压裂新技术在非常规油气开发中的应用

压裂新技术在非常规油气开发中的应用

刘秉谦1，张遂安1，李宗田2，贺甲元2，卢凌云1

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249; 2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

摘要：压裂是非常规油气开发过程中主要的技术措施，压裂技术的创新是实现非常规油气资源大规模开发的关键。重点介绍了新型压裂改造技术的技术原理及其在煤储层、致密砂岩储层、页岩储层等开发过程中的应用，包括同步压裂技术、高速通道压裂技术、纤维压裂技术、穿层压裂技术、固井滑套压裂技术和泵送桥塞压裂技术。并针对应力叠加效应、支撑剂异构铺置、铺砂剖面优化、裂缝穿层延伸、定点起裂、变粒径变排量作业等技术优势总结了各技术的设计原理及现场应用情况，为非常规油气的开发与改造提供参考和借鉴。

关键词:非常规油气藏；同步压裂；高速通道压裂；纤维压裂；穿层压裂；固井滑套；泵送桥塞

中图分类号：TE348

基金项目：山西省自然科学基金“煤层气径向井压裂工艺研究”(AX20140006)。

作者简介：第一刘秉谦(1991年生)，男，在读硕士研究生，油气田开发工程专业。邮箱：liubingqian129@163.com。

New Stimulation Technology for Unconventional Oil & Gas Development

Liu Bingqian1, Zhang Suian1, Li Zongtian2,He Jiayuan2, Lu Lingyun1

(1.ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.PetroleumExplorationand

ProductionResearchInstituteofSINOPEC,Beijing100038,China)

Abstract:Fracturing is an indispensable technique for unconventional oil and gas development, and its innovation is the key to large-scale development of unconventional oil and gas resources. Application of new fracturing technology for development of coalbed methane reservoir, tight sandstone reservoir, and shale reservoir was introduced, including simultaneous fracturing, channel fracturing, fiber fracturing, interlayer fracturing, cementing sleeve, and pumping bridge plug. Focusing on the technological advantages of stress superposition effect, non-uniform sanding section, optimizing of sanding section, extension of fractures through interface, the fixed initial point, and construction with variable proppant size and variable flowing capacity, designed principles and field application results were summarized, providing good reference for development and transformation of unconventional oil and gas reservoirs.

Key words: unconventional oil and gas reservoir; simultaneous fracturing; high-speed channel fracturing; fiber fracturing; interlayer fracturing; cementing sleeve; pumping bridge plug

近年来，随着常规油气资源的快速消耗及开发难度的增加，非常规油气资源的勘探开发呈现出快速上升的趋势。依托分段压裂技术为主的增产改造技术，美国的煤层气、页岩气、致密油和致密气等非常规油气资源的开发取得快速发展，2011年美国非常规气产量达到全美天然气总产量的67%以上[1]，率先实现了非常规油气资源勘探开发的突破(图1)。

图1　2000—2011年美国非常规气产量占全美 天然气总产量比例统计图 Fig.1　Statistics of the proportion of unconventional gas production to total gas production in the United States from 2000 to 2011

中国非常规油气资源丰富，致密气可采资源量为(8.8～12.1)×1012m3，页岩气可采资源量为(15～25)×1012m3，煤层气可采资源量为10.9×1012m3，致密油可采资源量为(13～14)×108t[2]。目前，中国非常规油气资源正处于快速发展的阶段，预计至2015年，仅页岩气和煤层气的产量就将突破225×109m3[3,4]。

在非常规油气资源尤其是页岩气和煤层气的开发中，压裂技术起到重要的作用，本文主要介绍新型压裂改造技术和新型水平井压裂完井技术在非常规油气中的应用情况，为非常规油气资源的勘探开发提供借鉴。

1 新型压裂改造技术

1.1 同步压裂技术

同步压裂技术[5-8]主要是对多口相邻水平井同时进行压裂施工作业，利用压裂过程中储层应力场的改变在相邻裂缝间形成裂缝叠加区域，并充分利用叠加区域的叠加效应使储层内微裂缝、天然裂缝开启、沟通，形成对储层的整体改造。

