张 驰

(中国石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司)

0 引言

涪陵页岩气田开发的主力层位为五峰组及龙马溪组下部的①～③小层。在前期开发过程中，通过不断的摸索形成了一套针对①～③小层的体积压裂工艺(前置胶液快速提高至目标排量，减阻水大规模携砂)，实现了主力层系的充分改造。目前，随着涪陵页岩气田产建工作的不断推进，需要对③小层以上气层(上部气层)开展压裂改造。但由于区块纵向上非均质性较强，上部气层的储层物性明显变差，严重影响压裂改造效果[1- 3]。现场施工表明，采用过去的体积压裂工艺和配套参数进行施工，获得的实际改造效果并不理想。因此，如何通过工艺技术的调整有效动用上部气层，同时尽量避免对下部已开发气层进行重复改造，是上部气层压裂亟待解决的难题。

笔者针对上部气层压裂改造面临的问题，从增强平面改造强度，控制纵向延展入手，对压裂施工参数进行优化[4- 6]，提出了一套适用于上部页岩储层的压裂改造技术，现场试验表明，该技术达到了预期目标，对后期上部气层的压裂设计及施工具有重要的借鉴意义。

1 上下部气层地质特征对比分析

1.1 上下部气层基本地质条件对比

通过焦石坝区块内多口取心井的岩心数据对不同小层的储层基本特征进行对比结果来看，上下部气层地质特征差异明显，相比于下部气层，上部气层的TOC含量由2.01%～4.03%下降至0.86%～3.17%，孔隙度由3.12%～3.31%下降至2.75%～3.02%；黏土矿物含量由26.13%～27.30%增加至32.10%～52.50%，高导缝条数由0.20条/m增加至0.56条/m，整体上来看，上部气层基础地质条件相比于下部①～③小层较差。

1.2 上下部气层可压性评价分析

因上部气层黏土含量增多、脆性指数降低，导致裂缝起裂难度增加。通过地应力参数计算发现：在相同构造条件下由于上部气层埋深更浅，导致地应力更小(压力梯度0.022 MPa/m)，但其水平应力差、泊松比以及杨氏模量与下部气层差异不大(水平应力差8.7 MPa左右、泊松比0.21左右、杨氏模量36.6 GPa左右)；不同于下部②小层存在高应力隔挡层，上部各小层应力较为平均且高导缝更加发育，有利于裂缝纵向上的延伸。因此，上部气层储层压裂改造中裂缝起裂相对困难，缝高方向相对更易延伸，整体上具备形成复杂缝网的基础条件[7- 9]。

2 上部气层压裂难点及改造对策

有研究表明储层的造缝效果受脆性指数、天然裂缝密度、孔隙度等因素影响较大[10- 13]，上部气层高导缝发育，不可避免的会对纵向上的改造产生影响，纵向延伸过度可能影响下部气井的正常生产。早期上部气层JYA- 1HF压裂采用下部主力气层工艺进行试验，采用Ø8 mm油嘴测试，套管压力仅7.0 MPa，试气产量5.3×104m3/d。该区块微地震监测解释结果显示，相比于下部①～③小层，上部气层的缝长、缝带宽延伸明显受限，缝高扩展更为顺利，解释出的有效改造体积(SRV)减小。因此，如何通过工艺措施控制其纵向扩展并提高平面改造强度成为上部气层压裂改造的难点。结合前期现场施工经验,提出具体的压裂改造对策：

(1)增强前期破裂效果。通过前置胶液，提高前期地层破裂效果，高黏液体的注入有助于裂缝的扩展，考虑缝高控制，仅在前置阶段用胶液，在早期形成优势主缝，避免近井过早产生复杂缝[14- 16]。

(2)提高平面改造强度。采用多簇射孔，增强簇间的诱导应力；在前置胶液形成一定主缝的基础上，泵入低黏减阻水造支缝、微缝，泵注过程中通过提升净压力促进裂缝转向[17]。

(3)控制缝高延伸。上部气层无高应力隔挡层，且高导缝发育，施工排量的快速提升以及施工规模的扩大可能导致缝高方向裂缝延伸过度，施工时必须采用控排量、控规模的方式减少纵向上的改造[18- 19]。

结合前期施工经验，明确了上部气层多簇射孔，前置高黏胶液造主缝，低黏减阻水促复杂，控排量、控规模的压裂工艺思路，在此基础上通过工艺参数的优化提升压裂改造效果。

3 上部气层压裂改造工艺参数优化

3.1 射孔参数优化

前期通过大量的室内模拟以及现场实验，已经证明采用3簇射孔既能保证各簇裂缝的进液流量，也能通过多簇间的诱导应力促进裂缝的复杂化，但射孔簇间距的大小仍存在优化空间，间距过大时各簇裂缝间很难产生诱导应力；而间距过小时，各簇间相互影响增强，多裂缝均匀程度降低。室内优化了3簇射孔条件下的簇间距(见图1)，优化结果显示簇间距为20～25 m时，各簇裂缝间存在一定的诱导应力且各簇进液相对均匀。

3.2 施工排量优化

通过模拟计算发现，缝长、缝高都随着施工排量的增加而增长，但当缝内净压力逐渐超过水平主应力差时，缝长的延伸趋势逐渐减缓，缝高方向的延伸则逐渐增加(见图2，图3)。因此，当前置胶液时，尽量减少缝高方面的扩展，应控制施工排量在11 m3/min以下；而采用低黏减阻水携砂时，应逐渐将排量由11 m3/min阶梯提升排量至13～14 m3/min，确保缝内净压力超过水平主应力差，提高裂缝的复杂程度(具体提升时机以现场施工为准)。

