页岩气B井开发现状与前景分析

1.井层基本情况

B井设计井深3 600 m，完钻井深3 510 m。全井自上而下钻遇多套泥页岩，岩性主要为黑色页岩、深灰色泥岩、灰色白云质泥岩等。其中在1 158～3 334 m井段，共发现页岩89层670 m。气测录井在多套泥页岩中见明显的气测异常。其中井段为2 230～2 330 m的岩屑录井描述为黑色页岩夹薄层细砂岩，气测全烃由0.285%上升到10.253%，甲烷由0.119%上升到2.415%；井段为2 440～2 530 m的岩屑录井描述为黑色页岩夹灰色薄层泥岩，气测全烃由2.521%上升到36.214%，甲烷由1.771%上升到17.5%。

在B井页岩见到良好的显示情况下布置139.7 mm的油层套管完井。管壁厚为9.65 mm，直径为339.7 mm的套管下深至395.45 m；油套壁厚为10.54 mm，直径为139.7 mm的套管下深至1 633.42 m；管壁厚为9.17 mm，直径为139.7 mm的套管下深至2 637.48 mm。上述套管所用钢材的钢级为P110。油层套管水泥返至地面，阻流环位置为2 631.22 mm，全井段固井质量合格。

1）岩性特征

岩屑录井表明B井在2 450～2 540 m的井段，岩性主要为黑色页岩夹深灰色泥岩，页理发育、性脆、质纯、较硬。其上下顶底板岩性较为致密，是良好的隔层。顶板岩性为泥岩、泥质白云岩互层，厚度35 m；底板岩性为白云岩、粉砂质泥岩互层，厚度115 m。

B井在2 450～2 540 m的井段，通过X衍射分析，结果表明全岩中石英、碳酸岩（白云岩、方解石）、长石（钾长石、斜长石）等脆性矿物含量达73.47%，而黏土矿物含量为20.15%，有利于页岩气的压裂改造（图8—18）。黏土矿物组分主要以伊利石、绿泥石、伊利石和蒙皂石间层为主（表8—6）。

图8—18　岩石矿物成分含量直方图

表8—6　B井黏土矿物X衍射分析结果

（续表）

注：K：高岭石　C：绿泥石　I：伊利石　S：蒙皂石　I/S：伊利石和蒙皂石间层　C/S：绿泥石和蒙皂石间层%S：间层比

ECS测井表明黏土矿物、脆性矿物含量等与化验分析结果基本一致（图8—19）。

图8—19　ECS测井解释岩石矿物成分

B井脆性指数偏低（脆性指数越高，越容易产生网络裂缝），只有23%。

Barrnett页岩以伊利石和蒙皂石间层为主，含有少量高岭石、伊利石和云母；四川威远县201井龙马溪组和九老洞组以伊蒙混层和伊利石为主，还含有绿泥石；B井黏土矿物组分主要以伊利石（69.4%），以及伊利石和蒙皂石间层（32.7%）为主。

2）有机地化特征

针对B井在2 450～2 541 m的井段，将10个样品的有机碳含量进行了分析，最大值4.35%，最小值1.30%，平均值2.54%（表8—7）。将上述分析结果与ECS测井计算的有机碳含量进行对比，结果表明两者比较吻合。再通过ECS测井中的ELANPlus模块，解释计算B井在2 450～2 540 m的井段，发现其有机碳含量平均为2.5%。

表8—7　B井有机碳含量化验分析结果

通过B井镜质体反射率化验分析，结果表明演化成熟度Ro为0.52%～1.08%，表明页岩热演化程度进入到了生烃高峰阶段（表8—8）。再根据样品显微特征及荧光特性，确定有机质类型为Ⅰ、Ⅱ型（表8—9）。

表8—8　B井镜质组反射率化验分析结果

表8—9　有机质类型

3）储集性能

页岩孔渗性能具体见表8—10，由表8—10可知，孔隙度平均为6.67%，渗透率平均为0.000 23×10-3 μm2，含水饱和度为25.42%，分析样品中部分样品具有裂缝特征。

表8—10　B井在2450～2540m的井段页岩段核磁实验分析数据

4）油气显示情况

B井在2 472～2 527 m的井段有浅黄色荧光出现。在2 450～2 540 m的井段，气测全烃由2.521%上升到36.214%，且组分较全，其中甲烷由1.771%上升到17.5%，如图8—20所示。

5）岩石力学参数及地应力

（1）岩石力学参数

从该区岩心三轴实验结果可知（表8—11），杨氏模量为23 030～30 900 MPa，泊松比为0.21～0.24，抗压强度为196～251 MPa，表明该区杨氏模量比砂岩层大（砂岩层的杨氏模量为20 000 MPa左右），抗压强度在正常范围内。有关B井岩石力学性质如图8—21所示。

图8—20　B井在2450～2540m井段的气测录井图

表8—11　B井岩心三轴试验结果

将B井与其他井层的岩层主要指标进行对比，具体结果见表8—12。由表8—12可知，B井的有机碳含量与其他井层相当，演化成熟度偏低，泊松比偏高。

图8—21　B井岩石力学性质图

表8—12　B井页岩层主要指标与其他井层对比

（2）地应力方位分析

根据B井FMI的图像分析，该井井壁崩落和椭圆井眼方位均为：北北西—南南东，该方位反映了地层现今最小水平主应力的方位。再根据最小水平主应力与最大水平主应力垂直的原理，推测现今最大水平主应力方向为：北东东—南西西。

（3）纵向地应力剖面分析

从B井在2 450～2 540 m井段的偶极子声波测井地层各向异性成像图（图8—22），可知B井在2 510～2 540 m井段的地层各向异性较强，各向异性幅度成像表现为亮白色特征。

图8—22　B井在2450～2540m井段的地层各向异性处理成果

通过B井偶极子声波测井解释的岩石力学参数（表8—13），可知B井在2 450～2 540 m井段的泊松比为0.25～0.35，杨氏模量为20 000～63 000 MPa，闭合压力为38.37～57.49 MPa，地层破裂压力为40.59～62.46 MPa，地层压力在深度2 510 m左右有变化。初步评价认为，B井页岩可压性较好。