水平井井组HZ-S-6是鄂尔多斯盆地致密砂岩气水平井井组，该井组共有6口井，为井口在一个平台的丛式水平井组，南北各布置3口井(图2中1～3号和4～6号)，排列布局呈米字形(图2)。采用同步压裂和常规分段压裂对1～6号这6口井进行压裂改造，设计方案采用1—2—1—2的方式(即：最先对1号井进行压裂施工，其次对分别2号井和3号井进行同步压裂施工，然后再对4号井进行压裂，最后对5号井和6号井同步压裂)，压裂过程利用微地震技术进行监测。

图2　水平井组井位示意图 Fig.2　Well position of horizontal well group 数字1～6为井号

将井组HZ-S-6中同步压裂和常规压裂的效果进行对比分析，发现同步压裂具有两个明显的特征：一是施工压力明显升高；二是在应力叠加区域中，微地震信号显著增强。与井距较大的同步压裂段和采用常规压裂的单井段相比，井距较小的同步压裂段中间区域的微地震监测信号明显增强。经分析认为，在同步压裂过程中，裂缝的压力波产生叠加效应，改变同步压裂井段中间区域的应力场，应力值增加，导致这一区域的微地震监测信号增强。同时，由于同步压裂过程中产生应力叠加效应，区域内应力值成倍增加，而地层向外扩散压力的速度基本不变，导致同步压裂施工压力显著升高(表1)。应力叠加效应有利于开启地层中的天然裂缝和微裂缝，改善压裂区的渗流效果，进一步提高压裂的效果。

表1　水平井组施工压力数据统计表

图3所示为相邻的4号井、5号井和6号井3口井的压裂后生产情况，压裂后的生产数据对比发现，采用同步压裂的6号井产量最高，采用同步压裂的5号井初期产量高于常规压裂的邻井4号井，但长期生产产量较4号井偏低。分析认为是施工原因，5号井同步压裂过程中，第一段压裂施工过程中将第4段的压裂滑套打开，导致5号井最后实际有效压裂段减少，只有第5段至第9段成功实施同步压裂作业。3口井的压裂后生产数据表明，同步压裂使储层的改造效果得到提升，证明了同步压裂技术的有效性。

图3　水平井组相邻井4～6号井生产数据图 Fig.3　Production data of adjacent No.4～6 wells

1.2 高速通道压裂技术

高速通道压裂技术是一项应用于低渗透储层改造的新型压裂技术，该技术通过实现支撑剂在地层中的异构铺置，在支撑剂充填区内部创造开放性的流动通道，使整个支撑剂填充区形成高速通道网络，从而显著提高裂缝的导流能力(图4)。

高速通道压裂技术整合了完井工艺、填砂工艺、流体控制工程，以保证施工后在水力裂缝中形成稳定的高速渗流通道[9]。为了实现此目的，高速通道压裂技术在压裂设计方面进行了几点改进。

(1)在射孔方式方面，高速通道压裂技术采用多簇射孔代替常规压裂的射孔等间距排列的方式(图5)，其目的在于通过多簇射孔提高进入裂缝的支撑剂段塞之间的分流效果，利于在裂缝中形成独立的支撑剂块，保证裂缝到井筒间的通道具有最佳的导流能力。

图4　支撑剂均匀铺置(左)与支撑剂 异构铺置(右)示意图 Fig.4　Uniform (left) and nonuniform (right) sanding section

图5　常规压裂与高速通道压裂射孔方式对比示意图 Fig.5　Comparison of the perforation mode of conventional fracturing and channel fracturing

(2)在压裂液的泵注方面，高速通道压裂技术采用较高频率交替循环泵送含支撑剂压裂液和纯压裂液脉冲段(图6)，使支撑剂在裂缝中形成稳定的支撑剂块，这种段塞方式的压裂液泵注程序更有利于在支撑剂的充填区域形成高速渗流的通道网络。

图6　常规压裂与高速通道压裂压裂液泵注方式对比示意图 Fig.6　Comparison of pump injection of conventional fracturing and channel fracturing

(3)在压裂液的配制方面，研究发现，向压裂液中添加纤维可以显著降低支撑剂段塞的分散程度，从而提高不连续充填层的稳定性[10,11]。

美国Eagle Fold页岩含有大量的天然气，同时又富含石油和凝析油资源，然而该区储层致密，孔隙度为7%～10%。井底温度和储层压力较高，岩石杨氏模量为13800～31050MPa[12]。为了更好地试验高速通道压裂技术的应用效果，在该区选择了两口井作为评估井：1号井位于产气区，2号井位于凝析油产区。并将这两口井的压裂后生产效果同邻井进行对比。

