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【作者】：陈作 薛承瑾 蒋廷学 秦钰铭
【摘要】：页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点,决定了采用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造,必须探索研究新型的压裂改造技术,方能使其获得经济有效地开发。为此,在总结分析美国页岩气储层的岩性、物性、天然裂缝与力学性质特征的基础上,依据复杂裂缝形成机理,提出了压裂形成复杂缝网、增大改造体积的基本地层条件的观点,归纳了直井和水平井体积压裂改造工艺技术方法等。实践表明:页岩气储层获得体积压裂后不仅初期产量高,而且更有利于长期稳产;在我国压裂增产改造将是开发页岩气最重要的技术手段。建议分海相、陆相两大类型开展体积压裂适应性、体积压裂优化设计技术与实施工艺技术、压后监测与评估技术等攻关研究。
【作者单位】： 中国石化石油工程技术研究院;
【关键词】： 页岩气 体积压裂 缝网 剪切裂缝 水压裂 监测 建议
【分类号】：TE377
【DOI】：CNKI:SUN:TRQG.0.2010-10-010
1 页岩气基本特征
美国Fort Worth 、Illinois 盆地等5 大盆地生产页岩气，占美国产气量的95%以上，页岩气开采深度普遍小于3 000m ，其储层典型特征为：① 石英含量大于28%，一般为40%～50%，遭受破坏时会产生复杂的缝网；② 页岩气储层致密，孔隙度为4.22%～6.51%，基质渗透率在1.0mD 以下；③ 页岩微裂缝发育，页岩气在裂缝网络系统不发育情况下，很难成为有效储层；④ 页岩气有机质丰度高，厚度大，有机碳含量一般大于2%，成熟度为1.4%～3.0%，干酪根以Ⅰ～Ⅱ 型为主，有效厚度一般在15～91m ；⑤ 页岩脆性系数高，容易形成剪切裂缝，如Barnett 页岩杨氏模量为34 000～44 000mPa ，泊松比为0.2～0.3 ；⑥ 页岩气主要有吸附态、溶解态和游离态3 种赋存状态，其赋存状态要求有大的改造体积，这样才会获得高产[1‐2]。
2 页岩气井体积压裂技术
体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。 页岩气储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。数值模拟研究表明[3]，页岩气储层改造的体积（SRV ，106 ft3 ；1 ft3 ＝0.028 317m3 ）越大，压后增产效果越好（图1） 。但要实现体积改造，除地层要具备体积压裂的基本条件外，压裂改造工艺方法也十分关键。  
2.1 页岩气体积改造的地层条件
1）天然裂缝发育，且天然裂缝方位与最小主地应力方位一致。在此情况下，压裂裂缝方位与天然裂缝方位垂直，容易形成相互交错的网络裂缝。
2）岩石硅质含量高（大于35%） ，脆性系数高。岩石硅质（石英和长石）含量高，使得岩石在压裂过程中产生剪切破坏，不是形成单一裂缝，而是有利于形成复杂的网状缝，从而大幅度提高了裂缝体积。
3）敏感性不强，适合大型滑溜水压裂。弱水敏地层，有利于提高压裂液用液规模，同时使用滑溜水压裂，滑溜水黏度低，可以进入天然裂缝中，迫使天然裂缝扩展到更大范围，大大扩大改造体积。图2 为滑溜水压裂和交联冻胶压裂改造范围的比较曲线。
2.2 页岩气井体积压裂工艺技术
2.2.1 直井滑溜水大型压裂技术
2.2.1.1 压裂工艺
压裂工艺体现了“两大、两小”特征，“两大”是指：①大排量，施工排量10m3/min 以上；② 大液量，单井用液量2 271～5 678m3 。“两小”是指：① 小粒径支撑剂，支撑剂一般采用70/100目和40/70目陶粒，② 低砂比，平均砂液比为3%～5%，最高砂液比不超过10.0%。
2.2.1.2 压裂液体系
压裂液体系以滑溜水为主，滑溜水可以采用阴离子聚合物，也可以用低浓度瓜胶。
2.2.2 水平井分簇射孔分段压裂技术
2.2.2.1 分簇射孔技术
为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，采用分簇射孔技术，每级分4～6 簇射孔，每簇长度0.46～0.77m ，簇间距20～30m ，孔密16～20 孔/m ，孔径13mm ，相位角60°或者180° 。
2.2.2.2 分段压裂技术施工参数
施工排量为12.7～19.0m3/min ；压裂液为滑溜水或低浓度胶液，每段用量2 000～5 000m3 ；支撑剂单井用量为60～190m3 ，100 目支撑剂30～360 kg/m3 斜坡递增浓度，40/70 目支撑剂30～600 kg/m3 斜坡递增浓度。
2.2.2.3 分段压裂技术施工步骤