有关B井在2 450～2 540 m井段的岩石力学参数处理成果图如图8—23所示。

表8—13　B井地层压力、压力梯度统计

图8—23　B井2450～2540m井段的岩石力学参数处理成果

利用页岩地应力解释软件计算可知，B井页岩压裂井段杨氏模量为11～35 GPa，泊松比为0.12～0.29，平均破裂压力梯度是0.018 3 MPa/m，平均单轴抗压强度是230.3 MPa，这表明岩石机械性能较差，容易压开压碎。从纵向上连续地应力剖面看，产层平均最大水平主应力为44.4 MPa，平均最小水平主应力为40.8 MPa（图8—24）。

图8—24　B井纵向上地应力剖面

目的层段水平两向应力差变化幅度为3.17～3.88 MPa（图8—25）。

图8—25　目的层段水平两向应力差变化

6）天然裂缝特征

通过对2口井的页岩进行岩心观察、铸体薄片与岩石薄片分析，我们发现该区页岩有层理、裂缝发育，含白云质、灰质、方解质等充填物；图8—26显示了B井在2 566.25～2 566.55 m井段的岩心裂缝，其类型主要为2条宽度为10～60 μm的缝合线，缝合线顺层分布，被黄铁矿充填；图8—27为另一口井在2 734.3 m井段的页岩岩心铸体扫描电镜照片，可观察到有页岩裂缝发育。通过扫描电镜照片，可发现页岩出现微孔隙、微裂缝发育，可作为页岩气良好储集空间以及页岩气开采的渗流通道（图8—28、图8—29）。此外，通过B井微电阻率扫描成像测井（FMI）储层评价，可知B井出现高导缝等裂缝发育，裂缝走向为：北东东—南西西，倾向南南东、倾角25°～45°。且高导缝与钻井诱导缝方向（最大主应力方向）一致，易于裂缝的开启，易于后期的页岩气储层压裂改造（图8—30、图8—31）。

图8—26　B井在2566.25m井段的岩石薄片—裂缝缝合线扫描电镜照片

图8—27　B井邻井在2734.3m井段的铸体扫描电镜照片

图8—28　B井在2568.20m井段的扫描电镜照片

图8—29　B井在2242.4m井段的扫描电镜照片

7）压裂层段上下水层分布及井区周围断层落实情况

从B井组合测井图（图8—32）可知，在2 450～2 540 m井段的压裂层段顶底板附近不存在水层。距离压裂层段顶板的最近水层为2 360.3～2 365.1 m，且两者距离为84.9 m，压裂层段底板以下至井底没解释水层。

图8—30　B井微电阻率扫描成像测井（FMI）储层评价示意图

图8—31　B井裂缝倾向、走向与倾角示意图

图8—32　B井2400～2600m井段组合测井解释成果

2.储层特点及压裂设计思路

1）储层特点

将该区与美国5大页岩气盆地含气量进行对比，可发现其总气量仅次于Barnett页岩（表8—14）。

表8—14　与美国5大页岩气盆地含气量对比

（1）有利条件

①产层厚度大，水层距离远，周围无断层；

②地层黏土矿物含量相对较低；

③有机质类型好，有机碳含量高，含气量高；

④井筒条件较好；

⑤最大与最小主地应力差异小。

（2）不利条件

①黏土矿物以伊利石、伊利石和蒙皂石间层为主；

②只有部分层位裂缝发育，且与最大主应力方向一致；

③石英含量低，脆性指数低。

2）压裂设计思路

（1）充分利用有利条件

①由于厚度大，水层距离远，周围无断层，故压裂设计中尽量加大施工规模及排量；

②由于黏土矿物含量相对较低。虽然泊松比处于过渡段，但可全程采用滑溜水压裂液，膨胀伤害不大（实验室长时膨胀结果已验证）；

③由于有机质类型好，有机碳含量高，含气量高，因此可尽量扩大改造裂缝体积；

④由于井筒条件较好，故考虑尽量利用压裂设备的最大能力；

⑤由于最大与最小主地应力差异小，易于实现网络裂缝，为此可采取以下多种措施：利用射孔相位角优化；各种提升缝内净压力措施，如提高排量、提高施工规模、提高砂液比等，缝内净压力越大，诱导应力越大，诱导应力影响区域越远；前期适时加入粉陶以支撑张开的微裂缝；利用多次压裂实现裂缝转向效果（适当规模的测试压裂会形成较大的诱导应力场，从而增加转向半径；主压裂分两次进行，中间停泵30 min）。

图8—33　B井2450～2540m井段组合测井解释成果

（2）网络裂缝形成条件

①天然裂缝与人工裂缝的夹角大于60°（该井段不具备）；

②水平应力差异系数小于0.25，本层位系数为0.09。不同应力差异系数下的裂缝扩展形态如图8—34所示。

图8—34　不同应力差异系数下的裂缝扩展形态示意图

为此，拟采取以下措施：

a.射孔相位优化，增加夹角，通过快速提升排量、缝内暂堵（可通过适当提高砂液比实现）等措施，以增加转向半径（图8—35）。

b.100目粉陶充填。

c.大排量施工，增加裂缝净压力，开启天然裂缝。不同裂缝净压力下的诱导应力传播距离如图8—36所示。

图8—35　裂缝转向示意图

图8—36　B井计算的诱导应力与净压力关系

d.主压裂进行二次加砂压裂的设想

（a）如一直进行主压裂，主裂缝会一直延伸，只要砂液比没有达到提升净压力目的，规模增加对裂缝是否转向影响不大；

（b）但如中间适当停泵一段时间，渗吸作用使净压力降低，部分裂缝闭合，加上缝宽变窄，再次起泵时进缝压力显著增加，加上近井诱导应力增加，水平应力差值显著减少，再次起泵时可能沿不同方位起裂延伸出新的主裂缝；