对比结果显示(图7)，两口井的生产状况明显好于邻井，1号井的初始产量比最高产量的邻井高37%，180天后的累计产量比邻井高76%；2号井的初始产量比邻井高32%，180天后的累计产量比邻井高54%。该技术表现出良好的效果，可以显著提高最终采收率。

图7　两口井与邻井生产情况对比图 Fig.7　Production data of the two wells and adjacent wells

1.3 纤维压裂技术

水力压裂过程中，支撑剂的沉降速率对支撑裂缝的几何形态具有重要的影响，沉降速率过高会导致支撑剂主要聚集在裂缝的底部，导致其不能充满裂缝，影响压裂增产效果。同时，支撑剂返排是压裂施工过程中的重要问题。支撑剂返排严重，不仅会影响裂缝的导流能力，而且有可能损坏套管和井口设备等[13]。针对这些问题，斯伦贝谢公司研制了FiberFRAC纤维基压裂液，并在美国加利福尼亚和墨西哥北部等地区的应用中取得了明显效果。

纤维压裂技术的主要原理是利用可降解纤维基压裂液悬浮能力强的特点，降低支撑剂的沉降速率，改善支撑剂的沉降剖面(图8)。同时，压裂液中的纤维可以有效连接支撑剂，防止支撑剂在压裂液返排过程中回流。

纤维压裂技术的优点可以总结为：①降低压裂液的黏度，有效控制水力裂缝的高度；②具有较好的悬砂特性(图9)，降低支撑剂的沉降速率，改善裂缝的铺砂剖面，增加裂缝闭合后的有效长度；③防止支撑剂回流；④压裂闭合后纤维可降解，减小纤维对导流能力的影响。

图8　常规压裂与纤维压裂铺砂剖面对比示意图 Fig.8　Sanding section comparison between conventional fracturing and fiber fracturing

图9　常规压裂与纤维压裂液悬砂效果对比图 Fig.9　Effect of suspended sand by conventional fracturing and fiber fracturing

纤维压裂技术已在美国Barnett页岩中进行了应用[14]。为了检验其应用效果，将FiberFRAC压裂液处理的井和用减阻水处理的井的产量进行对比，结果显示：FiberFRAC试验井的产量是减阻水处理井产量的两倍，证明了纤维压裂技术能够有效提高低渗透气藏的开发效果(图10)。

SD44-42C3井、SD45-32C4井和SD45-33井是苏里格气田的3口井[15]，为了检验纤维压裂技术在防止支撑剂回流方面的效果，SD44-42C3井的S12、S21层采用纤维压裂技术，将压裂作业后的效果同SD45-32C4井、SD45-33井进行对比，结果见表2。

图10　纤维压裂试验井与减阻水处理井生产情况对比图 Fig.10　Production data of fiber fracturing wells and reducing-drag surfactant wells

井号层位射孔井段(m)压裂参数加砂量(m3)排量(m3/min)平均防喷排量(L/min)返排砂量(m3)SD44-42C3S123276.0～3280.030.02.7S213310.0～3314.020.02.58200.1125SD45-32C4H63210.0～3213.028.52.6H83290.0～3293.026.52.55501.0324SD45-33H63163.0～3167.012.02.5S13286.0～3289.022.02.4S23305.0～3308.028.02.65301.2163

1.4 穿层压裂技术

穿层压裂技术[16-18]是通过对虚拟储层进行压裂，在虚拟储层中形成高导流能力的裂缝，并与目标层有效沟通，间接实施对目标层的改造。目前，穿层压裂技术在煤层气的开发中得到应用，由于煤储层段水平井井壁稳定性差，钻完井时极易因井壁失稳造成起钻遇卡、下钻遇阻，甚至埋掉井眼等井下复杂事故，穿层压裂技术可有效避免这些问题的发生，提高煤层气开发生产效果。

图11　CBM-1H井水平井眼与煤层位置关系示意图 Fig.11　Positional relationship between CBM-1H well and coal seam 红色竖线代表穿层裂缝

