页岩气藏改造技术及四川页岩气藏压裂先导性试验

王素兵 罗炽臻

(中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司)

0 引言

页岩气是指赋存于页岩系统中的天然气，与煤层气、致密砂岩气构成当今世界三大非常规天然气，是一种新类型的能源资源。页岩气资源既是一种广分布、低丰度、易发现、难开采的非常规能源，又是一种潜力巨大的现实能源。勘探开发页岩气将对我国油气资源格局产生重要影响。页岩气具有独特的形成、富集与分布规律，其储层特征及成藏条件、储层评价、储层改造工艺等都与常规油气资源有很大不同。近年来，随着认识的提高和技术的进步，页岩气成为全球油气资源勘探开发亮点。美国对页岩气的勘探开发走在世界的前列，是目前页岩气大规模商业开发取得成功的唯一国家。我国页岩分布广泛，具有很大的开发潜力。在四川盆地寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组页岩地层中存在丰富的页岩气资源[1]。因此，对页岩气藏成藏机理与开发配套技术的研究，对开发我国丰富的页岩气资源有着非常重要的意义。

1 页岩气藏基本特征

页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集[2]。页岩气藏基本特征为：

(1)页岩本身既是烃源岩又是储层，即页岩气藏为自生自储型天然气藏(self-sourced reservoirs)，页岩气主要以吸附和自由气的形式存在于页岩之中；

(2) 页岩岩石组成一般为30%～50%的粘土矿物、15%～25%的粉砂质(石英颗粒)和1%～20%的有机质，多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层[3]；

(3)页岩储层的基质孔隙度和渗透率总体上非常低，孔隙度最高仅为4% ～5%，渗透率小于1mD，比致密砂岩储层的渗透率低2～3 个数量级。只有存在天然裂缝网络才能增加页岩极低的基质渗透率[4,5]；

(4)在页岩中，气源岩裂缝引起的渗透性在一定程度上可以补偿基质的低渗透率。因此，裂缝的发育程度是页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一[4]；

(5)页岩气的渗流阻力比常规天然气大，所有的井都需要实施储层压裂改造才能开采出来；

(6) 低产(一般无自然产能)、投资大、生产周期长，投资回收期长。

2 页岩气藏压裂增产主要机理与技术关键

页岩储层的基质孔隙度和渗透率总体上非常低，除少数裂缝发育带可能具有较高的自然产能外，一般页岩气藏均需经过压裂改造之后才具有工业产能。由于页岩气藏的特殊性，因此其压裂增产机理与增产技术关键与砂岩与很大的不同。

2.1 页岩气藏压裂增产主要机理

页岩气藏不以常规圈闭的形式存在，但页岩中裂缝发育有助于游离相天然气的富集和自然产能的提高[5]。由于页岩的渗透率很低，只有存在天然裂缝网络才能增加页岩极低的基质渗透率。页岩气产量高低与岩石内部微裂缝发育程度有关，裂缝既是储集空间，也是渗流通道，是页岩气从基质孔隙流入井底的必要途径，页岩气可采储量最终是取决于储层内裂缝产状、密度、组合特征和张开程度。由于页岩储层一般都发育有良好的天然裂缝及层理，同时岩石脆性系数高，在压裂过程中产生剪切破坏，沟通天然裂缝系统而形成复杂的网状缝。因此，页岩气藏压裂主要增产机理是在水力压力作用下尽可能多地在地层中沟通或产生有效的裂缝网络从而增加改造体积，提高页岩气产能。

另外，由于页岩气藏的特殊性，页岩压裂不是形成单一对称裂缝，而裂缝在平面和纵向上呈复杂网状扩展，这一点国外通过微地震裂缝测试已予以证明。

2.2 页岩气藏压裂技术关键

从页岩气藏的地质特征、开发特点、增产主要机理等综合分析可以得出，页岩气藏增产改造必须把握以下技术关键：

(1) 尽可能低的伤害

页岩储层孔隙度极低、基质渗透率极差，外来液体引起的潜在伤害主要是对天然裂缝及压裂裂缝导流能力伤害为主。再次，粘土矿物本身对储层具有潜在的水敏性伤害。因此，压裂改造应优选残渣含量低且具一定防膨能力的工作液体系。滑溜水(也称活性水)是页岩气藏压裂的最佳工作液体系。

