页岩气“体积压裂”技术与应用

刘晓旭 吴建发 刘义成 杨洪志 李春梅 李玉华

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.中国石油吉林油田公司扶余采油厂）

页岩气“体积压裂”技术与应用

刘晓旭1吴建发1刘义成1杨洪志1李春梅2李玉华2

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.中国石油吉林油田公司扶余采油厂）

对页岩气藏水平井水力多段压裂、重复压裂、多井同步压裂以及裂缝综合监测等系列“体积压裂”技术的应用原理及现场应用效果进行了分析总结。“体积压裂”技术能够大幅度提高页岩气单井产量，提高单井控制储量和页岩气藏采收率。“体积压裂”为目的的各压裂工艺，都有各自独特的技术特点，在开采页岩气时，要结合实际情况和各压裂技术的适用条件，选取合适的压裂方式。图8表6参8

页岩气 体积压裂 水平井 多段压裂 重复压裂 同步压裂

0 引言

据C.R.Vanorsdael（1991）对密歇根盆地Antrim页岩6500口气井统计，40%的井完钻后无气流可测，55%的井仅有无商业价值的气流，仅有5%的井由于自然裂缝发育而获有商业价值的初始气流；经压裂改造后，90%原未获气流的井和初始气流无商业价值的井都变成了商业价值气井［1］。因此，从这个意义上说，页岩气藏是“人工气藏”，以水平井分段压裂为代表的“体积压裂”技术是推动页岩气革命的关键［1］。

1 “体积压裂”的理念及实现条件

吴奇等给出了“体积压裂”的定义，并对其内涵与作用进行了相应的阐述［2］，其定义如下：通过压裂的方式对储层实施改造，在形成一条或多条主裂缝的同时，通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体、以及转向材料及技术的应用，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，以此类推。让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将有效储集体“打碎”，使裂缝壁面与基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造。

常规压裂技术是以一条主裂缝实现对储层渗流能力的改善，但垂向渗流能力未得到改善，主流通道无法改善储层的整体渗流能力。“体积压裂”形成的是复杂网状裂缝系统，对储层是全方位、立体型的改造，其技术思路与常规压裂有所不同，吴奇等将两者进行了区别和总结（表1）。

表1 裂缝性储层传统压裂与体积压裂对比

天然裂缝存在与否、方位、产状及数量直接影响到压裂裂缝网络的形成，而天然裂缝中是否含有充填物对形成复杂缝网起着关键作用。在“体积压裂”中，天然裂缝系统更容易先于基岩开启，原生和次生裂缝的存在能够增加产生复杂裂缝的可能性，从而极大地增大改造体积（SRV）。

大量研究及现场试验表明［2］：富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网，黏土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网，不同页岩储层“体积压裂”时应选用各自适应的技术对策。

2 页岩气“体积压裂”技术

2.1 水平井分段压裂工艺技术

水平井分段压裂是2003年以来开发页岩气的最主要技术，最初一般采用单段或两段，目前已增至50段或更多［3］。

目前国外页岩气水平井分段压裂工艺主要分三大类：①可钻式桥塞＋射孔联作分段压裂，包括“连续油管喷砂射孔＋桥塞分段压裂”（图1）和“电缆射孔＋桥塞分段压裂”（图2），水平井可钻式桥塞分段压裂技术适用于多种套管尺寸，曾在Woodford页岩应用，压裂前无产量，压裂后产气（2.83～5.66）×104m3／d；②滑套／封隔器分段压裂，包括“TAP多级压裂”、“裸眼封隔器完井多级压裂”及“可选择开关固井滑套多级压裂”，多级滑套封隔器分段压裂通过井口投球系统操控滑套，依次逐段进行压裂，Halliburton曾用该技术对一口井进行压裂试验，可节约完井费用15%～20%；③水力喷射分段压裂，该技术不需封隔器和桥塞等隔离工具，可自动封堵，通过拖动施工管柱用水力喷射工具实施分段压裂。其中以“桥塞＋射孔联作分段压裂”技术为页岩气水平井的主要改造技术，不同工艺技术在北美页岩气中的运用情况见表2。

