【技术】页岩气水平井完井压裂技术综述
摘要
页岩层可以作为气体的源岩和储集岩，储层具有连续分布、低孔、特低渗、脆性较高等特性。页岩中的天然气以三种形式存在：岩石孔隙中的游离气、天然裂缝中 的游离气和有机质矿物表面的吸附气吒这些不同的储集机理直接影响着页岩气开发的方式、速度和效率。
全球能源研究估计，大型页岩气资源主要分布在北美、拉丁美洲和亚太地区。2012年研究表明，美国的页岩气资源约为415000x10^520000乂108V，加拿大约为140000x10^170 000x10^ ^3，我国主要盆地和地区的页岩气可采资源量大约为260000乂108V，而对其它地区的资源状况研究非常有限。
美国页岩气开发的经验表明：增产技术尤其是水平井压裂技术，对于页岩气的开发是至关重要的，其它重要的技术包括水平井定向井钻井以及油藏描述技术。
页岩气完井
巴内特页岩是美国最先获得成功开发的页岩气层，也是当前美国最高产的页岩气田，已成为美国甚至全球其它页岩气田开发的典范。巴内特页岩开发初期采用直井开发，但生产效果并不理想，2000年前后，转向水平井开发，产量得到3-5倍的提升。当前，美国页岩气新井几乎都采用水平井，深度通常在1200~2500立方米之间，并且采用长曲率半径〈10。~ 157300〉造斜，便于后期措施改造。通常水平段长度在600~15000之间，随着水平井作业技术的进步，最新的水平段长度超过了30000。多数83巾611页岩井水平段端部都比跟部略高15^450〉，这样有利于压裂时返排和产水后产出水流向最低的跟部。
水平井完井方式经历了从套管完井向裸眼完井方式的转变，见图1。早期的水平井通常采用114.300 (斗1//〉或139.700”1//〉套管完井，压裂采用可钻桥 塞实现多级压裂。2012年国外更倾向于采用裸眼水平井多级压裂方式完井投产，压裂级数也逐渐由5~7级，提高到20级以上。巴内特页岩气藏在水平井开发中曾试用过以下几种完井方式。
1.1套管十不固井十射孔十笼统压裂
巴内特页岩早期典型的完井是在水平段采用不固井的套丨衬管，压裂时不采用机械转向，只在水平段 套管上射开特定数量的孔，并在施工中采用大排量〈25-32 ^3/^；^)，以获得限流效果。部分作业中还采用了封堵球和岩盐，以辅助流体在炮眼间转向。然而，由于流体可在套管和裸眼的环空间自由运动，在水平段任一部位都可能生成裂缝。现场微地震监测也表明，压裂液在套管内有时会发生转向，但裂缝生成和传播是完全随机的，并不一定是在套管射孔位置，在井筒的任一点，各种裂缝事件都可能发生。
1.2套管十固井十射孔十限流压裂
巴内特页岩初次使用固井套管是为了应用限流压裂，以改善水平井全井段上的裂缝分布。限流技术 主要采用高排量和封堵球丨岩盐实行转向分流。对这些井的监测同样显示了裂缝传播非常随机，裂缝走向几乎不可预测。早期对上述两种完井方式生产效果进行的对比表明，尽管固井水泥能在套管和地层间起到一定程度的转向作用，但通常裸眼（不固〉井产量和采收率都要高于套管固井完井。
1.3套管十固井十多级压裂