CBM-1H井是我国第一口在煤层顶板进行水平井穿层压裂技术开发的煤层气试验井(图11)，根据前期的勘探资料，煤层具有低弹性模量、高泊松比的特点，目标层3号煤层顶板主要为细粒砂岩，具有良好的渗透性和隔水性。煤层与顶板的应力差约为4MPa，破裂应力差达到近10MPa。为避免水平井钻井过程中煤层坍塌，设计水平段在目标煤层3号煤层以上10m处，水平段长度为900m(图12)，完井方式采用一开和二开套管固井，三开裸眼完井，后期采用穿层压裂改造技术沟通3号煤层，并采用井下微地震技术对压裂过程进行监测。

图12　CBM-1H井穿层压裂震源事件三维显示图 Fig.12　Top view on interlayer fracturing source events of CBM-1H well

微地震监测的裂缝长度和高度结果显示，6段压裂产生的裂缝均由顶板扩展延伸到3号煤层，实现了顶板与目标煤层的有效沟通，达到了最初的设计目的。

1.5 固井滑套压裂技术

为达到固井完井工艺中射孔措施减少，并能保障水平井起裂位置的目的，提出了水平井固井滑套压裂技术[19-21]。该技术主要利用可开关式固井滑套选择性放置在油层位置，固井完成后，利用钻杆、油管或连续油管等开关工具将滑套打开，然后利用同一套管柱进行压裂作业。

3.1.3 区域水资源支撑的农业经济规模 它是区域农林牧渔业总产值与生产这些产值所消耗的农业用水量之比。用公式表示为：

在加拿大艾伯塔中心区域白垩系Glauconitic地层致密气藏开发过程中，选取一口水平井作为固井滑套+连续油管分段压裂试验井。为检验其效果，与该井相邻的水平井采用裸眼封隔器+投球滑套技术进行压裂，并利用井下微地震技术进行裂缝监测，检验两口水平井水力压裂裂缝扩展情况。

采用固井滑套压裂的水平井共分4段，裸眼完井压裂的水平井共分8段，施工排量均在3m3/min左右，采用相同的泵注程序。微地震监测的裂缝数据见表3。对微地震监测数据结果分析发现，固井滑套压裂技术能够有效避免裸眼完井条件下压裂裂缝延伸重叠的现象，增大有效压裂改造的储层体积。

对比表3的两口水平井的裂缝高度发现，固井滑套压裂下裂缝平均高度在29m左右，而裸眼完井条件下压裂裂缝平均高度为86m，说明固井滑套压裂技术在促进裂缝延伸的同时，对裂缝在裂缝高度方向的延伸具有控制作用，进一步证明固井滑套压裂技术的有效性。

表3　水平井组微地震监测裂缝解释数据对比表

根据表4中数据可知，固井滑套压裂的单条裂缝压裂后产量具有明显的优势，原因是固井滑套有效地控制储层裂缝高度延伸，保障裂缝长度方向上的扩展，增大了压裂裂缝对储层的控制，从而使单条裂缝的产量更高。

表4　水平井组不同压裂技术压裂后生产数据对比表

1.6 泵送桥塞压裂技术

泵送桥塞压裂技术[22，23]是页岩气压裂增产的主要应用技术，该技术在中国页岩气的开发中成功取得突破并得到充分应用。

泵送桥塞压裂技术的主要原理为：利用地面泵压推动桥塞工具串下行，把桥塞以下的流体挤入已射孔层段，从而联作管柱到达预定位置；先点火坐封桥塞、同时丢手，封隔已射孔层；上提电缆到指定射孔位置，并按射孔方案多次点火分簇射孔。提出电缆后，进行压裂；压裂完毕后，重复上述步骤对各段进行施工，施工完成后，下磨铣管柱钻扫桥塞，进行放喷、排液。

泵送桥塞压裂技术的主要优势在于：可实现全通径、段数无限制的压裂作业。SG1-H井为较早采用泵送桥塞压裂工艺的一口页岩气水平井，该井储层岩性为灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩，主要地层特征为：

