页岩地层压裂工艺新进展

张艺耀，王世彬，郭建春

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都610500）

页岩气是由泥页岩连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合，是以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集［1］。因其基质渗透率极低，尽管天然裂缝具有一定的输导作用，但通常无法提供经济开采所需的渗流通道；因此，大多数含气页岩都需要实施水力压裂。

目前，全球最主要的页岩气开采市场在北美。2011年，美国页岩气产量约1.8×1011m3，加拿大约4.0×109m3。据预测，全世界探明的页岩气储量约为1.87×1014m3，其中我国页岩气可采资源潜力约为3.00×1013m3，计划到2020年，页岩气产量将达到1.00×1011m3。对于页岩气的开采，我国曾进行了一些基础理论研究，但还处于起步阶段［2-9］。而美国页岩气开发时间较长，技术也较成熟，我国页岩气的开发可借鉴其经验。

1 开发增产历史

页岩气在美国得以成功开发，其增产过程经历了如下阶段：1）20世纪70年代，美国东部泥盆纪页岩气开发中，采用硝化甘油爆炸增产工艺来提高采收率［10］，此方法施工简便，成本低廉，污染小，但其裂缝长度有限，增产倍数较低，适用于脆性地层；2）20世纪80年代中期，为解决页岩水敏性问题，采用大量二氧化碳压裂液、液氮压裂液及氮气泡沫压裂工艺，后者对地层伤害小，滤失低，携砂能力强，返排效果好，但其密度小，摩阻高，施工压力高，并需要特殊的设备，主要适用于低压、具水敏性的气层和一些较浅的井；3）20世纪80年代后期到1996年，实施了大型凝胶水力压裂，该工艺对储层无特殊要求，但作业成本高，对储层伤害大，增产效果一般，特别适用于天然裂缝发育较低、塑性较强的地层；4）1997年至今，Mitchell 能源公司将减阻水压裂首次应用在Barnett 页岩的开发中，该工艺能够产生复杂的网络裂缝，增产效果显著。

从美国页岩气增产历史可以看出，在评价页岩地质情况的基础上，选择与之匹配的增产工艺，并朝着低成本、高效率、工厂化作业、对环境友好的方向发展。

2 技术现状

目前，在北美地区的页岩气开发中，使用了很多工艺技术，主要有同步压裂、重复压裂、水力喷射压裂及多级分段压裂等，这些技术在国内已有大量报道。本文调研了北美地区目前页岩气开发所使用的新工艺技术，包括新型重复压裂（转向压裂）、通道压裂、超高质量泡沫压裂及减阻水压裂等。

2.1 新型重复压裂

重复压裂是指当初始压裂处理已经无效，或者现有的支撑剂因时间关系损坏、质量下降导致气体产量大幅降低时，采取重新压裂的增产工艺。这种新型重复压裂工艺有效地结合了裂缝暂堵控制体系、实时监测技术及微地震解释技术。这3 种技术相互协助，比常规的重复压裂技术更能增加储层的有效增产体积，开采出老裂缝控制区以外的天然气，从而提高了产量。

新型重复压裂工艺的关键是微地震监测技术。微地震是指由水力压裂引起的应力和孔隙压力变化诱导产生的微小地震。这些微地震常被认为是地层滑动或者拉伸的结果，并就地发出地震能量，且被附近的接收器监测。接收的信号由P 波和S 波组成，并使用合适的速度校正模型，P 波和S 波到达监测阵列的时间差提供了事件发生点到检波器的距离，接收到的方位角和倾斜角度可由失端图分析得到。当压裂作业开始时，结合气藏的分布范围，对裂缝传播产生的微地震信号进行检测、定向和定位，以便绘制出裂缝分布图，为调整后续作业提供依据。

新型重复压裂工艺效果取决于常规压裂中泵入的级数控制体系。转向液体（包括可降解纤维）在已存在的裂缝中产生暂时封堵，其目的是为了堵塞裂缝，并在新的储层段产生足够的压降，从而产生和延伸新的裂缝。该工艺应用于页岩地层时，需要裂缝和地层的参数估算值，如井眼附近的裂缝宽度、增产液量及天然裂缝密度。因此，结合实时微地震解释技术来校正地层参数和调整转向液的组分、液量和排列等至关重要。在裂缝转向过程中，已证明这种迭代方法对于优化压裂作业是成功有效的。该方法特别适合于重复压裂改造，同时也适用于新井压裂及裸眼井、套管井的完井作业。