（c）即使仍在第一次主裂缝内延伸，由于沉降作用，再次压裂时支撑剂将位于裂缝上部，起到提高纵向裂缝支撑体积的作用。

（3）尽量避开不利条件

①由于黏土矿物以伊利石、伊利石和蒙皂石间层为主，故会发生运移膨胀。因此，要加强防膨研究，并采用滑溜水作为压裂液，从而减少缝壁通道堵塞情况。

②由于只有部分层位裂缝发育，且与最大主应力方向一致。因此，对于天然裂缝发育段优先射孔和定向射孔；对于天然裂缝不发育段，进行多次压裂从而增加诱导应力实现转向效果，尽量形成缝内转向（砂液比高，进液少，可能率先转向）。

③由于石英含量低，脆性指数低，故如何实现缝网难度极大。

（4）其他设计思路

①以低摩阻和低伤害优选滑溜水配方体系。

②成熟度（Ro）不高，兼顾页岩气和页岩油选择支撑剂，以40～70目陶粒为主，尾追20～40陶粒。

③压前进行小型压裂测试，了解裂缝延伸压力、滤失、近井摩阻等水力裂缝与地层参数，修正加砂压裂设计，测试压裂与加砂压裂分开进行。

④压裂过程中进行裂缝监测，认识裂缝扩展形态，为评价压裂效果和后续布置水平井以及水平井分段压裂改造设计提供必要的参数和依据。

⑤压后排液及求产管理。

考虑到本井自由气及吸附气各占50%及基岩物性相对较好的实际情况，以及天然裂缝发育程度不高，主缝内砂浓度较高等情况，压后要尽可能排液。

a.国外大部分不排液，靠液体起支撑作用，本井尽快排液，由于裂缝闭合上下都有支撑，有利于提高裂缝支撑效率。

b.不需要担心水的排出会导致已张开微裂缝的闭合，设计中前期已考虑使用粉陶来支撑微裂缝系统。

3.射孔方案设计

1）压裂射孔基本原则

（1）射孔相位有利于形成网络裂缝；

（2）各射孔段破裂压力基本一致，或通过孔眼摩阻调节来达到缝长接近相等的效果；

（3）射孔位置与长度有利于裂缝在产层内起裂与延伸，从而减少裂缝压窜；

（4）射孔密度满足压裂所需的套管强度要求。

2）射孔井段优选多因素分析

（1）常规测井

高伽马、高中子、高声波时差、低电阻率、低密度、全烃及甲烷含量高、有效孔隙度大的井段为2 454～2 460 m，2 472～2 482 m，2 489～2 498 m，2 504～2 510 m。

（2）各向异性成像测井

①2 450～2 510 m的井段：各向异性小；

②2 510～2 540 m的井段：2 510 m以下的井段各向异性变化大，裂缝形态复杂，有利于形成网络缝。

（3）FMI成像测井

天然裂缝总体不发育，有裂缝发育的井段为 2 454.9～2 455.5 m，2 468.3～2 468.5 m。

（4）ECS测井

富含有机质、黏土含量低、较高孔隙度、TOC含量较高、气含量较高的井段为2 456～2 460 m，2 472～2 475 m，2 489～2 497 m。

（5）TOC实验分析

优选的井段为2 460～2 521 m，然后进行TOC实验分析，具体结果见表8—15。

表8—15　B井TOC实验分析

（6）地应力剖面

低闭合应力段与低破裂压力的井段为2 455～2 457 m，2 462～2 468 m，2 472～2 477 m，2 482～2 488 m，2 491～2 500 m。

综合各要素分析，优选2 488～2 498 m的井段进行模拟射孔。

3）射孔参数优化

（1）相位选择（图8—31）

采用180°相位角射孔，改变天然裂缝与主裂缝平行的不利状态，增加两者的夹角。

（2）射孔段地应力及破裂压力分析（图8—37）

选择2 488～2 498 m的井段进行射孔，该段处于低应力层，且纵向上最小主应力变化较小，易于一次压开（地应力平均为43.5 MPa，破裂压裂为48.2 MPa）。

（3）射孔孔眼摩阻计算[图8—38（a）和图8—38（b）]

通过计算不同有效射孔数量，以及不同泵注排量下的孔眼摩阻，当排量为10 m3/min时，则有效射孔孔眼数量为80个，总射孔摩阻为1.2 MPa。

图8—37　射孔段地应力剖面

图8—38　（a）不同泵注排量下孔眼摩阻与有效个数的关系曲线图

图8—38　（b）不同泵注排量下孔眼摩阻与有效个数的关系曲线图

（4）射孔长度和孔数优化（表8—16）

表8—16　拟射孔方案

（5）拟射孔方案压裂模拟结果

①方案1：10 m全射孔，16孔/m

模拟条件：施工排量10 m3/min，加入100目粉陶7.3 m3，40～70目陶粒97.9 m3，20～40目陶粒14 m3，用液（滑溜水）2 059 m3。模拟结果如图8—39所示。

模拟结果：缝长219.2 m，缝高51.5 m，缝宽0.31 cm，缝网宽85 m。

②方案2：10 m全射孔，8孔/m

模拟条件：施工排量10 m3/min，加入100目粉陶7.3 m3，40～70目陶粒97.9 m3，20～40目陶粒14 m3，用液（滑溜水）2 059 m3。模拟结果如图8—40所示。

模拟结果：缝长217.3 m，缝高52.3 m，缝宽0.3 cm，缝网宽84 m。

③方案3：10 m分两簇射孔共6 m，16孔/m

模拟条件：施工排量10 m3/min，加入100目粉陶7.3 m3，40～70目陶粒97.9 m3，20～40目陶粒14 m3，用液（滑溜水）2 059 m3。模拟结果如图8—41所示。

模拟结果：射孔Ⅰ缝长153.8 m，缝高50.6 m，缝宽0.31 cm，缝网宽62 m；射孔Ⅱ缝长155.5 m，缝高50.5 m，缝宽0.17 cm，缝网宽60 m。