图1 喷砂分簇射孔＋复合桥塞分段压裂

图2 电缆传输分簇射孔＋复合桥塞分段压裂

表2 北美页岩气水平井分段压裂工艺运用情况（Halliburton数据，2010）

借助于水平井分段压裂工艺技术的进步与推广，美国Haynesille页岩气井平均产量在一年多的时间内翻了两番，单井动态储量提高了10倍（图3）。

图3 Haynesille气井平均初始产气量（左图）与单井动态储量（右图）

目前最新文献报道［4］表明：页岩气水平井的水平段越来越长，平均1200～2200 m；改造段数越来越多，平均10～25段；段间距越来越短，平均70～100 m；规模越来越大，每段约使用1800～2200 m3滑溜水、150～200 t支撑剂。

2.2 重复压裂技术

气井生产一段时间后，当气井初始压裂处理已经无效或支撑剂损坏或质量下降，导致产量大幅下降时，重复压裂能重建储层到井眼的线性流，恢复甚至增大气井产能。该方法在页岩气井生产中起着积极作用，压裂后产量接近甚至超过初次压裂产量，大大延长了气井的生产寿命。

原理：气井生产一段时间后，初始裂缝周围孔隙压力重新分布。另外，初次压裂裂缝沿着最大水平应力方向，随地层压力降低，该方向应力降低幅度大于最小水平应力方向，如原始最小水平应力方向的诱导应力足够大，围绕原始裂缝的最大、最小水平应力发生应力反转，则重复压裂诱导裂缝重新取向。重复压裂可有效改善单井产量与生产动态特征，使页岩气最终采收率增加8%～10%，可采储量增加60%，是一种低成本增产方法。

决定页岩气井重复压裂成功与否的一个重要因素是裂缝转向。在Barnett页岩重复压裂的历史中，通过对远、近地应力场研究表明［8］，重复压裂裂缝刚开始沿着原先的裂缝方向延伸，延伸很短的一段距离后裂缝开始转向。由于Barnett页岩地层的非均质程度小，裂缝转向并形成新缝网是可能的，但并不是每次重复压裂都能使裂缝转向，可以通过微地震裂缝监测对裂缝转向和新缝网进一步认识。

表3给出了Barnett页岩1999～2000年气井实施重复压裂后的累计产量［6］。初次压裂累计产量从投产起计算到重复压裂，重复压裂累计产量从初次投产压裂计算到2004年2月。

表3 Barnett页岩重复压裂井产量对比

美国天然气研究所（GRI）研究证实［4］：重复压裂能够以0.1$／Mcf的成本增加储量，远低于收购天然气储量0.54$／Mcf或发现和开发天然气储量0.75 $／Mcf的平均成本。

2.3 多井同步压裂技术

多井同步压裂技术是对储层中位置临近、深度大致相同的两口或两口以上的水平井同时压裂，也称作“拉链式压裂”、“并行压裂”。同步压裂最初是2口水平井间的同时压裂，目前已发展到3口，甚至4口井间的同时压裂。

原理：同时对配对井（OFFSETWELLS）进行压裂，在压裂过程中，压裂时产生的高应力使两口压裂井相互影响，导致邻井诱导裂缝充分开启，从而增加裂缝密度和裂缝与基质的接触面积。同步压裂可形成一个复杂的裂缝三维网络，将各水平井有效地连通，减小了气体流入井筒的距离，增大了每口井的控制面积。同步压裂技术是近几年在Barnett页岩和Woodford页岩开发中成功应用的最新压裂技术。

一般情况下，同步压裂井的井眼轨迹方位都与最小水平主应力一致，并且处于相同的深度，各水平段的每一级压裂同时进行，压裂顺序从水平段的趾端到跟端。水平井之间的间距一般等于水平井压裂主裂缝的长度，并在压裂级数非常近的情况下进行同时压裂，直到所有的压裂完成后进行返排。有些情况下同步压裂相邻水平井水平段的深度可以不同，垂直交错布局不仅可以利用缝梢的张性区域，还能够利用裂缝顶部和底部的张性区域，增大诱导裂缝密度。