施工步骤为：① 第一段采用油管或连续油管传输射孔，提出射孔枪；② 从环空进行第一段压裂；③ 凝胶冲洗井筒；④ 用液体泵送电缆＋ 射孔枪＋ 桥塞工具入井；⑤ 电引爆座封桥塞，射孔枪与桥塞分离，试压（约过射孔段25m） ；⑥ 拖动电缆带射孔枪至射孔段，射孔，拖出电缆；⑦ 压裂第二层，重复步骤④～⑦ ，实现多层分段压裂。
2.2.2.4 压后桥塞处理
压后用连续油管磨铣或Φ73mm ＋ Φ101.6mm的5 刃刀钻掉桥塞，合层排液求产。
2.3 页岩气体积改造效果
采用上述方法，通过井下微地震波测试，证实页岩气直井滑溜水大规模压裂和水平井分簇射孔分段压裂形成网络裂缝，提高了压裂体积（图3） 。 
在Barnett 页岩19 口有井下微地震监测资料的井，改造后的体积与压后6 个月和3 a 累计产量的比较曲线见图4 。由图4 可见：19 口井的压裂改造体积在5.3×106～52.7×106m3 ，且压后4 个月的累计产量随着改造体积的增加而增加，压后3 a 增加的幅度更大，这充分说明改造体积对页岩气压后产量的重要作用。
3 对国内页岩气井压裂改造技术的建议
我国古生界海相和中新生界陆相均发现页岩气[4 ]，海相页岩以南方、华北等3 大地区为主，陆相页岩分布于松辽、准噶尔等5 大盆地，主要盆地和地区的页岩气资源量约为15×1012～30×1012m3 ，因沉积环境与条件的差异，各盆地与地区页岩气非均质性非常强，因此，各盆地与地区页岩气对压裂改造技术适应性，将是一个长期研究与探索的过程，不可能一蹴而就，建议分海相与陆相两大页岩气类型展开体积压裂技术攻关研究与试验。
1）复杂裂缝形成的机理研究：① 岩性、物性、力学性质与天然裂缝条件；② 最大与最小主地应力差异；③ 剪切裂缝形成机制。
2）体积压裂工艺技术方面：① 体积压裂油藏数值模拟研究；② 水力裂缝间距与导流能力优化[5 ]；③ 体积压裂实施与控制技术研究，包括同步压裂技术等。
3）体积压裂适合材料研究。
4）先试验直井，在直井试验成功取得经验后再向水平井拓展。
5）裂缝监测技术方面要大力发展井下微地震监测技术，以评价页岩气压裂复杂裂缝扩展情况，指导现场压裂设计与评估效果。
4 结论与认识
1）页岩气在国外得到了很好的开发利用，而国内页岩气开发研究则处于起步阶段，亟待攻关研究其增产改造技术。
2）页岩气主要采用压裂投产方式开发，包括直井滑溜水大型压裂和水平井分簇射孔分段压裂，改造思路为形成复杂缝网的体积改造技术。
3）页岩气水平井主体体积压裂技术为可钻式桥塞封隔分段压裂，包括分段电缆簇射孔技术，高排量、滑溜水、大规模、低砂比压裂施工技术，可钻式桥塞封隔技术等。
4）国内页岩气有丰富的资源量，要得到有效的开发利用，压裂增产改造技术尤为关键，建议首先在直井上开展体积压裂技术，探索工艺、液体、施工参数的适应性和评价压后效果，取得成功后向水平井发展。
5）为发展国内页岩气水平井体积压裂技术，应重点研究泵送可钻式桥塞分段压裂技术，包括研制可钻式桥塞，研究电缆分级射孔技术，电引爆桥塞座封技术等配套技术。
参考文献
[1]CIPOLLA C L ，WARPINSKI N R ，MAYERHOFERm J ，et al.The relationship between fracture complexity ，reservoir properties ，and fracture treatment design [C ]∥ SPE Annual Technical Conference and Exhibition ，21‐24 September 2008 ，Denver ，Colorado ，USA ：SPE ，2008.SPE 115769.
[2]mAYERHOFERm J ，LOLON E P ，WARPINSKI N R ，et al.What is stimulated rock volume ？ [C]∥ SPE Shale Gas Production Conference ，16‐18 November 2008.Fort Worth ，Texas ，USA ：SPE ，2008.SPE 119890.
[3]WARPINSKI N R ，MAYERHOFERm J ，VINCENTm C ，et al.Stimulating unconventional reservoirs ：maximizing network growth while optimizing fracture conductivity [C]∥ SPE Unconventional Reservoirs Conference ，10‐12 February 2008.Keystone，Colorado ，USA ：SPE ，2008.SPE 114173.
[4]朱华，姜文利，边瑞康，等．页岩气资源评价方法体系及其应用——— 以川西坳陷为例[J].天然气工业，2009 ，29 （12） ：130‐134.
[5]陈作，王振铎，曾华国．水平井分段压裂工艺技术现状及展望[J].天然气工业，2007 ，27（9） ：78‐80.
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