(1)水平应力差异系数大。测试最小水平主应力为48MPa，两向水平应力差异大，约为34%。

(2)页岩页理发育，顶板裂缝发育，目的层裂缝不发育，但地层偏脆性。目的层孔隙度范围为1.17%～7.72%，渗透率为0.002～0.004mD；脆性矿物含量较高，平均脆性指数约为60%，但上部泥质含量高，脆性较差。

(3)井筒方位与最小主应力方向夹角为37°，近井摩阻较大。

基于以上特征，该井采用泵送桥塞压裂技术时进行了以下几项有针对性的设计：

(1)压裂前开展小型压裂测试，测试目的层的滤失性质和裂缝扩展性质。由于目的层水平应力差异大，层理发育，且上部顶板裂缝发育，因此压裂裂缝易纵向扩展连通上部裂缝发育带，不利于裂缝向远处扩展。通过小型压裂测试可以有针对性地调整施工排量和降滤措施。

(2)采用不同粒径的支撑剂作为前置液段塞打磨地层，封堵近井微裂缝，促进裂缝扩展延伸。设计粉陶(70/140目，149μm)与树脂覆膜砂(40/70目，425～212μm)作为前置液段塞，携砂液阶段支撑剂选择树脂覆膜砂(30/50目，395～600μm)。

(3)在主压裂开始阶段注入盐酸。盐酸的注入有效降低了破裂压力及施工压力，提高作业成功率，降低施工风险。

SG1-H井设计了15段压裂。施工排量为8～12m3/min，泵注液体超过18000m3；支撑剂为1551m3；单段液体使用量达1363m3，支撑剂加量最大达到182.67m3。施工过程主要有以下情况：

(1)滤失量大，缝内净压力较高。通过测试压裂的分析，发现该井在压裂时滤失量大，滤失系数分析已达到1×10-4cm/min1/2。在压裂第1段时，主压裂泵注40/70目支撑剂时，地层进液困难，压力上升明显，出现砂堵。

(2)变排量、变粒径施工，压裂效果提升。第1段压裂后，认为12m3/min的施工排量易使压裂裂缝纵向扩展连通上部裂缝发育带，从而阻碍裂缝缝长方向的扩展，提高了进砂难度。因此，降低施工排量至9m3/min左右，并选择100目粉陶作为前置液段塞。调整保证了压裂施工的顺利进行。

采用泵送桥塞压裂的SG1-H井压裂后无阻流量为16.74×104m3/d，生产一年后，稳产仍达6×104m3/d，压裂增产效果明显

2 结束语

通过技术原理总结和现场实践应用，认为新型压裂改造技术和新型水平井压裂完井技术对非常规油气资源的开发起到重要的作用。

(1)水平井组同步压裂应力叠加效应明显，可有效开启微裂缝、宏观裂缝，改善储层渗流通道。同步压裂过程中存在叠加效应，施工压力上升超过2MPa，压裂后增产效果明显，压裂后的初期产量最大可比常规压裂提高20%以上。

(2)通过多簇射孔和间歇式压裂液泵注方式，高速通道压裂技术实现支撑剂在裂缝区域的分离异构铺置，明显提高支撑区域的渗流特性。试验井初期产量与累计产量均明显高于常规压裂改造的邻井，稳产效果良好。

(3)纤维压裂技术可明显改善裂缝区支撑剂铺砂剖面，并且有效抑制压裂液返排过程中支撑剂回流现象。试验结果表明，纤维压裂技术具有良好的增产效果，且防砂效果明显，可有效避免因出砂引起的减产、油套管损伤。

(4) 穿层压裂技术为煤层气的开发提供了新思路，穿层压裂技术避免了水平井在煤层气储层中压裂易垮塌、易砂堵等现象的发生，通过在煤层顶板布井、穿层压裂至目标层的方式实现了煤层的压裂开发，压裂监测表明，穿层压裂可对煤储层进行有效改造。

(5)固井滑套压裂技术可实现压裂过程定点起裂，有利于控制裂缝纵向扩展。现场应用表明，该压裂技术可成功控制起裂点和裂缝高度，提高压裂对储层的改造效果。

(6)泵送桥塞压裂技术是页岩气压裂取得突破的关键。在全通径的水平井筒中，泵送桥塞压裂技术可实现大液量、大排量、大支撑剂加量的大规模压裂改造，形成网络裂缝，使单井产量获得显著提升。

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