这是页岩地层中最常用的一种方式。 完井时，先对水平井筒内的套管注水泥，然后实施“桥塞十射孔”多级压裂改造，即通过电缆或连续油管坐封桥塞实现套管内的机械封隔，通过固井实现环空的机械转向。随后多次重复这一工艺，在水平段上完成多级压裂改造。当所有小段被处理完后，采用连续油管钻除复合桥塞，使水平井筒从跟部到端部重新连通并投产。尽管这种方式可以实现水平段的分段转向改造，但每一级都要使用连续油管、射孔枪和压裂装备进行作业，生产费用非常高，而且作业效率低、费时。 研究表明，采用这种方法获得的产量同样不理想，因为固井水泥会封堵许多天然裂缝和节理，而这些裂缝和节理对于提高气井产量都非常重要。
1.4裸眼十衬管十多级压裂
2006年，一种新型裸眼井多级压只肥完井方式在德克萨斯06加0^县运用，该工艺最初是在2001年提出的，旨在提高多级压裂的时间效率，降低作业成本，提高系统可靠性和可重复作业能力。裸眼多级压裂系统用水力坐封的套管外封隔器代 替水泥固井来隔离各层段，封隔器通常采用弹性元件 密封裸眼井筒，生产时不需起出或钻铣，同时利用滑套工具在封隔器间的井筒上形成通道，来代替套管射孔。这些滑套工具可以通过液压打开或通过投入（多个〉特定尺寸的启动球来切换套筒并打开通道
这些球可以在两级之间实现管内封隔，因而无需使用桥塞。裸眼多级压裂系统的主要优点是所有的压裂处理 可以一趟管柱连续完成，无需使用桥塞，大大节省了时间和成本。增产作业完成后，可以迅速返排并投产， 后期还可以钻除球座，进一步提高产量。国外对比了巴内特页岩固井和裸眼多级压裂完井的长期生产效果。研究表明：尽管在某些套管固井占主流的地区，传统观念仍坚持采用套管井，但巴内特页岩裸眼井的生产效果明显要优于固井生产效果，031X611^0^06^61等人2010年对比了巴内特两口水平井筒相互平行的邻井，两口井采用不同的完井方式：井人采用裸眼多级完井（裸眼十滑套十投球压裂）；井8采用套管固井十桥塞十射孔完井。两口井的完井级数、支撑剂和压裂液量也比较接近；然而，在3年的生产期间，井人的累积产量几乎是井8的2.5倍。
最近，03^611等人还模拟了6级裸眼和6级套管固井完井的生产衰竭剖面，结果显示，裸眼完井可以更好地实现全水平段的泄油气 '这是因为水平段上的水泥固井阻碍了环空的生产；页岩气储藏通常是天然裂缝和节理发育，裸眼完井怡怡可以大大发挥这些天然裂缝对产量的贡献。
页岩气水力压裂
页岩属于一种超低渗透率储层，渗透率多在0.00。0.01 ^0之间，因此属于“纳米达西”渗透率地层，所有储层必须经过压裂才能投产。通常美国页岩气压裂的单井成本在500万美元以上，是水平井钻井成本的2倍。页岩气井多采用大规模水力压裂，通常会加入45~ 4501支撑剂，压裂用液通常在10000—以上。2000年，开始大规模采用清水压裂〈又称减阻水压裂〉，比凝胶液压裂成本更低，而增产效果更佳。许多经营者将清水压裂视为页岩气技术发展史上最重要的革命。
2.1压裂液
美国页岩气压裂中主要应用了三种液体体系：液氮直接注入、注氮气泡沫和减阻水。除了成本优势外，减阻水能在高排量下泵入大量水和少量支撑剂，可携带支撑剂进入更深的裂缝网络，从而形成更大的裂缝网络和泄气面积，目前（2012年）已成为压裂作业的标准做法。
减阻水组成中清水占绝大部分〔99.5 ^〉，故又被称为清水压裂。在诸多添加剂中，两种必须添加的药剂为降阻剂和杀菌剂。最常用的降阻剂是部分水解丙烯酰胺。聚丙烯酰胺通常与一种内置转相剂或 外加转相剂〔可反转乳化液或水化聚合物〉用作油外相乳化液，同时能提供一定的粘度和降低摩阻。为了提高减阻效果，工业上的降阻剂产品都具有很高的分子量，例如将聚丙烯酰胺与丙烯酸聚合形成聚合电解质，从而提高其减阻率。由于在压裂的湍流条件下支 撑剂传送不需高粘度，因此能以更低的成本生成与交 联液或泡沫液一样长的导流裂缝。