图8—39　B井拟射孔方案1压裂裂缝模拟图

图8—40　B井拟射孔方案2压裂裂缝模拟图

图8—41　B井拟射孔方案3压裂裂缝模拟图

④方案4：10 m分两簇射孔共6 m，8孔/m（平均厚度）

模拟条件：施工排量10 m3/min，加入100目粉陶7.3 m3，40～70目陶粒97.9 m3，20～40目陶粒14 m3，用液（滑溜水）2 059 m3。模拟结果如图8—42所示。

模拟结果：射孔Ⅰ缝长153.8 m，缝高50.6 m，缝宽0.31 cm，缝网宽61 m；射孔Ⅱ缝长155.5 m，缝高50.5 m，缝宽0.17 cm，缝网宽59 m。

⑤方案5：10 m分两簇射孔共6 m，16孔/m（选择低应力段）

模拟条件：施工排量10 m3/min，加入100目粉陶7.3 m3，40～70目陶粒97.9 m3，20～40目陶粒14 m3，用液（滑溜水）2 059 m3。模拟结果如图8—43所示。

模拟结果：射孔Ⅰ缝长143 m，缝高50.4 m，缝宽0.31 cm，缝网宽55 m；射孔Ⅱ缝长165.5 m，缝高50.7 m，缝宽0.20 cm，缝网宽65 m。

⑥方案6：10 m分三簇射孔共6 m，10孔/m

模拟条件：施工排量10 m3/min，加入100目粉陶7.3 m3，40～70目陶粒97.9 m3，20～40目陶粒14 m3，用液（滑溜水）2 059 m3。模拟结果如图8—44所示。

图8—42　B井拟射孔方案4压裂裂缝模拟图

图8—43　B井拟射孔方案5压裂裂缝模拟图

图8—44　B井拟射孔方案6压裂裂缝模拟图

模拟结果：射孔Ⅰ缝长124.7 m，缝高50.1 m，缝宽0.29 cm，缝网宽48 m；射孔Ⅱ缝长124.5 m，缝高50.1 m，缝宽0.22 cm，缝网宽47 m；射孔Ⅲ缝长150.3 m，缝高34.5 m，缝宽0.19 cm，缝网宽60 m。

⑦方案7：10 m分三簇射孔共6 m，16孔/m

模拟条件：施工排量10 m3/min，加入100目粉陶7.3 m3，40～70目陶粒97.9 m3，20～40目陶粒14 m3，用液（滑溜水）2 059 m3。模拟结果如图8—45所示。

模拟结果：射孔Ⅰ缝长125.8 m，缝高50.1 m，缝宽0.29 cm，缝网宽49 m；射孔Ⅱ缝长125.6 m，缝高50.1 m，缝宽0.23 cm，缝网宽51 m；射孔Ⅲ缝长147.7 m，缝高34.5 m，缝宽0.19 cm，缝网宽60 m。

图8—45　B井拟射孔方案7压裂裂缝模拟图

有关上述七种射孔方案压裂模拟结果的对比如图8—46所示及见表8—17。

图8—46　B井不同射孔方案地面泵注压力预测对比示意图

表8—17　B井7种射孔方案压裂模拟结果对比

由上述模拟结果可知：10 m分两簇射孔共6 m，8孔/m比16孔/m的施工注入压力略高1 MPa；10 m分三簇射孔共6 m，10孔/m比16孔/m的施工注入压力略高1.2 MPa；当有效射孔数大于80时，射孔数量对地面泵注压力的影响可以忽略；由于页岩段的下部应力较高，裂缝高度沿上部的低应力层扩展，裂缝高度为50 m。综合考虑分簇射孔能增加网络裂缝的概率，建议选择射孔方案5，具体参数见表8—18。

表8—18　B井推荐射孔方案5的具体参数

由于射孔层段总体上位于页岩段的中部，故累计6 m的射孔段不会影响页岩气从裂缝向井底的流动及压后产量；另外，采用102枪1 m弹，深穿透定向射孔。

最终推荐方案的裂缝模拟结果见表8—19。

表8—19　B井最终推荐射孔方案的裂缝尺寸模拟结果表

压裂目的层顶底90 m页岩气覆盖的高度达50.7 m，覆盖率为56.3%，网络裂缝覆盖体积为850 000 m3，按照含气量3.3 m3/t计算，得总含气量为701.2×104 m3。

4.测试压裂方案设计

1）主要目的

（1）通过地层破裂形成主通道；

（2）了解每个排量对应的压力；

（3）了解储层的地应力、滤失及天然裂缝等情况；

（4）利用加粉陶段塞，从而沉降并控缝高；

（5）实现主压裂裂缝转向。

2）设计原则

（1）按正式压裂的10%左右来确定压裂模拟规模；

（2）参考经验进行排量的设计，采取逐步递增及递减模式，只有当设备能力和井口承压允许，才可试验最大的排量；

（3）升降排量时以尽量短时间达到预期值；

（4）裂缝产生的诱导应力以大于水平应力差值为宜。

3）排量优化

B井压裂模拟用基础参数见表8—20。

表8—20　B井测试压裂模拟用基础参数表

（1）12 m3/min排量

该排量下不同滤失系数下的裂缝净压力模拟结果如图8—47所示。

图8—47　B井在不同滤失条件下的最高净压力模拟结果示意图（12m3/min）

（2）10 m3/min排量

该排量下不同滤失系数下的裂缝净压力模拟结果如图8—48所示。

图8—48　B井在不同滤失条件下的最高净压力模拟结果示意图（10m3/min）

（3）8 m3/min排量

该排量下不同滤失系数下的裂缝净压力模拟结果如图8—49所示。

图8—49　B井在不同滤失条件下的最高净压力模拟结果示意图（8m3/min）

（4）7 m3/min排量

该排量下不同滤失系数下的裂缝净压力模拟结果如图8—50所示。

图8—50　B井在不同滤失条件下的最高净压力模拟结果示意图（7m3/min）

图8—47～图8—50中：

横坐标—0，40，80，120，160，200；

纵坐标—左（红）0，26，52，78，104，130；左（黄）0，2，4，6，8，10；右（粉）0，2，4，6，8，10；

黄色—净压力，MPa;

