威远页岩气藏加砂压裂困难井影响因素研究

袁灿明， 龚 蔚， 李雪飞

(中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司)

页岩气是以多种相态存在并富集于页岩地层中的天然气，既是烃源岩又是储集层，属于典型的自生自储型气藏，页岩气主要以基质吸附气和裂缝、孔隙中的游离气存在。页岩开发主要表现为常规试气产能低或无产能，需大规模体积改造才能获得工业气流[1-3]。通过“十二五”期间的探索和发展，形成了以水平井桥塞分段体积压裂为主体的改造技术[4]。实践表明威远龙马溪组页岩气加砂压裂存在不同程度的加砂困难，部分井段存在低排量、高泵压、加砂敏感等一系列工程技术难题。

一、影响压裂困难因素分析

1.岩性特征

威远龙马溪组主要包括碳质页岩相、粉砂质泥页岩相和泥灰岩相，微含钙质。岩性组分主要以石英矿物、黏土矿物及碳酸盐岩为主，黏土矿物中主要以伊利石和伊蒙混层为主，含有少量绿泥石[5]。

2.天然裂缝发育

2.1 天然裂缝分析

页岩天然裂缝分为：构造缝、层理滑脱缝、层间页理缝和有机质演化异常压力缝[6-7]，微观结构可以观察大量页理结构和天然裂缝。

页岩压裂所用压裂液中低黏液体占比高，低黏液体更容易将页岩中的微裂隙和天然裂缝压开，导致液体滤失增大。随着人工裂缝的扩展，裂纹面积增大，液体总滤失率增加，增长速率逐渐降低[8]，这与现场页岩气压裂过程微地震监测数据较为吻合。

2.2 裂缝夹角

当水力裂缝与天然裂缝弱面相遇时会出现多种情况，国内外学者对穿越界面的裂纹扩展问题进行了大量研究，认为当水力裂缝尖端应力场能满足在天然裂缝另一侧形成新的裂缝，而同时又不使天然裂缝面发生滑动的条件时，则认为水力裂缝能够穿过天然裂缝扩展。界面裂缝穿越问题涉及到相遇夹角、界面胶结和界面摩擦等多个因素[9-10]。

2.3 层理结构

由于页岩层理滑移所导致的缝宽窄，支撑剂在裂缝内沉降时，裂缝壁面对支撑剂颗粒产生拉拽效应，裂缝壁面效应对支撑剂沉降速度的影响更加明显[11]。支撑剂粒径与缝宽比值对支撑剂沉降速度的影响很大，进一步影响加砂过程砂浓度的提高。根据支撑剂粒径与页岩层理缝宽关系模型计算(表1)，假设页岩为规则层理，按施工排量10～12 m3/min、缝高75 m计算，层理缝缝宽在0.42～0.98 mm之间，对应在12 m3/min排量下允许支撑剂通过的砂浓度范围在60～140 kg/m3。

表1 不同砂浓度条件下允许支撑剂通过裂缝缝宽表

3.地应力特征

页岩压裂以改造体积大小为目标，合理的缝内净压力是形成复杂裂缝的关键。如果施工前期净压力控制不好，天然裂缝过早张开，液体大量滤失造成净压力快速下降，则人工裂缝缝宽扩展受限，极易造成加砂敏感，砂比提升受限影响总加砂量。

4.射孔孔眼

射孔的目的是使每段各簇的岩石破碎应力的差异最小化，确保各个射孔簇具有相等的断裂初始压力，从而使各簇等压力传输，但由于射孔孔眼直径、孔眼深度差异等因素的影响(图1)，导致岩石破碎应力的差异化(图2)，这使得在近井地带容易发生裂缝扭曲和变形，限制了人工裂缝的拓展。

图1 页岩气射孔示意图

除上述影响因素之外，井筒清洁性也是需要考虑的一个重要因素。在完井过程中出现近井地带钻井液滤失伤害、井壁附着钻井液、井筒异物、孔眼不完善等问题，导致部分孔眼进液困难，甚至未加砂就出现低排量高泵压，整体施工压力远高于同井后续的压裂改造段。

综上所述，影响页岩气藏压裂改造难易程度的主控因素包括天然裂缝发育情况、裂缝夹角和页岩页理层理结构、地应力特征和孔眼完善性等。

图2 射孔簇间应力干扰

二、加砂困难统计分类

统计2015～2017年威远龙马溪页岩加砂压裂施工数据，其中73段出现了不同程度的加砂困难(图3)，结合单段储层特点、压力响应特征、加砂量、加砂浓度、加砂难易程度等加砂特征将加砂困难井进行影响因素分类(表2)，即天然裂缝破碎带、缝宽不足、裂缝净压力、岩性成分、其他工程因素等，为加砂困难井原因分析提供数据支撑。

统计分析表明，影响页岩加砂压裂施工困难的主要因素是天然裂缝破碎带发育、缝宽不足、净压力控制不当，分别占比31.6%、34.2%、10.5%。

三、典型井例分析

结合影响因素和统计分析，页岩的层理结构是影响加砂困难的重要因素之一，层理结构导致页岩压裂普遍为剪切走滑破坏，缝宽窄。以W204H11-2井为例，该井位于威远构造中奥顶构造南翼，蚂蚁体追踪显示该井第2～12段附近无裂缝带发育。