2.2支撑剂
对于减阻水压裂液，通常采用小直径〔40/70目〕支撑剂，对于天然裂缝发育的页岩地层需考虑更小粒径〔100目〉支撑剂。这是因为在减阻水丨清水中支撑剂 的传送性能较差，采用小直径会在一定程度上改善悬浮性能，同时也能得到较高的导流能力。生成裂缝中将有很大一部分得不到支撑，但由于页岩岩石脆性破碎、地层滑移和支撑剂的桥堵丨嵌入作用，裂缝体系内仍会形成“无限”的导流区，这即是国外学者提出的 “无支撑”裂缝导流能力。
在早期减阻水压裂中，一些页岩气井实施不加砂压 裂同样获得了很好的生产效果，因此对于压裂时是否必 须加支撑剂，目前业界尚存在争议，但更普遍的认识是，加砂能提高地层导流能力，有助于提高增产效果。
2.3压裂工艺
通常页岩气藏都很厚，而且页岩开发中水平段长度逐渐加大，水力压裂施工会在水平段上分多级7段实施，每次泵注针对页岩气储层的一个层段进行，每两段间都进行分隔。另外每一层段的压裂液在泵送时也会分成多个段塞完成，旨在地层内形成更加复杂的裂缝网络。
地面设备试压后，先泵入一种“岩石酸”〔通常为只口），以清洗近井污染；第二步是注入“减阻水”段塞，由于添加了降阻剂，水能以大排量快速地进入地层；之后，开始注入大量的减阻水和低浓度的细砂，其间逐渐 提高加砂浓度；加砂即将结束时注入减阻水和粗砂，以保持近井裂缝张开和获得近井高导流能力；最后采用减阻水洗井返排，清除设备和井筒内的砂。洗井后，将井下工具移到另一层段，开始下一级压裂施工。
为了进一步提高作业效率，降低作业成本，国外最近在页岩气开发中提出了 “井工厂”的理念，即将井场或平台做为一个联合作业的“工厂”，将钻井、固井、 射孔、多级压裂等施工视为流水线作业上的一个个工序，在同一井场完成多口井的钻井、完井和投产。据报导，国外已实现在一个井场上完成了16口水平井、共400多级的压裂完井。这种作业模式不仅极大地提高了设备和车组的利用率，同时还使地下生成的裂缝网络更加复杂，现场应用也表明，生产效果比单井压裂产量高75 ^~130知6：。
压裂中还可采用微地震成像和数字模拟器来监测每一级页岩储层内的裂缝特性，观察裂缝的生长轨 迹，评价裂缝高度、长度和方位。施工中，作业者尤其要注意裂缝垂向生长，以确保水力裂缝不会穿透页岩储层并延伸至邻近水层。
结论
（1）水平井钻完井和压裂技术已成为页岩气开发的主流技术。页岩气水平井压裂完井应用较多的是固井射孔桥塞压裂和裸眼多级滑套压裂，后者一次可以处理20级以上，提高了作业效率，且长期生产效果更佳。
（2）减阻水压裂能提高页岩储层内裂缝的复杂程度，降低了成本，提高了增产效果，成为页岩气压裂的首选液体体系。幻减阻水压裂中通常采用小直径支撑剂，生成裂缝中将有很大一部分得不到支撑，但由于页岩的脆性、岩层滑移，以及支撑剂桥堵丨嵌入作用，裂缝体系仍会提供较高的“无支撑”裂缝导流能力。幻我国页岩气开发目前处于起步阶段，应整合现有技术力量，加强攻关，着力解决页岩气开发中与裸眼水平井多级压裂技术相关的井下工具、施工液体和 施工工艺等关键技术，推动和实现页岩气这种“非常气”向“常规气”的转变。
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