川南页岩气差异化射孔+复合暂堵工艺应用研究

叶志权，陆方保，陈 亮,2，徐亚军,2，肖文梁,2

（1.中国石油西部钻探井下作业公司，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油油气藏改造重点实验室页岩油储层改造分研究室，新疆克拉玛依 834000）

1 概述

我国四川盆地页岩气资源丰富，经过10余年探索，中国石油在川南地区实现页岩气的规模效益开发，掌握了页岩气勘探开发核心技术，页岩气压裂理论、技术和方法从无到有，从单一到配套，实现了从跟跑到部分领跑的全面进步。2010 年至今，川南地区页岩气压经历了先导试验、自主研发、系统完善、技术升级4个发展阶段[1-2]，形成了以体积压裂工艺技术、体积压裂配套技术、压裂裂缝监测与压裂后效果评价技术、工厂化压裂技术为核心的页岩气水平井体积压裂技术体系，使我国页岩气勘探开发取得了重要阶段成果。随着页岩气大规模开发各种施工、生产问题相继出现，工艺措施也在不断更新：防砂纤维、自悬浮支撑剂、纳米压裂液、培育高产井、拉链顺序优化最大保护井筒完整性、差异化射孔等实验在各区块展开，以期实现充分动用井控资源、减少井下复杂保障井筒完整性。

目前长宁页岩气水平井主体采用6~11簇多簇射孔完井，大规模的液体和支撑剂被泵送至储层，使其形成复杂的人工缝网系统。但是经文献调研和研究生产测井数据，表明大约80%产量仅由20%孔眼贡献，并且30%的射孔簇没有产量贡献。常规布孔方式不利于提高裂缝复杂程度，导致簇间储量动用不充分。为此，在长宁H平台先导性实验差异化射孔配合多次复合暂堵体积压裂工艺，做好生产效果对比，对页岩气压裂技术攻关突破及支撑未来页岩气高效开发具有重要意义。

2 目前页岩气射孔现状

2019 年以来，中国石油立足川南地区地质工程特征，开展了压裂工艺及参数试验，创建了以“段内多簇+高强度加砂+大排量泵注+堵转向”为核心的体积压裂2.0 工艺，并在川南推广应用。压裂单段段长60~70m，簇间距为8~10m，簇数为6~11 簇，石英砂陶粒比例为7∶3，施工排量为16~18m/min。压裂后井均EUR为(1.1~1.4)×108m，页岩气体积压裂技术全面进入2.0 时代。

目前水平段射孔现状为第1段采用连续油管射孔，后续段采用电缆泵送桥塞射孔，采用等孔径射孔弹，以均匀射孔为主。以宁209Hxx 井为例：第1 段连续油管射3 簇；主体段（第2~4、6~23 段）射7 簇，孔密16 孔/m，每簇射孔段长0.5m，总孔数56孔；风险段（第5段射）11簇，孔密10孔/m，每簇射孔段长0.5m，总孔数55孔。弹型：等孔径射孔弹，相位角60°。

射孔原则：为避免同一段内由于储层、工程参数差异过大而导致的压裂改造不均匀、不充分，同时避开轨迹复杂段（如大狗腿度的井段）、固井质量差的井段、套管接箍等；射孔时尽量选择优选高孔隙度，高含气量，高有机碳，高脆性，低破裂压力，固井质量相对好的部位进行射孔，并且避开套管节箍位置，通过合理的加砂压裂改造，力争获取工业性气流。

常规的射孔方式只根据压裂段的类型（主体段、风险段）来布孔，一个平台或者一口单井所有的主体段、风险段的射孔都一致，考虑因素较少、射孔单一，在同一段内没有精细到储层小层的类型、天然裂缝发育情况。优质储层不一定得到有效开发，常规布控方式不利于提高裂缝复杂程度，导致簇间储量动用不充分。

3 差异化射孔技术原理

川南页岩气目前勘探开发的主要目的层段为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部富有机质页岩层段。龙马溪组自下而上可分为龙一段及龙二段；龙一段细分为龙一1亚段及龙一2亚段；龙一1亚段自下而上细分为1、2、3、4 小层。水平段开发主要以龙一1 亚段1、2小层和五峰组为产层。

在段内多簇+密切割[3]的工艺基础上对主体段的射孔进行优化，即主体段总簇数、总孔数不变，对不同小层差异化布置孔密和射孔方向的工艺称为差异化射孔。而在同一段内的层位主要有1、2小层和五峰组，每个层位的孔隙度、含气量、有机碳、脆性矿物、破裂压力都有差异。根据川南页岩气储层精细划分表得知优劣情况：1小层>2小层＞五峰组>3小层>4小层，优先改造好的层位，孔密布置也应该1小层>2小层>五峰组>3小层>4 小层；因为小层层位自上而下依次为4、3、2、1 小层、五峰组，所以在射孔方向优化为：①对五峰组采用定向向上射孔、②3、4小层采用定向向下射孔、③2、1小层采用等孔径均匀射孔，相位角60°。模拟结果显示，簇数增加会限制一部分缝长的延伸，适用于风险段控制天然裂缝激活程度；6簇与11簇半缝长对比，11簇扩张缝长均匀扩展，基本满足缝长控制需求（见图1）；随着孔数越少，各簇进液更均匀，裂缝长度偏差越小；射孔孔数减少有利于提高储层改造体积（见图2），然而提高射孔孔数有利于降低施工压力。通过合理选择差异化射孔参数来实现储集层资源更有效动用。