粉色—井底携砂排量，m3/min;

红色—井底支撑剂浓度，kg/m3。

综合上述结果，B井在不同排量下最高净压力随滤失系数的变化如图8—51所示。

图8—51　B井在不同排量下净压力随滤失系数的变化示意图

结果表明：滤失系数越小，净压力越大；小型测试压裂排量对净压力影响不大。如4.048×10-4与8.048×10-4的滤失系数对应净压力影响不大，滑溜水最大排量宜控制在10 m3/min左右。

4）小型测试压裂粉陶用量优化

取滤失系数为0.000 2，进行不同压裂粉陶用量的模拟影响：不加粉陶；1%粉陶；2%粉陶；3%粉陶；4%粉陶；5%粉陶；6%粉陶；7%粉陶；8%粉陶；9%粉陶；10%粉陶。模拟结果如图8—52所示。

图8—52　B井在不同粉陶用量下净压力的变化示意图

续图8—52

从上述模拟结果可以看出：加入粉陶后测试压裂净压力降低，且随粉陶用量的增加而降低，但降低幅度不明显，因此考虑利用粉陶封堵地层微裂缝，为后续主压裂施工裂缝转向创造条件，设计测试压裂粉陶用量为2%。

5）小型测试压裂用液规模优化

模拟条件：排量取10 m3/min，滤失系数取0.000 204 8，粉陶用量取2%，按5 min的增量注入提升规模。模拟结果如图8—53所示。

图8—53　B井不同测试压裂用液量下净压力的变化示意图

从上述结果可以看出：小型测试压裂用液规模宜控制在168 m3左右；另外，净压力随着用液规模增加而趋于平缓。(www.xing528.com)

6）小型测试压裂施工泵注程序

小型测试压裂施工泵注程序见表8—21。

表8—21　B井小型测试压裂施工泵注程序

（续表）

5.B井主压裂方案设计

1）压裂材料的优选

（1）压裂液

页岩气压裂对压裂液配方的要求：低成本，低摩阻，低膨胀，低伤害，易返排。参考国外经验，如页岩的脆性好，可选择低黏度的滑溜水体系，如图8—54所示。

图8—54　选择页岩地层压裂液的示意图

（2）支撑剂

①支撑剂类型

该压裂井段裂缝闭合压力42.7 MPa，考虑到存在井底流压，故取有效闭合压力40.0 MPa，综合考虑国外经验，选择40～70目和20～40目低密度陶粒为主支撑剂。40～70目陶粒和20～40目陶粒在40 MPa闭合压力和2 kg/m2铺置浓度下，能提供25～86 μm2·cm的导流能力；另外需要考虑的是，根据部分天然裂缝张开情况，前期用100目粉陶。

②加入方式

以40～70目陶粒为主，100目粉陶先用，尾追20～40目陶粒。

2）网络裂缝参数优化

（1）B井模拟用基础参数

B井模拟用基础参数具体见前面的表8—20。

（2）不同类型裂缝示意图

不同类型的裂缝如图8—55所示。

图8—55　不同类型裂缝示意图

（3）模拟上述不同类型裂缝于20年后的压力分布

上述不同类型裂缝于20年后的压力分布模拟结果如图8—56所示。

（4）网络裂缝单个缝长优化

图8—57所示为当渗透率为0.000 23 mD时网络缝长度和产量的关系，此时网络缝缝长的拐点为160 m。

图8—56　不同裂缝数对应的压力分布模拟结果示意图

图8—57　网络缝长度和产量的关系示意图

（5）网络裂缝导流能力优化

如图8—58所示，是不同导流能力下网络裂缝长度和产量的关系。

图8—58　不同导流能力下网络缝长度和产量的关系示意图

由图8—58可知，无论形成何种类型的压裂缝，不同裂缝条件下的导流能力对产量影响的变化规律均一致。另外，通过计算可知，优化的导流能力为5 μm2·cm。

3）压裂施工参数优化

（1）压裂施工管柱与最大排量选择

考虑常用的套管注入方式，最大允许的施工排量为10 m3/min。具体模拟结果如图8—59和图8—60所示。

结果表明，排量10 m3/min下最高井口压力128 MPa，需要压裂设备功率为21 380 kW，故需2000型压裂车19台，再加上备用2台，共计21台。排量10 m3/min下最高井口压力为65 MPa，则需要压裂设备功率为11 000 kW，故需2000型压裂车12台，再加上备用2台，共计14台。

（2）影响裂缝净压力的因素模拟

首先计算B井天然裂缝最大开启临界净压力，则由3.88 /（1-2×0.25）=7.76 MPa，得最大开启临界净压力是7.76 MPa。

图8—59　油管压裂压力预测示意图

图8—60　油管压裂压力预测示意图

①粉陶粒径及体积优化

粉陶粒径的选择主要考虑张开地层微裂隙的宽度。根据国外经验，一般取70～140目，主要考虑不同的地层微裂隙都有对应粒径的粉陶充填。考虑到B井施工排量高，70～140目粉陶也能充填，故选用70～140目粉陶。

粉陶体积的确定，主要取决于地层微裂隙的发育程度，要根据测试压裂的结果进行调整。根据国外经验，即使天然裂缝不太发育，混合的粉陶体积比在5%～10%，对主裂缝的导流能力影响也不大。

②粉陶平均砂液比优化

由相关模拟结果可知，滤失对裂缝净压力的影响为1～2 MPa，为简便起见，取滤失系数为0.000 4进行模拟。不同方案计算参数如下：Ⅰ.滤失系数0.000 4，五段70～140目段塞，最大砂液比5%，平均砂液比4%，净压力5.10～6.81 MPa。