(2)工艺技术经济有效

由于页岩气井产能低、生产周期长、投资回收期长，因此，压裂增产工艺技术必须考虑经济性与有效性。

(3) 工艺技术有利于沟通地层中的裂缝，在地层中产生有效的裂缝网络系统

为了达到此目的，除了采用水平井技术开发外，必须采用压裂增产技术来沟通或张开更多的裂缝系统。因此，页岩气藏加砂压裂一般采用大液量、大排量、低砂比的“体积法”压裂工艺技术。

3 页岩气藏压裂改造发展历史与技术现状

3.1 页岩气藏压裂改造发展历史

上世纪70年代，美国公司在美国东部泥盆纪页岩气开发中曾采用裸眼完井、硝化甘油爆炸增产技术来提高天然气的采收率；到了上世纪80年代，高能气体压裂以及氮气泡沫压裂技术的应用，使得页岩气产量提高了3～4倍；进入21世纪后，随着水力压裂、重复压裂及平行压裂等新技术的运用和推广，工作液体系也从交联凝胶、泡沫发展到应用伤害较低的滑溜水；压裂工艺从直井小型压裂、直井大型压裂发展到水平井多段压裂，极大地改善了页岩气井的生产动态与增产作业效果[6]。

3.2 页岩气藏压裂技术现状

目前，世界范围内页岩气藏压裂技术以美国最为先进。国内只在四川气田进行了一口井先导性试验。页岩气藏主要压裂技术有：

(1) 水力压裂技术

水力压裂技术以滑溜水(水+降阻剂+粘土稳定剂)为工作液压裂为主，携带少量支撑剂，采用大液量、大排量工艺技术。采用这种工艺技术较之凝胶压裂技术可以节约成本50%～60%，并能提高最终估计采收率，目前已成为美国页岩气井最主要的增产措施[5,6]。

(2)水平井分段压裂技术

由于水平井能够最大限度地暴露产层，特别对页岩气藏来说水平井段能够沟通更多的缝网系统，因此水平井技术已成为页岩气藏开发的主要技术。水平井分段压裂，能有效产生裂缝网络，尽可能提高最终采收率。最初水平井的压裂阶段一般压1段或2段，目前已压裂7段甚至更多。水平井水力多段压裂技术的广泛运用，使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能，极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围，是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。目前，水平井分段压裂采用的工作液大多数为滑溜水，分段方法以机械方法分段为主，此次采用水力喷射分段压裂[6-8]。

(3)重复压裂技术

当页岩气井初始压裂并经过长时间生产后，由于应力等变化，原来的裂缝已无效或现有的支撑剂损坏导致质量下降，使气井产量大幅降低时，重复压裂能恢复或增加生产产能，可使估计最终采收率提高8%～10%，可采储量增加60% ，是一种低成本增产方法，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的产量[6-8]。

(4) 页岩气藏压裂配套技术—裂缝综合监测技术页岩气井实施压裂改造措施后，需要有效的方法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，以改进及优化页岩气藏后续压裂增产作业程序与评价其效果，从而更好地提高天然气采收率。

目前利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术，可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生的裂缝网络，确定裂缝的高度、长度、倾角及方位，评价压裂作业效果，实现页岩气藏管理的最佳化[6～8]。

4 四川气田页岩气藏压裂改造先导性试验

国内，中国石油西南油气田公司在四川盆地W201井首次进行了页岩气藏加砂压裂先导性试验。

4.1 W201井基本情况

(1)井型

直井

(2) 岩性特征

施工段为一套浅海相碎屑岩，主要为灰黑色粉砂质页岩、炭质页岩、硅质页岩夹泥质粉砂岩；厚度分布不均，由上至下颜色加深、砂质减少、有机质含量增高。岩性致密，性脆，层段部分裂缝发育。岩性组份主要以石英矿物、粘土矿物及含少量碳酸盐岩为主，其中石英矿物占到41.2%，粘土矿物占到37.3%，碳酸盐岩矿物占到26.1%。

另一施工层段为一套浅海相碎屑岩沉积，主要为深灰、灰黑色粉砂质页岩、炭质页岩和泥质粉砂岩；岩性由上至下颜色加深、砂质减少、生物含量增加、有机质含量增高。该段岩性致密，性脆硬，水平层理发育，部分段裂缝发育；岩性矿物石英含量高，达到了66.9%，粘土矿物为22.1%，碳酸盐岩矿物11%。

