中原井下特种作业公司 河南省濮阳县 457100
摘要：从目前国内页岩气压裂改成功的经验来看，页岩压裂目的是形成复杂的体积缝网体系，把井筒周围页岩储层“打碎”，实现更大规模的储层改造波及体积。本文对页岩气压裂缝网机理进行研究，并通过优化施工工艺参数，如射孔参数、变排量、变粘度、变粒径等方法，使裂缝不断转向、缝网复杂化、储层改造体积最大化，为页岩气高效开发提供指导意义。
关键词：页岩气；压裂；缝网复杂化
1 概述
根据页岩气气体在储层中赋存状态，页岩气能否成功开发在于水利压裂使得天然缝发生膨胀和剪切滑移，使得裂缝之间相互连通，最后大规模的裂缝网络系统出现了，得到的效果是储层改造体积増大了，页岩气的产量和采收率也提高了。这就是目前主流的针对页岩气储层压裂的新技术——缝网压裂。
压裂现场施工中如何有效地激活天然裂缝；哪些地质条件和施工工艺能满足压裂缝网出现的条件；怎样让形成的缝网尽可能复杂，形成的缝网导流能力的大小。我们需进一步对缝网机理进行研究，优化施工工艺设计，如射孔参数、变排量、变粘度、变粒径等方法，使裂缝不断转向、缝网复杂化、储层改造体积最大化，为页岩气高效开发提供指导意义。
2缝网压裂地质条件分析
国外对裂缝延伸形态的研究表明，压裂水力裂缝在延伸中遇到地层中天然裂缝后其走向有三种可能：（1）水力裂缝穿过天然裂缝继续延伸；（2）水力裂缝沿天然裂缝延伸一定距离后在天然裂缝面重新造缝；（3）压开天然裂缝，水力裂缝沿天然裂缝延伸。
当储层最大水平应力与最小水平应力差小于10MPa、逼近角θ小于30°，压裂水力裂缝沿天然裂缝的方向延伸；当最大水平应力与最小水平应力差越小，水力裂缝越容易沿天然裂缝延伸，形成多分支复杂的网络状裂缝。当主裂缝和天然裂缝在夹角在0-30°左右时，无论储层最大水平应力与最小水平应力差有多大，水力裂缝就会使天然裂缝都会张开，改变原来延伸路径，具备形成复杂裂缝的条件；在夹角为30-60°左右时，在储层最大水平应力与最小水平应力差较小的情况下，水力裂缝就会使天然裂缝都会张开有形成复杂裂缝的条件，但是在最大水平应力与最小水平应力差较小的情况下，水力裂缝就不会使天然裂缝张开，主裂缝会直接穿过天然裂缝向前延伸。
3缝网压裂施工参数优化
3.1分段分簇优化设计
为了提高页岩气水平井的导流能力，页岩气水平井压裂分簇射孔工艺是提高缝网压裂改造体积的关键参数。但簇数不是越多越好，簇间距不是越小越好，有其两面性。有利性：合理的簇数和簇间距使裂缝产生的诱导应力干扰能促进缝网，增大改造体积。不利性：过多的簇数和小的簇间距产生过高的诱导应力干扰会相邻裂缝起裂困难，缝宽变窄，造成裂缝砂堵。
3.2变粘度交替注入
一般地，滑溜水穿透和沟通储层微小裂隙的能力很强，而线性胶或冻胶压裂液因粘滞阻力高难以进入微小裂隙，只能沿主裂缝方向扩展。因此，结合不同粘度压裂液的优点，进行变粘度多级交替注入，既能力实现微小分支裂缝的沟通，又能实现主导裂缝的充分延伸，提高导流能力，最终达到形成复杂化缝网体系的目标。
3.3变排量注入
为了提高压裂液的效率、扩宽人工裂缝、増大沟通体积，页岩气施工现场一般采用大排量（12-16m3/min）进行压裂。当排量处于逐渐升高的的情况下，施工净压力不断提高，人工缝更容易和天然缝或层理发生沟通。选择4种升排量方式：4-6-8-10-12-13-14-15-16 m3/min、4-6-10-12-14-16 m3/min、4-8-14-16m3/min、4-10-16 m3/min，胶液比例在0-40%的情况下，缝宽大，易于加砂，增加了裂缝复杂性和SRV。
3.4变粒径注入
复杂缝网体系包括主裂缝，次支缝，更次级裂缝，采用多尺度变粒径支撑剂加砂，进入不同分支裂缝封堵、降滤和支撑。70/140目进入微裂缝，40/70目进入次支缝，30/50目进入主裂缝。在40/70目支撑剂段塞中，间隔性的加入小段70/140 目支撑剂，封堵微裂缝，提高裂缝内净压力，可造新缝或实现裂缝转向，形成复杂网络裂缝。
4现场应用及压后效果
中原井下对焦页200-1HF、焦页200-3HF井采用用泵送桥塞射孔联作压裂工艺，分别分20、21段进行压裂施工。这两口井是针对上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部页岩气层部署的页岩气开发水平井。
4.1缝网复杂化压裂思路
焦页200-1HF、200-3HF井采用“变排量、变粘度、变粒径”施工方案，使缝网复杂化、提高改造体积的压裂设计思路，采用前置胶液，降低液体滤失，初期变排量，近井控缝，后期高排量，缝内提压促进裂缝复杂化；主体采用减阻水加砂，同时优化段簇间距，利用诱导应力促进裂缝转向，避免段间干扰，实现改造体积最大化。支撑剂采用100目粉陶+40/70目低密度陶粒+30/50目低密度陶粒多粒径支撑剂组合；注入压裂液采用胶液+减阻水交替注入组合。整个施工阶段缓慢阶梯提排量14↗14.5↗15↗16↗17↗17.5↗18m3/min。
4.2施工过程分析
以焦页200-1HF井第15段压裂施工分析为例。该段施工开始以1.0-2.0m3/min开始打酸液，酸液泵注15m3，待酸液和地层发生反应后出现压降46.05-40.26MPa，提高排量至14m3/min后，按设计加砂，整体加砂压力稳定，缓慢阶梯提排量14↗14.5↗15↗15.5↗16↗17↗17.5↗18m3/min，在中砂阶段中插入加了两段8%的粉陶，施工压力逐渐往上波动，说明施工净压力不断提高，裂缝趋于复杂化，加入12%中砂后，顶替到地层结束施工。
4.2压后效果
焦页200-1HF井压裂注入液量36225.7m3，共加入砂量1457.06m3，其中70/140目粉陶322.63m3；40/70目低密度陶粒995.36m3；30/50目低密度陶粒139.07m3。焦页200-3HF井压裂注入液量47721m3，共加入砂量1457.21m3，其中70/140目粉陶608.28m3；40/70目低密度陶粒816.29m3；30/50目低密度陶粒32.64m3。焦页200-1HF压后放喷测试最高产量高达89.5万方/天；焦页200-3HF压后放喷测试最高产量高达34.8万方/天，压后效果显著，在涪陵二期平桥区块取得页岩气探勘开发重大突破。
5结论与认识
（1）页岩储层的脆性矿物含量越高，其岩石脆性指数越高，越容易形成复杂的网络裂缝系统。
（2）当页岩储层的最大水力应力与最小水平应力差越小时，主裂缝和天然裂缝的夹角越小时，水力裂缝大概率沿天然裂缝的路径延伸，越容易形成复杂的网络裂缝系统。
（3）得出了优化射孔参数、变排量、变粘度、变粒径的压裂工艺为页岩气压裂缝网复杂化施工技术的关键参数。
参考文献：
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