鄂尔多斯盆地陆相页岩气压裂技术现状

郭 庆，张军涛，申 峰，吴金桥，何大鹏，丁昊明

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075;2.延长油田股份有限公司 勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716000)

页岩气是一种赋存于渗透率、孔隙度极低的泥页岩中的非常规天然气，主要以吸附、溶解或游离态存在［1－2］。中国包括鄂尔多斯在内的多个盆地含有不同含气饱和度的页岩气，其中鄂尔多斯盆地延长组发育两套典型的陆相泥页岩，即“张家滩”、“李家畔”泥页岩［3－4］。与美国海相页岩相比，鄂尔多斯盆地陆相页岩具有分布局限、厚度薄、脆性矿物含量低、粘土矿物含量高等特点［5－6］。延长油田作为国内陆相页岩气的代表地区，近年来致力于陆相页岩气的勘探开发，经过三年多时间的技术攻关与现场实践，逐步探索出一套适合于延长陆相页岩气储层压裂改造的工艺技术方法，页岩气开发取得了实质性的突破。

1 陆相页岩储层地质特征

鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩气储层主要形成于湖泊沉积环境中，沉积了大面积厚层泥页岩，表现为与海相页岩相似的水进体系域沉积背景［7］。存在于长7中下部和长9上部的黑色页岩，命名为张家滩页岩和李家畔页岩，该页岩存在风化露头，岩相为薄片状页岩。在平面分布上受限于分隔性较强的陆相环境，总体上分布范围小，单层厚度薄;在纵向上岩性多为黑色泥页岩、粉砂质泥岩互层，相变快，非均质性强［8］;该套页岩层系矿物组成复杂，脆性矿物以石英、长石为主，石英平均含量27.75%、长石平均含量26.28%，碳酸盐含量少，粘土矿物含量较高［9］，平均约为42.11%。延长组页岩孔隙度相对较低，孔隙度在0.5% ～3.5%之间，平均值为1.82%，基质渗透率极低，在0.02～0.0034×10－3μm2之间，喉道直径均值为0.01～0.04 μm。延长组长7、长9页岩气埋藏深度一般小于2000 m，地层温度40～60℃，地层压力8～13 MPa。

2 陆相页岩气开发难点

页岩气储层孔隙度、渗透率极低，基本无自然产能，压裂改造是实现经济有效开发的主要增产措施。目前，美国在海相页岩气储层应用的压裂技术有:大型滑溜水压裂、多级分段压裂、同步压裂等，均取得了很好的应用效果。延长陆相页岩气储层与国外海相页岩气存在较大差异，在压裂改造方面主要存在以下技术难点:

(1)储层脆性矿物少、泥质含量高，压裂施工难度大，形成的裂缝较窄，同时支撑剂易嵌入裂缝壁面［10］，对压裂改造技术提出更高的要求。

(2)储层粘土矿物含量高，具有较强的水敏性，粘土稳定剂必不可少，且用量较大，同时常规压裂助排剂吸附性较强，作用距离短，普通滑溜水压裂液体系难以满足低成本、高效益的开发要求。

(3)我国陆相页岩气多为常压或异常低压储层(如鄂尔多斯盆地延长组长7页岩，压力系数0.6～0.8)，且泥页岩孔隙吼道小，排驱压力高，压裂液水锁效应明显，返排慢，投产时间长。

(4)页岩气压裂工艺用水量大，对陕北水资源缺乏地区来说，施工备水困难，同时压后大量的返排液处理难度大，处理不当则会造成环境污染，给脆弱的生态环境带来巨大威胁。

3 延长油田陆相页岩气压裂技术进展

3.1 压裂液体系及支撑剂优选

3.1.1 压裂液体系

页岩气储层特点不同，适用的压裂液也不同。根据含气页岩矿物质含量的不同，页岩气井压裂使用的压裂液主要包括氮气泡沫，线性胶，凝胶和添加适当降阻剂、杀菌剂等化学药剂的减阻水［9］，而滑溜水和复合压裂液是目前主要压裂液体系。

针对延长陆相页岩储层地质特征及存在的潜在伤害因素，优选出了滑溜水压裂液体系。该液体体系为低/无固相体系，可以减少固相颗粒侵入储层造成堵塞;具有较低的表界面张力，进入储层后易返排，对储层水锁伤害小;还具备较强的粘土防膨能力，避免进入储层造成水敏伤害［8］。该液体体系在相同作业规模下成本较低，比常规凝胶压裂成本降低50%左右。延长陆相页岩气水平井施工压力高、加砂难度大，通过室内实验和现场试验优化出了适合延长陆相页岩的滑溜水+线性胶的复合压裂液体系。

图2 陆相页岩气复合压裂液体系

该复合压裂液的注入可以保证形成一定的复杂缝网系统，又能保证有施工后期液体的携带大粒径支撑剂能力。该复合压裂液体系注入方式为滑溜水混砂液与滑溜水(凝胶)交替注入，支撑剂的加入以先小后大为原则，这样的加入方式既能降低滑溜水的滤失，也能将支撑剂运送至远井地带，确保裂缝的导流能力。

