前提。现阶段，页岩气水平井段较为常用的完井方式有两种，分别为套管完井和裸眼完井。

（1）与套管完井方式相适应的压裂方式为泵送桥塞，

这种压裂方式的特点如下：对裂缝的初始点具有良好的控制效果，可以保证井眼的稳定性，对于生产测井非常有利，成熟度比较高、风险相对较低，不足之处在于等待时间长。

（2）与裸眼方式相适应的压裂方式为封隔器加滑套，

该方式的特点体现在如下几个方面：能够节约作业时间，且作业过程中不需要进行固井，井壁上存在的自然裂缝均不会遭到破坏。实际应用中发现，该方式的缺点较多，比如井壁的稳定性比较差，容易出现坍塌，完井的复杂程度较高，无法对裂缝的位置进行精确控制，一旦出现砂堵，很难处理。

由上述分析不难看出，泵送桥塞分段压裂方式的优点更多、缺点更少，因此，可将该压裂方式作为页岩气水平井完井方式的首选。

1.2 泵送桥塞分段压裂

在页岩气水平井完井作业中，最为适宜的压裂方式为泵送桥塞，该压裂方式的具体工艺流程如下：第一段采用油管传输射孔，将射孔枪连接到油管柱的下部，送入井下预定深度后，通过调整油管的深度，使射孔枪对准射孔层位后打出射孔弹，从环形空间完成第一段压裂;随后使用凝胶对井筒进行冲洗，借助液体泵将桥塞工具送入井内;引爆座封桥塞，借此来使桥塞与射孔枪相分离，同时进行试压;拖动电缆，将射孔枪带至射孔段后进行射孔，完成射孔后，将电缆从井内拖出，并对第二层进行压裂。当第一段压裂完毕后，可重復上述操作对第二段进行压裂，以此来达到多层分段压裂的作业目标。这种压裂方式最为突出的特点是压裂段数不会受到限制，虽然生产成本相对加高，但却能够增加采收率5倍以上。

2 页岩气水平井完井压裂技术的优化及应用

2.1 技术优化

在对页岩气进行开采的过程中，为使井筒与储层之间的接触区域达到最大化，通常在完井时打设的都是水平井，并采用多级压裂。水平井施工中，通过对裂缝参数进行优化，除了能够进一步提升控制面积之外，还能显著增强裂缝网络的导流能力。相关研究结果表明，有效裂缝网络的形成主要与以下因素有关：水平段所处的方位、原地的应力大小、各向异性、压裂方式及参数、裂缝的间距和尺寸等等。

2.1.1 确定裂缝的具体方位

在页岩气水平井钻井前，必须予以重点考虑的一个因素是水平段井眼的实际方位。对于水平井而言，井筒的方位如果与最大的水平主应力方位保持相垂直的状态，那么在这一前提下，能够产生出横向裂缝。若是井筒方位与最大的水平主应力方位保持一致，则压裂裂缝会以井筒为基点，沿着轴向逐步扩展，进而形成纵向裂缝。当井筒的方位与井内最大主应力之间的夹角为其它情况时，所产生的裂缝会呈现出复杂性的特点。实践经验表明，在页岩气水平井当中，横向裂缝的泄流面积更小，故此在压裂的过程中希望产生此类裂缝，因受到页岩层的影响，使得压裂时容易产生数量较多的微裂缝，当这些微裂缝与横向裂缝垂直时，便会形成二级裂缝，这是压裂改造过程中最希望出现的情况之一。在对压裂裂缝的方位进行确定时，除了要对井壁崩落、钻井诱导缝进行全面分析之外，还应当进行偶极横波测井。

2.1.2 射孔参数的优化

与直井相比，水平井的射孔方式具有一定的特殊性，射孔段是否合理直接关系到裂缝网络的产生几率。在对页岩气水平井进行压裂的过程中，射孔方式可以选用多点射孔，即簇射孔，这样不但有助于主裂缝的形成，而且还能防止射孔井段过长时主裂缝的形成数量过多。射孔簇的间隔距离应当控制在25m左右，最少不得少于20m，最大不得超过30m，合理的间距可以使主裂缝的诱导应力场产生叠加，进而诱发远井主裂缝间的沟通。

2.1.3 裂缝间距优化

采用压裂技术对页岩气水平井进行完井的过程中，减小裂缝的间距能够进一步加快井筒周围储层压力的下降速度，由此能够大幅度提升页岩气的开采速度。然而通过对压裂进行现场监测后发现，裂缝的扩展方向会随着压裂间距的减小而发生改变，无法与最大应力方向保持平行。之所以会产生出这种现象，主要原因是压裂裂缝影响了周围的应力场，致使应力方向与大小全部出现变化，进而导致后续的裂缝扩展完全是按照新的应力状态进行，并在扩展至一定距离之后发生转向。为有效解决这一问题，可以采取相应的措施对压裂裂缝的间距进行优化，借助应力本身所产生的干扰效应，结合页岩层的节理特点，达到增强渗透率的效果。同时，为防止水平井段裂缝的相互干扰，可对射孔簇的距离进行调整，并将压裂裂缝的间距控制在33-60m之间。

2.1.4 裂缝长度优化

在页岩气水平井的产能影响因素当中，裂缝长度的影响不可忽视。由仿真模拟结果可知，水平井段的裂缝长度越长，页岩气的实际产量就越高。但当裂缝的长度达到一定后，页岩气的产量增幅则会变小，而越长的压裂裂縫施工难度和造价越高。因此，对在页岩气水平井完井过程中，对压裂技术进行应用时，要对裂缝的长度进行合理确定。裂缝长度的优化可以借助数值模型来完成，在具体优化时，应当对页岩的力学状况以及现场的施工难度等因素加以充分考虑。

2.2 压裂技术的应用实践

2.2.1 水平井概况

某井的完钻井深度为2344m，其中水平段的长度约为585m，起伏高度为6.71m。靶点A到B之间的厚度可以从57m增加到59m，其中靶点A距离页岩顶部的厚度为46.5m，距离底部的厚度为10.5m;靶点B距离页岩顶部的厚度为45.9m，距离底部的厚度为13.1m。

2.2.2 分段压裂的应用效果

对该水平井进行分段压裂，共分为7段，施工压力设定为26.5MPa-60.7MPa，具体的施工过程如下：

（1）在第一段内共计射孔4簇，每一簇10孔，经测试后发现，射孔4簇不合理，随后将射孔簇调整为2-3簇，继续射孔。

（2）该水平井的第二段到第五段的储层物理性质相对较好，压裂裂缝在施工中可以正常延伸，且压力呈现出持续下降的趋势，由此表明裂缝与自然裂缝完成沟通，通过加砂对弯曲摩擦阻力进行降低，以此来克服近井筒的影响。自第五段压裂开始，压力升至46.3MPa，经过分析后认为近井带基本形成了稳定的砂堤。

（3）当施工至第六和第七段时，压力继续上升，此时出现加砂困难的情况，经分析发现，该段处于微裂缝上。从实际的实施情况来看，桥塞下入的非常顺利，达到了预期中的效果。

3 结束语

综上所述，页岩气的开采是一项较为复杂且系统的工作，为提高开采率，可以钻设水平井，并在水平井完井的过程中对压裂技术进行合理应用。通过对压裂相关参数的优化，能够最大限度地发挥出压裂技术的作用，这对于页岩气的顺利开采具有积极的促进作用。未来一段时期，应当加大对压裂技术的研究力度，通过不断地改进和完善，从而使该技术能够更好地为页岩气开采服务。

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