图3 2015～2017年威远龙马溪组页岩气加砂困难井统计图表2 加砂困难井施工特征分类

序号压力响应特征分类段数典型井(段)加砂困难原因简析1压裂初期建立排量困难,粉砂砂浓度低,加砂量在50～70 t之间,粉砂占比95%以上Ⅰ类12204H11-1(5)204H9-1(16/20/25)204H9-2(11)204H9-3(19/22/23/24/25)204H9-4(7/19)204H9-6(9)地质资料显示为天然裂缝破碎带,裂缝非常发育,部分井段在钻井期间表现出漏失、卡钻等现象,近井摩阻大,综合分析表现为天然裂缝集中响应2全程砂敏感,粉砂压力波动4.0～7.0 MPa,砂浓度超过160 kg/m3后更明显;后期表现为陶粒加砂困难,砂浓度一般在120 kg/m3以内,粉砂占比70%～95%Ⅱ类13204H11-1(6)204H11-2(6/12/13/23)204H11-3(3/4/24/25)204H9-2(4/8)204H9-6(8)地质资料显示无天然裂缝,段塞打磨效果较好,滤失较严重,人工裂缝缝宽不足,小粒径支撑剂可以在适当砂浓度条件下加入,但40/70陶粒加入困难,分析与页岩层理结构相关3粉砂段塞阶段施工压力下降速率快,下降10～15 MPa,下降速率0.12～ 0.22 MPa/min,加砂量70 t以内Ⅲ类4202H1-1(11)204H11-3(26)204H9-1(4/5)天然裂缝过早张开,液体大量滤失造成净压力快速持续下降,人工裂缝在长度和宽度上扩展都受限,是引起后期加砂困难的主要原因4排量建立困难,甚至未加砂就高泵压,整体施工压力远高于本井后续改造段,加砂施工压力波动在6～8 MPa,总加砂量不超过40 t,最低仅8.1 t粉砂Ⅳ类5202H1-3(1)204H1-2(1)204H1-3(1)204H5-1(1)204H9-1(1)完井阶段各种工程引起的近井地带钻井液滤失伤害、井壁附着钻井液、井筒异物、孔眼不完善等问题,导致部分孔眼进液困难甚至完全不进液5前期加砂正常,中途停泵,二次起泵后建立大排量困难,被迫停止加砂,未完成设计加砂量Ⅴ类2H11-2(15)H9-1(19)停泵时间过长,裂缝闭合,第一次加入的支撑剂已将裂缝网络铺置且裂缝闭合,二次起泵滤失加重,再次形成人工裂缝困难;同时近井筒沉砂易造成缝内砂堵并形成砂桥6压裂过程中易出现压力异常升高,上升斜率大,曲线波动不受砂浓度影响,摩阻下降后压力即可恢复正常Ⅵ类2202H10-6(8/9)为节约淡水资源,目前现场普遍采用返排液混合清水进行施工,返排液摩阻变化较大

压裂施工曲线表明，粉砂段塞进入地层后压力波动幅度平均4.5 MPa，40～70目陶粒进入地层后出现缝内砂堵迹象，施工压力陡升，陶粒在层理缝内运移受阻，加砂量与压力波动幅度存在明显相关性(图4)，压后统计粉砂占比70%～95%，加砂量低于设计量。

在压裂措施方面，针对页岩加砂压裂困难井段，可采用密集低砂浓度段塞泵注模式，缩短段塞长度、加大冲洗液量和注入高黏液体提高净压力等降低裂缝扭曲程度，提高加砂量；根据支撑剂粒径与页岩层理缝宽关系模型可预测层理缝宽值，针对层理发育的页岩，加砂压裂粉砂段塞阶段若出现施工压力波动幅度大的异常情况，应立即采取相应措施，控制陶粒砂浓度。

图4 W204H11-2井加砂量与压力波动幅度关系图

四、结论和认识

(1)影响页岩气藏压裂改造的因素包括天然裂缝、裂缝夹角和页理层理结构、地应力特征和孔眼完善性；统计学分析主控因素是天然裂缝破碎带、缝宽不足、净压力控制和首段破裂压力高。

(2)页岩压裂低黏液体更容易将页岩中的微裂隙和天然裂缝压开，导致液体滤失增大，易造成砂堵、砂比和加砂规模受限。压裂初期井筒周围产生地应力集中，地应力对裂纹影响显著，裂纹转向最小地应力法向；远离井筒后地应力集中消失，裂缝转向层理方向。页理层理结构导致加砂压裂缝宽窄，支撑剂在裂缝内沉降时，裂缝壁面对支撑剂颗粒产生拉拽效应，随着支撑剂粒径与缝宽比值的不断减小，支撑剂的运移通道越来越窄，支撑剂与裂缝壁面的碰撞更加频繁，导致水平运移速度急剧下降，支撑剂迅速沉降。

(3)对于页理层理发育的页岩，蚂蚁体追踪解释天然裂缝不发育但加砂困难的井，加砂量与施工压力波动幅度之间存在较为明显的负相关关系，结合施工曲线分析认为蚂蚁体追踪的解释精度对页理层理发育的页岩存在局限性。

(4)水力裂缝与天然裂缝弱面相遇，相遇夹角和水平主应力差是天然裂缝开启与否的主控因素。合理的缝内净压力是形成复杂裂缝的关键，净压力控制不好，会导致天然裂缝过早张开，人工裂缝缝宽扩展受限，极易造成加砂敏感，砂比提升受限影响总加砂量。