Ⅱ.滤失系数0.000 4，三段70～140目段塞，最大砂液比5.63%，平均砂液比4.97%，净压力6.35～7.84 MPa。

Ⅲ.滤失系数0.000 4，五段70～140目段塞，最大砂液比7.5%，平均砂液比5.98%，净压力5.82～7.39 MPa。

Ⅳ.70～140目段塞最大砂液比7.5%，平均砂液比6.23%，净压力5.32～7.00 MPa。

Ⅴ.70～140目段塞最大砂液比10%，平均砂液比7.23%，净压力4.90～6.76 MPa。

具体模拟结果如图8—61所示。

图8—61　最大净压力随粉陶平均砂液比的变化示意图

模拟结果表明，70～140目段塞平均砂液比超过5%后，最高净压力随着砂液比的增加而减小。因此，可充分利用70～140目小陶粒段塞提升净压力实现裂缝转向，砂液比宜控制在5%左右。

（3）主支撑剂平均砂液比优化

平均砂液比优化模拟结果如图8—62所示。

由于突破地层天然裂隙的最大开启临界净压力为7.76 MPa，故将主支撑剂平均砂液比控制在15%。

图8—62　最大净压力随主支撑剂平均砂液比的变化示意图

（4）主压裂二次加砂期间停泵时间优化

停泵时间的优化主要基于裂缝内的支撑剖面不中断为原则，模拟结果如图8—63所示。

图8—63　不同阶段不同停泵时间对应的输砂剖面示意图

续图8—63

利用泵注中间停泵，裂缝内部流体压力、闭合应力和地层孔隙压力重新建立平衡，从而提升裂缝净压力，有利于实现裂缝转向。滤失系数小时，停泵时间对导流改善有限，在纵向会发生支撑剂沉降；滤失系数大时，停泵时间对导流能力改善较好，但时间延长后裂缝几近闭合，导流几乎不变。因此，停泵时间取30 min较为理想。

（5）支撑剂量的优化

为了获得前述优化的缝长和导流能力，支撑剂量的模拟优化如图8—64所示。

图8—64　不同支撑缝长与加砂量的关系示意图

续图8—64

先按单一裂缝计算砂量，考虑到要形成3条等效网络缝，按优化缝长要求，总加砂量为100～120 m3。

（6）压裂泵注程序优化

①主压裂方案设计

主压裂考虑三种方案，详细参数见表8—22。

表8—22　B井主压裂方案设计

（续表）

②主方案泵注程序

主泵注程序见表8—23。

表8—23　主方案泵注程序

（续表）

该加砂程序对应的施工压力预测曲线如图8—65所示。

图8—65　B井主方案压裂泵注压力曲线

对应的压后产量预测结果如图8—66所示。

图8—66　B井主方案压裂产量预测

③备用方案泵注程序

备用方案的具体泵注程序分别见表8—24和表8—25。

表8—24　备用方案泵注程序1

（续表）

表8—25　备用方案泵注程序2

（续表）

4）压后返排设计

（1）自喷设计

不同油嘴尺寸井口压力与放喷时间的关系如图8—67所示，不同油嘴尺寸与支撑剂沉降的关系，以及不同井口压力下选择的油嘴尺寸如图8—68和图8—69所示。如果自喷返排率达30%，则停止排液，并观察一段时间。

图8—67　不同油嘴尺寸井口压力与放喷时间的关系示意图

图8—68　不同油嘴尺寸与支撑剂沉降关系示意图

图8—69　不同井口压力下选择的油嘴尺寸示意图

（2）助排设计

考虑到地层微裂隙的应力敏感性及页岩气基岩的应力敏感性，前期的助排应较慢，每天动液面下深150～200 m；后期可适当加快，每天动液面下深250～300 m。但在快排时，如动液面恢复较慢，则应减缓节奏，防止因动液面降低太快，导致裂缝支撑剂承受较大的循环应力载荷影响，使得导流能力急剧下降。