现场施工过程中，为了提高效率，压裂处理不一定要同步进行，可以首先完成一口井的全部压裂，然后关井保持诱导裂缝周围的张性应力，进行邻井压裂。同步压裂费用较高，需要更多的协调工作以及后勤保障，作业场所也更大。

采用同步压裂的页岩气井短期内增产非常明显，Barnett页岩进行了3口水平井顺序、同步压裂试验，对4口井产量做了对比。第一周完成井A的5级压裂，第二周进行井B和井C的同步压裂。3口顺序／同步压裂

A、B和C第一个月日平均产量（5.9～8.1）×104m3／d，而单独压裂井D第一个月日平均产量为1.7×104m3／d。井B和井C的同步压裂可能强化了井A的裂缝网络，导致产量的提高。4口井产量对比见表4。

表4 Barnett页岩同步压裂产量

Woodford页岩现场试验了2.59 km2面积内的4口水平井，水平段井深和水平段长度大致相同，压裂级数和施工参数基本一致。首先进行A1井的重复压裂，然后同步压裂A2和A3井，最后压裂A4井，所有井同步防喷投产。表5给出了4口多级压裂水平井的产量情况。

表5 Woodford页岩重复压裂、同步压裂产量对比

从表5可以看出，重复压裂和同步压裂效果非常明显，90天累计产气量远大于老井单井压裂，接近于新井单井压裂。

图4中的左图是美国Marcellus7口页岩气井同步压裂井下微地震监测结果，右图是其中5口气井生产过程中的井间干扰测试结果，结果显示各井间的裂缝网络系统彼此交错连通，形成同一个流体、压力系统的“人造气藏”，各气井在生产过程中的井间干扰作用明显。

图4 Marcellus页岩气多井同步压裂井下微地震监测（左图）与井间干扰测试（右图）

2.4 缝网压裂技术

所谓“缝网压裂”就是利用储层两个水平主应力差与裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力差值与岩石抗张强度之和时，则容易产生分叉缝，多个分叉缝形成缝网系统，最终形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统，其中，主

裂缝为“缝网”系统的主干，而分叉缝延伸一定长度后又回复到原来的方位。这种实现“网状”裂缝系统的压裂技术称为“缝网压裂”技术（图5）。“缝网压裂”在垂直于主裂缝方向上形成人工多裂缝，改善了储层的渗流特征，提高了改造效果和增产有效期。

目前，进行“缝网压裂”主要采取主缝净压力控制法、端部脱砂压裂法及水平井横切缝多段压裂技术等，缺点就是没有切实可行的检测方法，有待进一步加强。

图5 缝网压裂工艺技术示意图

上述以“体积压裂”为目的的压裂工艺，都有自身独特的技术特点（表6）。在开采页岩气时，要结合实际情况和各压裂技术的适用条件，选取合适的压裂方式。

表6 压裂技术特点及适用性表

2.5 交叉压裂技术

“交叉压裂”打破传统的从水平井趾端到跟端的分段压裂顺序（1～2～3～4～5），将压裂顺序交叉（1～3～2～5～4），同时保证压裂主裂缝垂直于井筒方位。虽然目前的井下压裂工具还不能满足条件开展实施，但该技术在理论上是可行的，只待井下压裂工具的开发。

原理：在脆性、各向异性页岩地层中，压裂产生的净压力能引起岩石的应力释放，同时产生平行于主裂缝的微裂缝。这些由应力释放引起的微裂缝能用微地震监测来识别，但没有与主裂缝有效地连接起来。“交叉压裂”的目的主要是为了在第一段压裂与第二段压裂之间形成低应力各向异性区，进行第三次压裂时容易形成微裂缝网络，同时连接主裂缝，有效沟通第一段与第二段之间的页岩地层，形成有效的裂缝网络。图6即为完成第三段压裂后形成裂缝网络的示意图，页岩气“体积压裂”完全可按照该模式进行。

图6 交叉压裂形成的有效裂缝网络示意图［7］（Soliman等，2010）

3 裂缝综合监测技术

裂缝综合监测技术是在页岩气井实施压裂改造措施后，用来确定作业效果，获取裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息的主要技术。