对Barnett 页岩地层中的1 口水平井进行了试验。在重复压裂之前，9 个射孔簇把超过600 m 的水平段平均分成83 m 长的间隔。把9 460 m3的减阻水和6.8×105kg 的石英砂泵入裂缝地层中，3 个转向体系（FDS1，FDS2，FDS3）在第1级中泵入，另外1个转向体系（FDS4）在第2 级中泵入。第1 级事件在水平段中间截面占据主要地位，裂缝方位北偏东30°。FDS1和FDS2 的裂缝转向体系导致微地震活动轻微，向水平井跟端移动，之前未经压裂的区域缺乏微地震活动，这表明转向体系FDS3 没有产生有效转向。之后通过调节裂缝模型参数和转向体系FDS4 参数，增产区域开始从中间向跟端明显变化，此时裂缝方位是北偏东20°，裂缝成功转向，从而增大了有效增产体积，产量从1.4×104m3/d 增加到4.5×104m3/d，最终采收率增加了20 百分点［11］。

2.2 通道压裂

新型的通道压裂是综合应用独特的泵注程序技术、流体加纤维技术、射孔技术及地质力学模型来创造高导流能力支撑裂缝的技术。该技术的关键是形成动态裂缝后，脉冲注入高黏携砂液和低黏隔离液，隔离液在携砂液中因黏度的差别而形成指进，造成局部支撑，而无支撑剂的区域在施工结束、裂缝闭合后就形成通道，可数倍地增加裂缝导流能力。

泵注程序技术、流体加纤维技术、射孔技术、岩石力学模型及现场应用效果分述如下。

2.2.1 泵注程序技术

通道压裂的泵注程序建立在常规水力压裂程序的基础上，与常规水力压裂程序不同的是支撑剂由脉冲方式注入，再由清水分开。该技术的优点是能够形成相同或者更大几何尺寸的有效裂缝，而使用的支撑剂更少。

2.2.2 流体加纤维技术

在一口压裂井的设计中，改用通道压裂设计。前置液可以用凝胶或者减阻水，而运移支撑剂时则通过加入纤维的交联液，并和清水交替泵入，以确保建立起稳定的支撑剂柱。脉冲过程中，携带支撑剂的聚合物不会影响最后的裂缝形态，因为储层流体的流动主要通过形成的通道来完成，这些通道也会提高裂缝的返排率。与常规压裂一样，泵入的交联流体包括破胶剂和其他添加剂。转换减阻水压裂为通道压裂，可大大减少支撑剂的用量。在压裂尾段需要继续加入支撑剂，以确保缝口位置有稳定、均匀的支撑剂填充层。

2.2.3 射孔技术

为使注入液体以多股独立的形式进入地层，便于支撑剂在裂缝中形成独立的支撑剂柱，不仅需要通过流体设计来实现，还需要通过特殊、非均匀的多簇射孔作业来完成。该方法与马塞勒斯水平井的射孔策略相似，而相位和孔密则与常规射孔相似。

2.2.4 岩石力学模型

因为低弹性模量的地层在高闭合应力下，可能引起已形成的支撑剂柱周围地层垮塌，导致裂缝导流能力降低，要保持地层中有裂缝通道，就要求弹性模量和闭合应力之比大于350。

2.2.5 现场应用效果

通道压裂技术以前主要应用于油气高产区，现在主要应用于页岩气的压裂改造中。在马塞勒斯和伊格福特区的很多井中已成功应用。生产数据表明，该工艺相对于常规压裂，能使产量平均增加10%以上，增产效率更高［12-13］。

2.3 超高质量泡沫压裂

超高质量泡沫压裂工艺使用超高质量的泡沫压裂液，结合超轻级支撑剂，采用支撑剂单层局部铺置。这种超高质量的泡沫压裂体系包括含有黏弹性表面活性剂的稠化水和氮气，在储层条件下产生气体体积分数为93%～99%的泡沫。

该体系对裂缝导流能力无伤害，能产生足够的携砂能力，有效地把超轻级支撑剂在复杂裂缝网络系统中单层局部铺置。由于用超高质量的泡沫压裂液能够使携砂液量最小，因此，该体系特别适用于低压、水敏性气藏（如休伦页岩地层）的增产作业。

2.3.1 超高质量泡沫压裂液

泡沫性能流变学研究表明，当气体体积分数超过90%时，泡沫就会终止存在，体系会形成雾状，从而降低其黏度和支撑剂携带能力。一般认为，增黏液相能克服气相体积的限制而不变为雾状。气体体积分数为95%的泡沫压裂液在37.8 ℃和6.9 MPa 的条件下，采用设计速度，注入含有1.35%表面活性剂的稠化水，到氮气流中产生体积分数为95%的气体泡沫，在连续剪切1 h 的条件下，测定其流变性。在37.8 ℃和40 s-1的速率下，连续剪切1 h 后，该体系的黏度几乎为850 mPa·s；而与之相比，泡沫相对密度在0.7、胍胶质量浓度在1.8 kg/m3的压裂液黏度则为200 mPa·s，证明了超高质量的泡沫压裂液能够成功应用。