3.1.2 支撑剂选择

国内外页岩气压裂普遍采用滑溜水压裂液，该类压裂液体系悬砂性差，为克服这一弱点，通常选用低密度支撑剂。当储集层闭合压力大于20 MPa时，天然石英砂会被压碎，易在裂缝中运移堵塞孔喉，降低储层渗透率，故选用耐压性能更优越的人造陶粒砂。延长陆相页岩储层的闭合压力20～35 MPa，为了保证压裂效果，将支撑剂输送至裂缝的远端，选用了低密度陶粒(体积密度为1.43～1.60 g/cm3)作为支撑剂。延长油田针对页岩气压裂不同时段分别选用70～100目，40～70目和20～40目陶粒进行多粒径组合加砂。超低密度支撑剂(40～70目、体积密度为0.65 g/cm3)的选用能更好的优化支撑剂对裂缝的支撑效果，经过现场多口井压裂试验及微地震裂缝实时监测资料显示，选用超低密度支撑剂在中砂阶段混合加入可以达到改善裂缝上部支撑的目的。

3.2 直井光套管压裂技术

延长陆相页岩气直井压裂为单层多簇射孔合压，主要采用滑溜水光套管压裂工艺。优化出的压裂液主要采用滑溜水+线性胶复合的压裂液体系，结合延长油田陆相气页岩的自身地质特点及页岩气井小型压裂测试液体效率数据，以10～12 m3/min排量进行压裂施工，采取多粒径段塞脉冲式加砂。直井光套管压裂技术在延长油田页岩气直井中已成功应用20多井次，该技术已趋于成熟。为了提高页岩气直井压裂效果，延长油田还将CO2增能压裂与直井常规压裂相结合，压裂液返排率大大提高，产气量上升明显。

图3 页岩气直井CO2增能压裂返排效果对比

3.3 水平井分段压裂技术

随着页岩气开发的认识深入和技术进步，常规的直井已经无法满足开发的要求，水平井和水平井分段压裂技术目前已成北美页岩气藏有效开发的主体技术［9，11］。为了获取更好的页岩气产能，延长油田在直井压裂工艺基础上也开展了水平井分段压裂工艺研究。根据陆相页岩水平井地质条件，主要进行了分段压裂工具优选、压裂裂缝参数(段数、段长、加砂规模及射孔簇等)优化、施工参数(排量、砂比及泵注程序等)优化及配套工艺技术，引进先进的水平井分簇射孔+多级可钻式桥塞分段压裂技术。

该工艺利用压裂泵车泵送电缆下入水力桥塞+射孔枪的方式，一次完成桥塞封隔前一级压裂段，对下级层段射孔作业，完成下级压裂准备的方式。通过循环该过程，实现多级压裂的目的。第一级使用连续油管/油管、爬行器带电缆等方式进行射孔实现第一级与储层连通。在进行第一级压裂以后，通过水力泵入(或者爬行器或连续油管)将一个由复合桥塞、射孔枪和点火器的井下工具串，带压泵送到设计位置，并通过第一次电子点火将复合桥塞座封。然后将射孔枪脱手并上移到下一级射孔位置并进行第二次点火射孔，然后将电缆提出井筒，进行下一级的压裂施工。通过不断重复这个过程可以实现无限级的分级压裂改造。每级通常包括2－5个射孔簇以增加施工效率和降低施工总体费用。在完成所有分级压裂施工后，下入连续油管将井下的桥塞全部磨除，恢复整个井筒的通径并进行生产。截至目前，延长油田应用该技术成功完成了三口陆相页岩气水平井大型压裂施工。页岩气水平井压裂规模大，进入储层的压裂液对储层潜在伤害大，为了提高压裂液返排速度，延长油田还首次将CO2压裂工艺应用于页岩气水平井分段压裂施工中，并取得了成功。

4 配套微地震裂缝监测技术

裂缝是页岩气的渗流通道，裂缝监测在页岩气压裂中占有重要地位，对页岩气的压裂是一种极其有效的监测手段。监测裂缝的方法主要包括物理示踪剂法、化学示踪剂法、微地震监测以及测斜仪监测，目前应用较广泛的是微地震监测。延长油田主要采用微地震井间实时监测，在直井及水平井压裂过程中，应用微地震裂缝实时监测技术确定压裂作业效果。微地震采集探头安放在压裂目的层或附近的层段，确保采集信号的有效性，通过在目的层段进行射孔产生振动波的方式，在压裂施工前对整个储层的速度模型进行校正，并对采集器进行定位。在压裂过程中，通过模型回归，可以实时预测裂缝方位、计算改造体积及泄流面积，为后期的产量预测、新井布井提供参考［11－12］。

在页岩气压裂过程中，延长油田多次将该技术应用于直井、水平井压裂施工裂缝监测，很好的观察到裂缝发生、发展全过程，通过裂缝监测到的裂缝实际情况实时调整压裂施工方案，保证了裂缝缝网系统向着设计的方向发展。微地震裂缝实时监测技术不仅指导了压裂现场施工方案调整，还为页岩气丛式水平井压裂方案设计优化提供科学依据。

5 结论与认识

(1)经过近三年的研究，延长油田已初步建立了一套适用于鄂尔多斯盆地陆相页岩气直井、水平井压裂工艺技术体系。

(2)CO2增能压裂技术可以显著提高压裂液的返排速度和返排率，减少压裂液滞留和水锁伤害，提高改造效果。建议继续开展陆相页岩气井CO2增能压裂推广试验工作。

(3)液态CO2压裂对粘土矿物含量较高的陆相页岩气储层，伤害极低，是陆相页岩气理想的压裂技术。建议开展页岩储层CO2干法压裂工艺技术相关研究工作。

(4)目前，陆相页岩气压裂工艺技术已相对成熟，但是页岩储层改造增产机理方面的研究相对滞后，一定程度上影响着压裂施工效果。建议尽快开展页岩压裂裂缝的开启及延伸机理研究，结合储层地质特征，优化陆相页岩气储层增产改造方式，为后续压裂工艺研究提供理论依据。

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