当返排率达到30%时，应停排观察。

5）经济分析

压裂各项费用构成见表8—26。

表8—26　B井压裂经济分析表

6.现场实施要求

1）施工压力、压裂井口与施工限压要求

计算的不同排量下的井口压裂施工压力见表8—27。

表8—27　B井压裂施工井口压力与摩阻参数

由表8—27可知，施工压力为48.8～52.3 MPa。压裂井口需耐压105 MPa，井口施工限压70 MPa，套管抗内压为87.2～90.7 MPa。

2）压裂材料准备

（1）压裂液准备

压裂液各项参数具体见表8—28。

表8—28　B井压裂液准备

（2）支撑剂准备

支撑剂准备具体参数见表8—29。

表8—29　B井压裂支撑剂准备

3）压裂施工车辆及工具准备

压裂施工车辆及工具参数见表8—30。

表8—30　B井压裂施工车辆与工具准备

4）现场各系统的质量控制要求

（1）各添加剂的数量、性能现场检测；

（2）配液罐清洁度及水质检查；

（3）配液加料顺序及过程跟踪控制；

（4）支撑剂数量、性能检查；

（5）各压裂添加剂的现场取样；

（6）测试压裂的结果解释；

（7）施工参数的调节；

（8）压后返排的跟踪与现场取样化验。

5）现场实施要求小结

（1）落实套管头耐压指标；

（2）对下部水泥塞进行试压，不满足80 MPa限压条件则重新打水泥塞；

（3）小型测试压裂与正压裂分开进行，以便充分分析测试资料，调整正式压裂设计；

（4）准备井口多路进液装置；

（5）由于施工时间长，需按照最大施工功率计算，并多备压裂车组2台；

（6）施工排量、砂液比、停泵时间视施工压力变化实时调整；

（7）压裂过程中进行微地震波监测；

（8）根据排液情况调整相应措施。

7.压裂施工准备

1）井场、井筒准备

（1）井场公路应保证压裂施工设备安全出入井场。

（2）清理平整井场，要求能容纳并承载所必需的压裂设备，使之能正常施工。

（3）按《试油修井作业地面流程安装规范》和《井下作业井控规定实施细则》要求，准备好排液、测试地面管线流程，连接好管线。

（4）准备好排污系统和相关人工助排设施。排污池容积必须足够容纳全部返排液体。

（5）摆放液罐地面或基础应能承受液罐及装满液体后的重量，保证液罐不发生左右倾斜和向后倾斜。

（6）油管入井前必须用内径规准确丈量且逐根检查质量。若发现穿孔、裂纹或其他影响质量的问题必须更换。

（7）油管扣必须上紧，丝扣油一律涂公扣，保证井下管串不刺不漏。

（8）可参考现场排液管汇布置建议图安装排液流程，排液管线连接符合《试油修井作业地面流程安装规范》和《井下作业井控规定实施细则》。现场具体布置如图8—70所示。

（9）排液管线尽量平直引出，如因地形限制需转弯时，转弯处使用铸（锻）钢弯头，其转弯夹角不应小于90°，严禁采用油管短节代替铸（锻）钢弯头。

（10）井场准备380 V和220 V两种电源，功率大于100 kW。

（11）施工前检查井口安装连接质量，若采用采油树施工，则必须用绷绳固定好井口。

（12）现场准备4 mm、6 mm、7 mm、8 mm、10 mm、12 mm、14 mm油嘴各4套，且有2～4套备用油嘴套、4～6套备用堵头，以确保不影响后期连续排液。

2）压裂设备准备

（1）压裂液罐摆放整齐，不能左右倾斜和向后倾斜。装水之前清洁储液罐，要求无铁锈、无压裂液残渣、无油污、无机械杂质。液罐闸门开关灵活，闸门密封性能好，无渗漏。

（2）所有压裂设备在上井前必须进行保养及检查，确保施工安全顺利进行。

图8—70　现场排液管汇布置建议图

（3）油、套管压力计必须安装备用压力计。正式施工前，需对压力计、流量计和密度计进行校对，保证计量准确。

（4）压裂高压管汇无裂纹、无变形、无腐蚀，壁厚符合要求。高压管汇中对应的压裂车出口管线都应配有单流（向）阀。

（5）压裂泵头和泵头内腔外表不应有裂纹。阀、阀座不应有沟、槽、点蚀、坑蚀及变形缺陷，若有应及时更换。

（6）进行循环试运转，检查管线是否畅通，仪表是否正常。另外，要按设计要求对井口、管汇、活动接头等部位进行试压。

（7）正式施工前应对压裂车的超压装置进行检测，若有失灵必须整改后方能进行作业。

（8）各施工岗位的通讯必须保持畅通，并有备用的无线对讲机。

（9）压裂管线必须贴地面布置，从地面到井口用双弯头过渡，从地面到管汇同样用双弯头过渡。

（10）高、低压管汇在施工前按以下要求试压，若稳压30 min压降不超过0.5 MPa则为合格：

①井口及高压管汇试压：70 MPa；

②地面放喷流程试压：35 MPa；

③低压管汇试压：0.5 MPa。

（11）建议按照现场压裂设备布置图摆放压裂设备。具体设备最终摆放位置以现场连接为准。现场具体布置如图8—71所示。

8.压裂施工质量要求

1）压裂液质量要求

（1）配液所用清水水质清澈透明，pH值为7～8，机械杂质含量＜0.2%。

（2）配液用水、化学添加剂和室内试验用水、化学添加剂相一致。

（3）配液采用低排量高压力喷射溶解工艺，并单罐配制。配制好后需搅拌半小时，配制出的压裂液不能有结块、鱼鲕、豆眼。

（4）对压裂液取样并对其基液的黏度、pH值等进行测试；若测试结果不符合设计要求，必须整改后才能施工。

图8—71　现场压裂设备摆放建议图

（5）在正式施工前要取样进行测试，确认压裂液性能符合设计要求后才能施工。

2）支撑剂质量要求

（1）运砂装砂前，运砂车和砂罐必须清洁干净，无异物、无铁锈。装砂入罐时应用晒网进行过滤，以防止编织袋碎物等入罐。

（2）严格核实支撑剂数量、清洁程度，现场提取支撑剂样品进行支撑剂表观检测，表观检测结果必须达到相关标准的要求。

3）施工质量要求

（1）正式开始施工前必须逐一清点各岗位人员。各岗位人员必须严守岗位，服从统一指挥。

（2）施工时，在低压管汇处取样。前置液段与混砂液段分别多次取样，检测液体性能。另外，要严格控制添加剂泵注的加入量和加入速度。

（3）施工排量保持平稳，不允许出现剧烈波动。

（4）排量提升迅速，砂浓度提升迅速而平稳，当达到设计砂浓度后保持砂浓度稳定。

（5）施工过程中保证持续、平稳供电，不允许停电，尤其是应保证仪表车有稳定的电源。

（6）施工严格按照设计进行，若现场出现意外和变化需更改设计时，必须经现场施工领导小组同意后，方能更改执行。

9.施工后排液管理

（1）施工记压降结束后，立即拆除压裂设备，尽快开井排液；排液管理严格遵照《试油修井放喷排液操作规程》及《井下作业井控规定实施细则》执行。

（2）使用地面流程控制放喷排液，排液过程中不允许使用井口闸门控制排液流量。

（3）由施工设计方技术人员负责根据压力情况确定最初油嘴；根据地面压力判断裂缝是否闭合，确定裂缝闭合后方能逐步放大油嘴放喷。

（4）气井未停止自喷前严禁关井，避免排液中断。

（5）自喷出现困难立即进行人工助排，所有助排措施实施过程中必须满足《试油修井放喷排液操作规程》及《井下作业井控规定实施细则》要求。

10.压裂施工安全及环保要求

1）井控安全技术要求

井控工作严格按照《石油与天然气钻井井控技术规定》《石油与天然气井下作业井控技术规定》《钻井井控规定实施细则》《钻井井控技术规程》《井下作业井控规定实施细则》《试油工程技术规程》《钻井作业安全规程》及《高压油气井测试工艺技术规程》中有关规定执行。

