河南省中牟区块页岩气储层压裂技术初探

林景禹，邱庆伦，丁建锁，袁青松，冯彩琴



河南省中牟区块页岩气储层压裂技术初探

林景禹1，邱庆伦2，丁建锁1，袁青松2，冯彩琴1

（1．深圳市百勤石油技术有限公司，广东深圳 518054；2．河南省地质调查院）

为评价南华北地区上古生界二叠系海陆过渡相页岩气储层的资源量，对河南省中牟区块太原组页岩气储层开展了压裂技术研究。根据牟区块M1井、Z2井太原组页岩气储层的岩性、孔渗、天然裂缝、脆性矿物、含气量、有机碳含量、岩石力学性质等，开展了页岩气大规模的体积压裂，技术参数优化，包括射孔位置优选、射孔方式确定、压裂液选择、支撑剂选择、压裂排量优化、压裂缝长优化等。两口井压裂后最高日产气4 000 m3，南华北盆地太原组页岩气勘探由此获得突破。

南华北地区；中牟区块；太原组；页岩气储层；缝网压裂

1 太原组页岩气储层特点

中牟区块太原组为海陆过渡相页岩气储层，埋藏深、厚度大，纵向岩性复杂，泥岩、泥页岩、灰岩互层分布，小层多，层间差异大，非均质性较强。太原组储层孔隙度为1.9%～3.2%，渗透率为（0.002～0.02）×10–3μm2，属于特低孔特低渗储层。储层硅质矿物含量为34%～37%，黏土矿物含量为50%～56%，脆性指数低。泥页岩致密，压裂加砂改造难度大，要求压裂液防膨性能好、黏度高。储层杨氏模量20～45 GPa，泊松比0.29～0.35，破裂压力59～64 MPa，可压指数29%～43%，储层可压性一般[1]。太原组页岩气储层最小水平主应力42～65 MPa，最大水平主应力58～77 MPa，两向水平主应力差偏大，差异系数大于10%，压裂时不易于形成体积缝网[2]。太原组多发育水平层理，灰岩中高导缝、充填缝较发育。

2 太原组页岩气储层压裂技术优化

2.1 射孔位置优选

依据M1井、Z2井太原组钻井、录井、测井解释成果，以页岩气储层的脆性特征、TOC含量、含气性、岩性、电性特征为基础优选射孔层位，优选原则如下：

（1）TOC含量与含气量较高；

（2）脆性指数较高、天然微裂缝较发育；

（3）地应力差异相对较小部位；

（4）高杨氏模量低泊松比；

（5）孔隙度、渗透率较高；

（6）固井质量好，避开套管接箍；

2.2 射孔方式与参数优化

由于相同孔密和孔径下，孔眼摩阻随排量增大而增大。相同排量下，射孔孔眼摩阻随射孔孔密增加、孔径的增大而减小，因此综合考虑，为满足页岩气压裂施工大排量要求，采取多簇射孔，优化射孔厚度3.0～3.5 m，孔密16孔/m，射孔直径10 mm，能满足页岩气压裂施工裂缝起裂与扩展所需要的最低单孔排量。

2.3 压裂液选择

根据页岩储层岩石力学性质、脆性矿物含量等因素计算储层压裂指数，选取合适的压裂液与支撑剂体系。目的层杨氏模量高、脆性指数低，页岩气段采取滑溜水 + 线性胶混合压裂液体系，利用滑溜水段塞式加砂工艺促进体积缝形成，利用线形胶提高施工砂比，从而有效提高裂缝的导流能力。

（1）根据地层特点，选择滑溜水压裂液体系进行体积压裂。该体系具有低摩阻、易返排等特点，表观黏度1.5～2.5 mPa·s，具有一定的携砂性，降阻效率大于70%，可实现在线混配。

（2）压裂后期，采用对地层伤害低的线性胶体系，以增加主裂缝近井筒导流能力，保持产量稳定。线性胶表观黏度25～30 mPa·s，可实现在线混配。

2.4 支撑剂选择

选择100目 + 40/70目粒径组合，100目粉陶可以打磨孔眼，降低近井弯曲摩阻，用于支撑和充填微裂隙、降低滤失、增加主裂缝净压力，有利于开启更多次生裂缝形成体积裂缝。选择40/70目低密度陶粒，相较30/50目陶粒可以更容易进入目的层，确保施工成功率。根据地层闭合压力梯度2.25 MPa/100 m，计算太原组目的层地层闭合应力65.0 MPa左右，优选69 MPa压力下破碎率小于10%的低密陶粒作为支撑剂。

2.5 排量优化

（1）压裂目的层底部灰岩隔层中夹有煤层，为避免压窜煤层，造成煤屑污染储层，需要控制施工排量，避免人工裂缝在纵向上延伸至煤层。

（2）为保证页岩气缝网压裂裂缝起裂与延伸所需的单孔流量，施工排量要大于10 m3/min。

（3）在10～12 m3/min排量下，应用Meyer软件进行压裂裂缝模拟，单簇（簇长1 m，共16 孔）施工排量3.0 m3/min左右时，裂缝长度和高度的延伸出现变缓的拐点（图1）。 在射孔长度共3.5 m情况下，当施工排量10.5 m3/min以上，缝长和缝高的增长将变缓（图2），优化设计排量为 10～12 m3/min。

2.6 压裂缝长优选

利用Meyer压裂软件页岩气模块，分别模拟不同压裂裂缝半长情况下，日产气量的变化，结果表明，缝长超过200 m后产量提升幅度逐渐变小，因此优选缝长为190～220 m[3–6]。

3 现场应用

3.1 压裂井基本情况

中牟区块页岩气储层埋深2 800～2 900 m，原始地层压力系数0.9～1.0，钻探两口井M1井、Z2井，采用簇式射孔对气层进行压裂求产（表2）。

图 1 单簇排量与缝长的关系

图 2 单簇排量与缝高的关系

3.2 现场压裂实施及效果

在中牟区块实施了两口探井页岩气缝网大规模压裂施工，压裂液体系采用滑溜水 + 线性胶体系，M1井采用100目粉陶 + 40/70目陶粒 + 30/50目陶粒组合支撑剂，Z2井支撑剂采用100目粉陶 + 40/70目陶粒组合支撑剂。压后M1井、Z2井均获得日产气千方以上（表3）[7–8]。

表2 两口页岩气井地质参数

表3 两口页岩气井压裂参数

4 结论与认识

（1）南华北盆地二叠系太原组页岩气层具有埋藏深、天然裂缝发育不一、地层复杂、非均质性强的特点，这增大了页岩气储层压裂的改造难度。

（2）针对中牟区块太原组页岩气的储层特点和压裂难点，采用大规模缝网压裂技术[9]，压后最高日产气4 000 m3，南华北盆地太原组页岩气勘探获得突破。

（3）两口井压后产量下降快、地层压力低、地层能量不足，难以持续稳产。

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编辑：张 凡

2017–11–21

林景禹，高级工程师，1973年生，1996年毕业于西安石油大学石油工程专业，现从事储层压裂、酸化改造技术研究工作。

河南省重大科技专项“河南页岩气勘查开发及示范应用研究”（151100311000）。

1673–8217（2018）04–0109–03

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