原理：在压裂过程中，裂缝周围的薄弱层面（如天然裂缝、横推断层、层理面）的稳定性受到影响，发生剪切滑动，产生了类似于断层发生的“微地震”或“微天然地震”。目前应用于页岩气压裂监测的技术主要有井下微地震裂缝监测、浅井（地面）微地震裂缝监测以及倾斜监测技术。

井下微地震监测技术是指在水力压裂过程中，随着岩石沿脆弱的平面裂开时会产生压缩波和剪切波，通过在邻近井眼（压裂监测井）垂直悬挂在电缆上的若干接收器探测到所产生的这些微地震。所有接收器记录到的微地震信号通过处理得出一张水力压裂几何形态图。井下微地震监测是观察裂缝形成位置的最佳方法，通过井下微地震监测可以较为准确的观察到压裂裂缝几何形态和延伸方向，并且具有实时监测的功能，有助于及时调整压裂方案，提高改造效果，目前井下微地震监测技术在国外应用非常成熟。

浅井（地面）微地震监测技术是在压裂井周围的浅井中（或地面上）布置地震波接收装置，通过接受压裂时地层破裂时产生的地震波信号来反演出裂缝形态。

地面测斜监测能够监测水力压裂造成的地面变形或地下移位情况，能够监测到十亿分之一的位移（或倾斜）梯度变化。由倾斜仪测量到的地面位移可以直接用来确定水力裂缝的方位和倾斜情况。

微地震监测技术的发展给页岩气“体积压裂”的研究照亮了前进的方向。利用该技术结合裂缝综合诊断技术，可直接表征“体积压裂”的裂缝网络，评价压裂效果，实现页岩气藏开发和管理的最佳化。

2005年，美国Chesapeak能源公司将微地震技术运用于一口垂直监测井上，准确地确定了Newark East气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝的特征（图7）。2011年，中石油西南油气田公司成功实施了国内第一口页岩气水平井—威201－H1井的分段压裂后，随后对该井开展了井下微地震监测，监测结果（图8）显示该井较好的实现了“体积压裂”，为后续页岩气水平井分段压裂积累了宝贵的经验。

图7 美国Barnett页岩气井井下微地震监测结果［8］

图8 中国第一口页岩气分段压裂水平井威201－H1井下微地震监测结果

4 认识与建议

中国页岩气具有良好的勘探前景，在四川、鄂尔多斯、渤海湾、松辽、江汉等盆地均有页岩气成藏的地质条件。四川盆地页岩地质地化参数与美国五大页岩气盆地相当，但由于压裂等配套技术的落后和不完

善，使得我国的页岩气开发仍处于初级摸索阶段。“体积压裂”技术是实现页岩气商业化开发的关键，水平井同步压裂及重复压裂技术能够大幅度提高单井产量，在页岩气井的应用效果十分显著。2011年5月，中石油西南油气田公司在国内首先成功实施了页岩气水平井威201－H1井的多级分段压裂，压裂效果显著，开启了中国页岩气开发的序幕，为页岩气大规模工业化开发奠定了基础。

1 唐颖，张金川，张琴.页岩气井水力压裂技术及其应用分析［J］.开发工程，2010，5（10）：33－38.

2 吴奇，胥云，刘玉章，等.美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示［J］.石油钻采工艺，2011，33（3）：1－6.

3 崔青.美国页岩气压裂增产技术［J］.石油化工应用，2010，29（10）：1－3.

4 黄玉珍，黄金亮，葛春梅，等.技术进步是推动美国页岩气快速发展的关键［J］.天然气工业，2009，29（5）：7－11.

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8 FISHE M K.综合裂缝绘图技术优化Barnett页岩气藏增产措施［J］.国外油气地质信息，2006，（1）：80－87.

9 王治中，邓金根，赵振峰，等.井下微地震裂缝监测设计及压裂效果评价［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（6）：76－79.

（修改回稿日期 2013－08－09 编辑 文敏）

刘晓旭，男，1976年出生，山东郓城人，博士，高级工程师；从事天然气开发、渗流机理等方面的研究。地址：（610041）四川省成都市高新区天府大道北段12号石油科技大厦。电话：（028）86015648.E－mail：liu_xiaoxu＠petrochina.com.cn