【摘要】由于泥页岩孔隙度、渗透率很低，水力压裂技术是成功开发泥页岩储层的关键技术。本文在研究水力压裂技术开发泥页岩原理的基础上，分析了页岩气成藏过程及页岩气压裂机理，并结合冀东油田Y-A井现场成功应用分析优化了泥页岩压裂过程中的工艺措施和施工参数，为今后的泥页岩压裂改造提供重要参考。

　　【关键词】泥页岩 天然裂缝 缝网 工艺措施 现场应用1 泥页岩压裂页岩气是从泥页岩层中开采出来的天然气，主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气。与常规储层气藏不同，泥页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集和保存天然气的储层和盖层。因此，有机质含量高的黑色页岩、高碳泥岩等常是最好的页岩气发育条件。

　　1.1 页岩气压裂机理分析页岩气储层通常具有以下特点：储层渗透率极低，天然裂缝、层理发育是主要的渗流通道。页岩在压裂过程中只有不断产生各种形式的裂缝，形成裂缝网络，气井才能获得较高的产气量，实验结果标明，岩石的脆性是泥页岩缝网压裂所考虑的重要岩石力学特征参数之一，硬脆性泥页岩在压裂过程中越容易形成网状裂缝，所以页岩气压裂改造的主要目的压出大的水力裂缝面积，即要压出缝网，并尽可能多的沟通天然裂缝。

　　1.2 压裂工艺国外对于页岩气储层开发大多采用水平井，然后分段压裂。若产层厚度大而采用直井开发则采用缝网压裂的方法尽量沟通天然裂缝。

　　1.3 压裂液泥页岩压裂多采用低粘压裂液，低粘液体更容易形成裂缝网络。常用的压裂液体体系有清水、滑溜水、压裂液基液、清洁压裂液、泡沫压裂液等。

　　1.4 支撑剂支撑剂是实现裂缝具有一定导流能力的关键因素。支撑剂性能的好坏直接影响裂缝的长期导流能力。早期页岩气井压裂通常使用20/40目支撑剂，由于减阻水压裂液粘度低，携砂能力差，支撑剂浓度极少超过0.3ppg，仅在最后阶段，支撑剂浓度由0.3ppg逐渐增加到1-2ppg。2000年以后，开始尝试使用100目、30/50目和40/70目支撑剂，20/40目砂作为尾追支撑剂，结果支撑剂用量和产量都明显提高。

　　2 现场应用情况2.1 基本情况冀东油田Y-A井是黄骅坳陷南堡凹陷南堡2号潜山北断块较高部位的一口评价井。射孔后根据合层试油（气）结果进行4194～4220m的压裂。施工层位Es，储层岩性为深灰色灰质泥岩。

　　2.2 压裂液优选根据选用低粘压裂液的原则，综合考虑储层伤害及压裂液携砂性能，压裂液选取滑溜水和羟丙级瓜胶线性胶。通过储层全岩分析，最终确定压裂液配方为：羟丙基瓜胶（一级）+小阳离子高效粘土稳定剂+防、解水锁剂+氯化钾+发泡剂+助排剂。

　　2.3 支撑剂选择滑溜水压裂阶段支撑剂选择80-120目BZGCY-Y-03抗高温降滤失剂，线性胶主压裂阶段支撑剂选择40-70目陶粒支撑主裂缝，提高压裂增产效果。

　　2.4 压裂方式该井采用4″N8O外加厚油管注入施工，采取投球选压的压裂方式。采取缝网压裂技术，大排量大液量注入低粘压裂液，设计施工排量为5.0m3/min左右。

　　在大排量下用滑溜水使得地层裂开，并使微裂缝尽量张开。然后段塞式注入BZGCY-Y-03抗高温降滤失剂，支撑微裂缝，并降低滤失，消除弯曲效应，尽量形成一个主裂缝。然后停泵90分钟，等所有裂缝闭合。重新起泵，泵入线性胶，由于原来微裂缝中已被支撑，线性胶的较大粘度可能迫使新的微裂缝张开，并有助于主裂缝的扩宽和扩张。交替注入线性胶，以低砂比注入40-70目陶粒，用于支撑较大微裂缝和主裂缝，形成立体式裂缝网络。

　　2.5 压裂现场实施压裂过程中，为降低裂缝延伸压力，首先泵入30m3处理酸进行储层预处理，主压前期交替注入滑溜水与滑溜水携砂液后期交替注入羟丙基瓜胶线性胶与线性胶携砂液，施工总注入液量2026m3。加砂前期注入80-120目（0.125-0.18mm）20m3，后期注入40-70目（0.425-0.85mm）40m3，最高加砂浓度123kg/m3。施工排量为5-5.4m3/min。该井现场压裂施工非常顺利，压裂后排液累计出水821.4m3，累计出油22.1m3，有效的起到了改造目的层的效果，进一步认识了泥页岩储层水力压裂。

　　3 认识与结论（1）泥页岩储层开发方式为，对于探井采用直井，开发井采用水平井，直井主要认识纵向储层的产能，水平井针对已认识的储层进行开发。直井压裂改造主要通过大排量大量液体携带支撑剂，促使层理和天然裂缝撑开并互相沟通，水平井国外主要采用可钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺，该技术国内还不成熟需要进一步研究。

　　（2）泥页岩压裂针对的储层与常规储层不同，储层室内评价技术与常规砂岩储层相差较大到，评价所需仪器设备亦不同，国内此方面的实验室还不完善，有必要针对此类储层建立专业试验室。另外，泥页岩压裂最终是否形成缝网需要进行裂缝检测进行验证。

　　（3）现场应用表明，交替段塞式注入前置液、携砂液的加砂模式保证了加砂顺利，滑溜水+降滤失剂保证了压裂裂缝体积，线性胶+40/70目陶粒保证了缝网的形成，从而保证了施工的圆满完成，为今后页岩气压裂提供重要指导。

　　参考文献[1] WANG FRED，Production fairway： speed rails in gas shale [C/OL]//7th Annual Gas Shale Summit，6-7，2008 Dallas，Texas，USA. http：//www.HPDI.com[2] Wenwu Xia，Mike D. Burnaman，John Shelton，Geochemistry and Geologic Analysis in Shale Gas Play[J].中国石油勘探，2009.3：34-40[3] M.K. Fisher，J.R. Heinze，C.D. Harris，B.M Davidson，C.A.Wright，and K.P. Dunn，Optimizing Horizontal Completion Techniques in the Barnett Shale Using Microseismic Fracture Mapping[J].SPE 90051[4] Rick Rickman，Mike Mullen，Erik Petre，A Practical Use of Shale Petrophysics for Stimulation Design Optimization：All Shale Plays Are Not Clones of the Barnett Shale[J]. SPE 115258[5] 袁士义，宋新民，冉启全。裂缝性油藏开发技术[M].北京：石油工业出版社，2004[6] Mathis Stephen Peta1.Water―Fracs Provide）st―Ef―fective WeIl Stimulation Alternative in San Joaquin Valley Wells.SPE 62521[7] MURPHY H D，FEHLER M C.Hydraulic fracturing of jointed formations [R].SPE 14088，1986作者简介张丽平（1987-），江西抚州人，油气田开发专业，助理工程师，通讯地址：天津市大港区大港油田渤海钻探工程技术研究院。