2.3.2 现场应用效果

在休伦页岩地层29 口水平井的研究中，评价了在相同液量条件下，使用超高质量的泡沫压裂液，结合超轻级支撑剂，并采用支撑剂单层局部铺置工艺处理的井，与使用氮气压裂或者常规泡沫压裂的井进行了生产动态对比。结果表明，使用超高质量泡沫压裂工艺的井生产210 d 的累计产量，比其他所有参照井平均高46%左右；可见，该工艺能够提高低压气藏气井的生产能力，增产效果显著［14-16］。

2.4 减阻水压裂

由于大多数页岩地层都需要进行缝网压裂来沟通天然裂缝，而液体的效率低、用量大、携砂能力低，需要采用大排量压裂施工，这将导致泵送摩阻较高，所以，就研发了减阻水压裂工艺。该工艺是在清水中加入减阻剂来降低摩阻，满足大排量的工程要求。

目前，减阻水压裂已成为页岩地层的主流压裂方式，一般以聚丙烯酰胺作为减阻剂，或者采用质量浓度较低（0.12 kg/m3）的线性胶。采用的化学添加剂有3～12种，其类型和用量由水的性质和地层的地质条件决定，每种添加剂都有其特定的工程作用［17］。由于减阻水体系的黏度低，支撑剂运移能力可能会降低，裂缝宽度会减小。为了弥补采用大排量（16 m3/min 以上）的不足，选择的支撑剂质量浓度较低（28.95～118.42 kg/m3）。当施工结束时，把砂质量浓度提高到236.84～355.26 kg/m3。在Barnett 页岩地层的水平井应用中，每一级都使用（2.27～4.54）×105kg 的支撑剂［18］。因此，减阻水压裂一般都是采用大排量、大砂量、小粒径、低砂比的作业方式。

虽然减阻水压裂工艺已经在很多页岩地层成功应用，但是，由于减阻水体系的黏度较低，使得携砂能力受限。所以，研究人员提出了在压裂液中加入支撑剂运移改性剂以提高支撑剂的浮力，或者选用超轻级支撑剂，采用复合压裂工艺等措施缓解携砂能力低的问题，以提高裂缝导流能力，增加产能［19-20］。

另一个值得关注的问题是用水量大，这可通过循环使用返排液来解决。对返排液采取化学降解、固液分离、澄清等措施后，再加入耐盐型添加剂，使压裂液重新达到工业要求。根据北美地区的现场应用经验，一般返排20%～30%的液体生产动态最佳，这可能是因为返排量较小时，大量的液体留在地下会损害储层，产生水锁效应，影响产能。Christine 等［21］认为，水在页岩基质中滤失很少，起着支撑裂缝的作用，当返排量过大时，裂缝闭合反而影响产能。所以，最佳的返排量应该由这两者同时决定。

减阻水压裂工艺不仅作业成本低（较大型压裂减少65%左右），而且能使最终采收率增加20 百分点，大大提高了增产效益。

3 存在问题

页岩气开发还存在如下问题：1）脆性地层更容易形成复杂的网络裂缝，但决定地层是脆性还是塑性的主要因素还不清楚，应加大这方面的基础实验研究，分析页岩地层的可压缩性；2）支撑剂在页岩裂缝中的沉降规律及铺置方式对裂缝导流能力的影响尚不明确，应加大研究力度，以优化导流能力；3）应对返排液进行处理，使之快速有效地变成压裂液，达到循环再利用的目的，缓解水资源压力；4）减阻水压裂设计和优化的一个挑战性问题，就是目前工业上还无法成功地模拟裂缝的传播；为此，还需要开展大量工作。

4 结论

1）新型转向压裂工艺能有效压开未增产区域，提高最终采收率，但是，现场操作较为复杂，需要边观测、边调整，特别适用于老井的压裂改造，也适用于新井。

2）通道压裂工艺能够极大地增加裂缝导流能力，提高产量，但对弹性模量和闭合应力有要求，适用于弹性模量和闭合应力之比大于350 的储层。

3）超高质量的泡沫压裂工艺用水量少，对地层伤害小，增产效果好，但需要特殊的设备，排量较小，成本相对较高，适用于水敏性强或地层压力低的储层。

4）减阻水压裂工艺与之前的冻胶压裂相比，成本较低，对地层伤害小，能形成复杂的网络裂缝，增产效果好，但携砂能力有限，导流能力较低，对水的功率要求高，适用于天然裂缝发育、水平主应力相差不大、水敏性较弱的储层。

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