2）施工作业前的安全要求

（1）施工现场划分一级警戒区、二级警戒区，设立警戒线并设置风向标，确立逃生路线和集合点。

（2）由井下作业公司、试油队、测井公司等所有参加施工的单位，分别制订压裂施工、试油作业、同位素测井，以及各参加单位自身范围内的安全预案、HSE作业计划书、HSE作业指导书等。

（3）压裂施工队应制定施工组织方案和应急预案，以及人员的救护和撤离措施。施工前，现场召开所有施工作业人员参加的安全会，进行安全教育；各参加施工单位要对具体施工人员进行技术交底，在各方面处理措施达成一致后才能开始施工。

（4）施工作业车辆、液罐应摆放在井口上风方向，各种车辆设备摆放合理、整齐，保持间距，并留出安全撤离通道。现场的其他车辆应停放在上风方向距井口20 m以外。

（5）井口放喷管线用硬管线连接，分段用地锚固定牢固，两固定点间距不大于10 m，管线末端处弯头角度应不小于120°，且不得产生变形。

（6）放喷管线与井口出气流程管线应分开，避开车辆设备摆放位置和通过区域。

（7）天然气出口点火位置应在下风方向，距井口50 m以外。

（8）井口必须进行硬支撑且固定牢固。

（9）井场区内严禁烟火，备齐各种消防器材，及时清除易燃及易爆品。

（10）以施工井井口为中心，其周围10 m为半径，沿泵车出口至施工井井口地面流程两侧10 m为界，设定为高压危险区。高压危险区使用专用安全警示线（带）进行围栏，高压危险区应设立醒目的安全标志和警句。

（11）加强安全检查，施工前应对地面流程、受压容器、消防设备、提升设备和电力系统等进行严格的全方位检查，发现问题及时整改。

3）施工作业中的安全要求

（1）严格按照加砂压裂的设计要求来控制压力施工，严禁超压操作。

（2）施工中，禁止无关人员进入井场，非工作需要的施工作业人员严禁进入高压区，应由井下作业公司派专人负责高压区安全警戒。

（3）施工现场设立安全警戒区，并由试油队派专人负责施工区安全警戒。

（4）各工序严格按其操作规程，技术标准及设计要求进行施工。关键工序及岗位有专人负责，确保施工质量，严禁违章作业。各岗人员必须严守岗位，注意力集中，服从统一指挥。

（5）现场有关人员应佩戴对讲机，及时传递信息，保证现场施工指令顺畅下达。

（6）操作人员应密切注意设备运行情况，发现问题及时向现场施工负责人汇报。

（7）若高压管汇、管线、井口装置等部位发生泄漏，则应在停泵、关井、泄压后处理，严禁带压作业。

（8）若混砂车、液罐供液低压管线发生泄漏，则应采取措施，并做好安全防护。

（9）施工作业人员进入施工作业现场前应穿戴相应的劳动安全防护用品，严禁违章作业。

（10）现场施工人员身体出现异常或有病情况下不能进行施工，施工期间现场应配备值班医生，并配备相应的药品及医疗器具。

4）施工作业后的安全要求

（1）装好油嘴，观察油管、套管压力，采用油嘴控制放喷。

（2）查看出口喷势和喷出物时，施工人员应位于上风处；通风条件较差或无风时，应选择地势较高的位置。

（3）排液时，采取预先在放喷管线出口放置火种的方式进行点火。

5）环保要求

（1）必须严格执行环保法规，废液达标后才能排放，严禁对环境造成污染。

（2）杜绝使用任何对环境有重大影响的有害物质。

（3）井场内严禁洒、滴、渗漏液体。配制液体时，严禁因液体外溢、滴漏等现象对井场造成的污染；在倒换液体管线时，用容器盛接，避免管线内液体洒、滴至井场地面；添加药品后，不能将盛装药品的桶倒放，以免残余药品外流。

（4）严禁废液对环境造成污染。现场应将返出井筒的液体装入废液池或污水罐。

（5）放喷点火口应避开农作物和建筑物（包括电缆、光缆）较集中的地带，并在放喷口加装燃烧筒，以减少污染。

（6）施工结束后对井场（作业区域）进行全面清理，将生活垃圾、药品包装袋、废旧胶皮、桶、塑料袋等进行分类收集和登记，并按要求统一堆放处理；做到现场整洁、无杂物，地表土无污染。

（7）其他事宜参见第十九节《设计执行的标准、规定和规程》执行。

11.施工组织

（1）现场施工领导小组

由所有参加施工单位的现场负责人组成，组长由甲方现场负责人担任。全面负责现场安全、组织协调、进度安排和重大问题的决策。

（2）现场施工技术负责人

由施工设计单位人员担任。全面负责施工按照设计执行，负责施工过程控制、方案实施和调整，并且向施工执行指挥发出作业指令。

（3）现场施工执行指挥

由井下作业公司人员担任。负责按照施工技术负责人发出的指令组织实施压裂作业，向所有操作岗位发出操作指令。

（4）安全监督

由作业队和井下作业公司安全监督共同担任。负责检查安全设施、安全预案、高压区人员监控、劳保穿戴、查处“三违”现象。

（5）施工保障小组

以试油队人员为主，井下作业公司人员也同时参加，组长由试油队负责人和井下作业公司现场负责人共同担任。负责整个施工过程中的电力供应、井场外围隔离、施工人员生活保障、道路疏通、受伤人员抢救、紧急疏散等。

12.风险识别及应急预案

具体风险识别及预案见表8—31。

表8—31　B井压裂主要风险识别与应急预案

（续表）

13.设计执行的标准、规定和规范

具体设计标准、规定和规范见表8—32。

表8—32　B井压裂参照的设计标准、规定与规范

（续表）