(3) 物性特征

邻井岩心孔渗测定结果，其基质平均渗透率18×10-4mD，含有微裂缝(渗透率平均0.175mD)，其气测孔隙度平均只有1.15%。根据核磁测井分析数据，施工段总孔隙度为3%～5%，有效孔隙度为2%～3%。

综合分析认为：页岩储层的孔隙度较低，储层储集空间主要是吸附气为主，游离气以裂缝性游离气为主，孔隙性游离气次之。

4.2 设计思路及措施

压裂设计以最大限度地沟通或张开页岩储层中的天然裂缝为主要目的。因此，施工工艺采用大液量、大排量、低砂比的“体积法”压裂工艺，采用低粘度工作液技术，以增加沟通更多裂缝的几率。

W201井页岩储层天然裂缝发育，压裂时易产生多裂缝，缝宽窄，加砂难度大，为了降低滤失，保持缝内净压力和便于携砂采用大排量施工及小粒径、低密度、低砂比、段塞式加砂模式。

页岩储层孔隙度极低、基质渗透率极差(<10-4mD)，天然裂缝发育，外来液体引起的潜在伤害主要是残渣对天然裂缝及压裂裂缝导流能力伤害为主。因此选择残渣含量低的滑溜水工作液体系。

页岩气藏产能低，充分考虑投入产出比，应用滑溜水，降低改造成本。

综上，该井采用滑溜水压裂工艺，即采用含有降阻剂、粘土稳定剂和必要的表面活性剂的水为工作液，不仅可以大幅度降低作业成本，而且可以降低残渣对裂缝的伤害。应用大液量、大排量注入技术，以其沟通或张开储层中更多的裂缝系统。

4.3 现场实施情况

(1) 入井材料

工作液：清水+降阻剂+粘土稳定剂+助排剂

支撑剂：20目～40目、40目～70目陶粒(石英砂)

(2) 主要施工参数

见表1。

表1 W201井两次压裂主要施工参数

4.4 实施效果

W201井压裂工艺成功，下段压裂后获井口测试产能1.08×104m3/d的工业性气流。该先导性试验为页岩气藏的压裂和开发积累了宝贵的经验。

5 结论

(1)页岩气藏储层物性差、孔隙度和渗透率低,其气产量高低与岩石内部微裂缝发育程度有关。页岩气藏压裂增产主要机理是水力裂缝尽可能多地在地层中产生或沟通有效的裂缝网络。

(2)页岩储层孔隙度极低、基质渗透率极差(<10-4mD)，天然裂缝发育，外来液体引起的潜在伤害主要是工作液残渣对天然裂缝及压裂裂缝导流能力伤害为主。其次，粘土矿物本身对储层会带来一定的水敏性伤害。增产改造工作液优选残渣含量低且具防膨特性的液体。

(3)为了最大限度地沟通或张开储层中的裂缝系统，页岩气藏加砂压裂一般采用大液量、大排量、低砂比的“体积法”压裂施工。

(4)目前应用最多、效果较好的工艺为滑溜水压裂工艺，即采用含有降阻剂、粘土稳定剂和必要的表面活性剂的水为工作液，不仅可以大幅度降低作业成本，而且可以降低残渣对裂缝的伤害。

(5)国内第一口页岩气井先导性试验虽然在工艺上取得了成功，但是，页岩气藏改造技术尚未真正起步，增产改造技术有待发展和引进。建议开展与国外公司技术合作与交流，开展页岩气水平井多段压裂工艺与配套技术研究。

1 董大中,程克明，王世谦，等.页岩气资源评价方法及其在四川盆地的应用[J].天然气工业，2009，29(5)：33-39.

2 张利萍，潘仁芳.页岩气的主要成藏要素与气储改造[J].中国石油勘探，2009(3)：20-23.

3 张金川，金之钧，袁明生.页岩气成藏机理和分布[J].天然气工业，2004，24(7)：15-18.

4 江怀友，宋新民，安晓旋，等.世界页岩气资源与勘探开发技术综述与经济[J].天然气技术，2008，2(6)：26-30.

5 赵群，王红岩,刘人和，等.世界页岩气发展现状及我国勘探前景[J].天然气技术，2008，2(3)：11-14.

6 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)：7-10.

7 闫存章，黄玉珍，葛春梅，等，页岩气是潜力巨大的非常规天然气资源[J].天然气工业，2009，29(5)：1-6.

8 Barnett著，刘春丽译.页岩对致密地层天然气开发的启示[J].国外油田工程，2009，25(1)：14-16.