图1 不同射孔簇数下裂缝长度

图2 不同射孔参数条件下储层改造体积

压裂过程中，每段各簇之间的进液量差异会导致压裂改造不充分及压后生产剖面不均匀，因此需要在压裂过程中对射孔孔眼进行暂堵，在段内实现裂缝转向，从而提高射孔孔眼开启效率和段内改造均匀程度，实现段间各簇的均衡改造。差异化射孔配合多次复合暂堵，在段内优先暂堵孔密大、进液量高的射孔段，使压裂液流向进液量低的其它射孔孔眼，开启新裂缝，从而实现裂缝转向的作用，提高暂堵转向效率。由于页岩气开发是人造气藏，以复杂缝微小缝为主，在压裂施工时需要暂堵球+暂堵剂的复合暂堵、多次暂堵[4-5]，尽可能提高裂缝复杂性和SRV。

4 现场应用情况

在长宁H 平台1、3 井首次试验小层差异化射孔工艺，在1、3井的射孔簇数、总孔数不变的情况下，对生产主力小层展开孔密差异化布置，结合层间复合暂堵工艺提高储层改造效果。

4.1 1井现场实施情况

长宁H-1 井主体段采用差异化射孔，对五峰组、3小层、4小层等非箱体压裂段，采用定向射孔（见图3）。从表1中看出：①同一段内有主力产层1、2小层时，前3簇孔密9 孔/m、中4 簇孔密17 孔/m、后4 簇9 孔/m。靠近桥塞位置孔密小，到分段顶端孔密大，在压裂时优先改造孔密大进液量多的局部，中期配合多次复合暂堵后，人为地改变裂缝走向，实现均匀改造。②同一段内有主力产层1、2 小层和五峰组时，1、2 小层（前4 簇）孔密20孔/m、五峰组（后3簇）12孔/m。③同一段内有2、3、4 小层时，2 小层（前6 簇）孔密20 孔/m、3 小层（中3簇）孔密12孔/m、4小层（后2簇）孔密6孔/m。

表1 长宁H-1井龙马溪组差异化射孔参数表

图3 定向射孔

为保证段内多个射孔簇均匀开启，最大程度上提高射孔簇效率，根据实际射孔参数，1 本井主体段采用差异化射孔和多次暂堵，具体堵材料投入量、投入流程根据现场压力响应和施工具体情况调整。

1井采用三次复合暂堵（第一次暂堵剂、第二次球+剂、第三次球+剂）的复合暂堵方式。压力响应情况：占比97.96%，压力涨幅：第一次暂堵剂平均压力涨幅2.6MPa，第二次暂堵球+暂堵剂平均压力涨幅3.1MPa，第二次暂堵球+暂堵剂平均压力涨幅3.5MPa。在施工过程中每次暂堵前后对比施工压力涨幅明显，本井净压力井平均净压力达到8.71MPa，略大于本井水平应力差7.95MPa，裂缝复杂程度一般，改造效果良好。主体段停泵阶段：瞬时停泵后5min 内水击现象明显（见图4），裂缝复杂程度高。综合暂堵转向效果好。

图4 1井正常压裂段停泵后压力震荡情况

4.2 3井现场实施情况

长宁H-3 井主体段采用差异化射孔，对五峰组、3小层、4 小层等非箱体压裂段，采用定向射孔。从表2中看出：①同一段内只有主力产层1、2 小层时，前3 簇孔密10 孔/m、中4 簇孔密16 孔/m、后4 簇20 孔/m。靠近桥塞位置孔密小，到分段顶端孔密大。在压裂时优先改造孔密大进液量多的局部，中期配合多次复合暂堵后，人为地改变裂缝走向，实现均匀改造。②同一段内只有3、4小层，采用定向向下射孔，3小层（前4簇）孔密20 孔/m、4 小层（后2 簇）孔密12 孔/m。③同一段内有主力产层1、2 小层和五峰组时，1 小层（前6 簇）孔密20孔/m、2小层（中3簇）13孔/m，五峰组（后2簇）10孔/m。

表2 长宁H-3井龙马溪组差异化射孔参数表

3井采用三次复合暂堵（第一次暂堵剂、第二次球+剂、第三次球+剂）的复合暂堵方式。压力响应情况：占比97.22%，压力涨幅：第一次暂堵剂平均压力涨幅3.8MPa，第二次暂堵球+暂堵剂平均压力涨幅3.3MPa，第三次暂堵球+暂堵剂平均压力涨幅3.1MPa，在施工过程中每次暂堵前后对比施工压力涨幅明显，本井平均净压力达到8.39MPa，略大于本井水平应力差8.02MPa，裂缝复杂程度一般，改造效果良好。主体段停泵阶段：瞬时停泵后5min 内水击现象明显（见图5），裂缝复杂程度高。综合暂堵转向效果好。

图5 3井正常压裂段停泵后压力震荡情况

4.3 压后生产效果

长宁H平台处于长宁区块低压区，且1、3井周围已有老井生产，目前采用8mm油嘴排采，整体的套压、液量、压力、日产气量保持平稳，产量较好（详见表3）。

表3 长宁H平台生产现状参数表（截至2022-11-30）

5 认识与建议

（1）精细刻画储层后对压裂主体段各小层实施差异化和定向射孔，净压力分析、停泵水击现象和生产效果较好，理论上更能动用优质储层产气贡献率。

（2）通过对主力层段1、2 小层、五峰组的差异化射孔，配合多次复合暂堵后平均单段转向后压力涨幅达到3.2MPa，能增加簇间应力扰动、提高裂缝复杂程度及储集层改造体积，可实现储集层资源更有效动用。

（3）建议进一步扩大差异化射孔压裂工艺在其它区块页岩气井的应用，以期实现页岩气的规模效益开发。