图1 3簇不同簇间距各簇进液量及裂缝扩展模拟结果

图2 不同液性不同施工排量缝内净压力模拟优化结果

图3 不同施工排量缝长缝高模拟优化结果

3.3 施工规模优化

建立区块三维等效裂缝模型，在此基础上输入压裂施工参数模拟气井周边应力的变化，设定水平段长1 500 m,单段段长80 m,模拟应力的变化得到压裂改造的范围。模拟结果显示，随着单段压裂施工规模的增加，全水平段压裂平面改造面积(SRA)呈现出前期不断增大，但后期趋于平稳的趋势，模拟结果显示焦石坝区块上部气层压裂使用1 750 m3左右的施工规模效果最佳(见图4)。

3.4 前置胶液用量优化

高黏液体用量过多容易造成裂缝纵向延伸过度，导致上部储层改造与下部沟通。采用Meyer软件模拟了1 750 m3施工规模下阶梯提升排量时不同前置用量的裂缝形态，通过模拟结果优化前置胶液用量为150～300 m3(见图5)。

图4 不同单段施工规模全水平段压裂改造SRA模拟结果

图5 不同前置胶液用量裂缝高度模拟优化结果

4 现场工艺试验

工艺优化后，分两个阶段进行了现场工艺试验，第一阶段通过裂缝监测确定合理的穿行层位，第二阶段通过对比测试产量以及生产情况论证压裂改造工艺的适用性。

(1)JYB- 3HF井穿行于①～⑦小层，该井压裂过程中穿行于上部小层的压裂段分别采用原有压裂工艺和优化后的压裂工艺进行施工，并通过微地震对压裂过程进行监测。该井第17～19段穿行④小层、第20、21、22段穿行于⑤、⑥、⑦小层，其中第18段、第20段采用下部气层改造工艺，其余段采用优化后的施工工艺。从表1数据对比发现，虽然上部气层压裂工艺优化后比下部气层改造范围相对较小，但优化后的工艺比优化前在平面上事件点波及范围明显更大，纵向上则相对较小。

通过试验看出，优化后的工艺有效增大了平面改造强度，控制了缝高方向的延伸，但由于④、⑤、⑥小层高导缝发育且距离下部储层更近，压裂施工不可避免会对下部储层产生影响。因此，结合微地震监测结果选择上部⑦、⑧小层作为上部气层井的主要穿行小层。

表1 JYB- 3HF压裂试验微地震监测结果表

(2)在第一阶段试验的基础上，第二阶段试验井JYC- 1HF井穿行于焦石坝区块上部⑦、⑧小层，考虑纵向缝高影响进行纵向错位布井(图6)。该井基础地质条件与JYA- 1HF井相当(表2)，18段均采用优化后的压裂工艺施工，射孔簇数以3簇为主，平均簇间距为22.17 m，平均单段液量为1 764.76 m3，平均单段砂量为60.54 m3，前置胶液用量为150 m3且阶段排量控制到10～12 m3/min，后期逐渐提升排量至14 m3/min，顺利完成18段施工。

测试生产对比分析：JYC- 1HF井压后采用Ø8 mm油嘴放喷测试，产量达到了16.34×104m3/d，套管压力17.58 MPa，相比优化前的JYA- 1HF井压裂改造效果提升明显。测试后进行投产，从图7所示的生产曲线对比来看，在同样采取6×104m3/d的生产制度条件下，JYC- 1HF井虽然相比于其下部的JYC- 2HF井、JYC- 3HF井生产压力更低，但生产压力下降幅度基本一致，明显优于优化前的JYA- 1HF井。

图6 JYC- 1HF井与邻井空间位置关系图

表2 JYC- 1HF与JYA- 1HF基础地质条件对比表

图7 JYC- 1HF井及对比井生产曲线对比图

邻井生产监测分析看出：在JYC- 1HF井压裂施工过程中，由于应力干扰严重对同平台下部穿行于①～③小层的生产气井JYC- 3HF井进行关井处理，压裂施工结束后重新开井投产，产量、压力稳定。井底流压监测显示与JYC- 1HF井压裂前后与JYC- 3HF的井底流压下降速率差异不大，压裂施工前正常生产时井底流压下降速率为0.004 9 MPa/104m3，压裂后正常生产井底流压下降速率为0.004 2 MPa/104m3。因此，可以认为该区域上下储层的改造并无沟通。

5 结论与建议

(1)上部气层相比于下部①～③小层脆性矿物含量降低、高导缝更加发育，导致上部气层沿用下部气层工艺进行压裂改造效果不佳。

(2)针对上部气层改造的重难点，提出了一套增强平面改造强度，控制纵向裂缝延伸的压裂改造技术，包括多簇射孔增加诱导应力、前置胶液造主缝、低黏减阻水促复杂、优化施工排量以及规模控缝高等，从测试结果以及微地震监测结果来看，新技术的采用达到的预期的目标，有效提高了上部气层的压裂改造效果。

(3)在上部气层的压裂改造过程中不可避免会对下部储层造成应力干扰，因此，上部气层选择穿行⑦、⑧小层，且上下部气井采用纵向错位布井的方式增加空间距离来避免重复改造。从下方投产井的生产情况及井底流压变化来看，试验工艺对目前的布井方式适应性较好。但若布井方式或地质条件发生改变，还需对施工工艺进行针对性的研究及优化。