jy1hf页岩气水平井大型分段压裂技术_周德华

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第４２卷第１期石油钻探技术Ｖｏｌ．４２Ｎｏ．１２０１４年１月ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＤＲＩＬＬＩＮＧＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳＪａｎ．，２０１４油气开采ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００１－０８９０．２０１４．０１．０１５ＪＹ１ＨＦ页岩气水平井大型分段压裂技术周德华１，焦方正１，贾长贵２，蒋廷学２，李真祥３（１．中国石化油田勘探开发事业部，北京１００７２８；２．中国石化石油工程技术研究院，北京１００１０１；３．中国石化勘探南方分公司，四川成都６１００４１）摘要：ＪＹ１ＨＦ井是涪陵地区第一口海相页岩气水平井，为了获得商业性页岩气产量，对ＪＹ１ＨＦ水平井进行了分段压裂设计和工艺优化。在借鉴北美海相页岩气压裂经验的基础上，通过该井岩心资料、测井、岩石力学等数据，对龙马溪组页岩储层进行了压前评价。采用岩石力学试验、Ｘ衍射试验、诱导应力场计算和体积压裂动态模拟等方法，开展了压裂段数、压裂液、支撑剂、射孔方案和压裂工艺优化等综合研究，提出采用组合加砂、混合压裂工艺，泵送易钻桥塞射孔联作工艺进行大型水力压裂改造的方案。ＪＹ１ＨＦ井共压裂１５段，累计注入液量３，支撑剂９６８．８２ｍ３，放喷测试获得无阻流量１６．７×１０４３／ｄ的高产页岩气流。结果表明，龙马溪组海１９９７２．３ｍｍ相页岩采用水平井大型分段压裂技术，可获得较大的有效改造体积。ＪＹ１ＨＦ井的成功压裂为中国海相页岩气压裂改造积累了经验。关键词：页岩气水平井分段压裂压裂液支撑剂ＪＹ１ＨＦ井中图分类号：ＴＥ３５７．１文献标识码：Ａ文章编号：１００１－０８９０（２０１４）０１－００７５－０６Ｌａｒｇｅ－ＳｃａｌｅＭｕｌｔｉ－ＳｔａｇｅＨｙｄｒａｕｌｉｃＦｒａｃｔｕｒｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆｏｒＳｈａｌｅＧａｓＨｏｒｉｚｏｎｔａｌＷｅｌｌＪＹ１ＨＦ１，ＪｉａｏＦａｎｇｚｈｅｎｇ１，ＪｉａＣｈａｎｇｇｕｉ２，ＪｉａｎｇＴｉｎｇｘｕｅ２，ＬｉＺｈｅｎｘｉａｎｇ３ＺｈｏｕＤｅｈｕａ（１．ＯｉｌｆｉｅｌｄＥ＆ＰＤｅｐａｒｔｍｅｎｔ，Ｓｉｎｏｐｅｃ，Ｂｅｉｊｉｎｇ，１００７２８，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｉｎｏｐｅｃＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅ－ｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｂｅｉｊｉｎｇ，１００１０１，Ｃｈｉｎａ；３．ＳｉｎｏｐｅｃＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎＳｏｕｔｈｅｒｎＣｏｍｐａｎｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉ－ｃｈｕａｎ，６１００４１，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＩｎｏｒｄｅｒｔｏｏｂｔａｉｎｃｏｍｍｅｒｃｉａｌｓｈａｌｅｇａｓｆｒｏｍＷｅｌｌＪＹ１ＨＦ，ｔｈｅｆｉｒｓｔｍａｒｉｎｅｓｈａｌｅｇａｓｈｏｒｉ－ｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｉｎＦｕｌｉｎｇＡｒｅａ，ｍｕｌｔｉ－ｓｔａｇｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｄｅｓｉｇｎａｎｄｐｒｏｃｅｓｓｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｆｏｒｔｈｉｓｗｅｌｌｗｅｒｅｃａｒｒｉｅｄｏｕｔ．ＢｙｌｅａｒｎｉｎｇｆｒｏｍｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｉｎＮｏｒｔｈＡｍｅｒｉｃａｎｍａｒｉｎｅｓｈａｌｅｇａｓｐｌａｙ，ｐｒｅ－ｆｒａｃｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｔｈｉｓｗｅｌｌｗａｓｐｅｒｆｏｒｍｅｄｕｓｉｎｇｃｏｒｅｄａｔａ，ｌｏｇｄａｔａａｎｄｒｏｃｋｍｅｃｈａｎｉｃｓｄａｔａ．Ｔｈｒｏｕｇｈｒｏｃｋｍｅ－ｃｈａｎｉｃｓｔｅｓｔ，Ｘｒａｙｄｉｆｆｒａｃｔｉｏｎｔｅｓｔ，ｉｎｄｕｃｅｄｓｔｒｅｓｓｆｉｅｌｄｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎａｎｄｖｏｌｕｍｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｄｙｎａｍｉｃｓｉｍｕｌａ－ｔｉｏｎ，ｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｓｔａｇｅｓ，ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ，ｐｒｏｐｐａｎｔ，ｐｅｒｆｏｒａｔｉｎｇａｎｄｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｏｐｔｉｍｉ－ｚａｔｉｏｎｈａｄｂｅｅｎｄｅｖｅｌｏｐｅｄ．Ａｓｅｔｏｆｌａｒｇｅｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｓｃｈｅｍｅｏｆｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎｏｆｐｒｏｐｐａｎｔ，ｈｙｂｒｉｄｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ，ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄｐｕｍｐｉｎｇｅａｓｙ－ｄｒｉｌｌａｂｌｅｂｒｉｄｇｅｐｌｕｇａｎｄｐｅｒｆｏｒａｔｉｎｇｗａｓｐｒｏｐｏｓｅｄ．１５ｓｔａｇｅｓｗｅｒｅｆｒａｃ－３，ｔｈｅｃｕｍｕｌａｔｉｖｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎｐｒｏｐ－ｔｕｒｅｄｉｎＷｅｌｌＪＹ１ＨＦ，ｔｈｅｃｕｍｕｌａｔｉｖｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎｆｌｕｉｄｖｏｌｕｍｅｗａｓ１９９７２．３ｍ３４３／ｄ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅｐａｎｔｖｏｌｕｍｅｗａｓ９６８．８２ｍａｎｄａｂｓｏｌｕｔｅｏｐｅｎｆｌｏｗｗａｓ１６．７×１０ｍｍｕｌｔｉ－ｓｔａｇｅｈｙｂｒｉｄｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｃｏｕｌｄｒｅａｃｈｌａｒｇｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｉｎＬｏｎｇｍａｘｉｍａｒｉｎｅｓｈａｌｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ．ＳｕｃｃｅｓｓｆｕｌｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｏｆＷｅｌｌＪＹ１ＨＦｗｉｌｌｐｒｏｖｉｄｅｖａｌｕａｂｌｅｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｆｏｒＣｈｉｎａｍａ－ｒｉｎｅｓｈａｌｅｇａｓｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｓｈａｌｅｇａｓ；ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌ；ｍｕｌｔｉ－ｓｔａｇｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ；ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ；ｐｒｏｐｐａｎｔ；ＷｅｌｌＪＹ１ＨＦＪＹ１ＨＦ井是部署在川东南涪陵地区评价下志留统龙马溪组海相页岩气的一口探井，位于川东高收稿日期：２０１３－０７－２９；改回日期：２０１３－１２－１２。陡褶皱带万县复向斜的南扬起端包鸾－焦石坝背斜作者简介：周德华（１９６８—），男，１９９２年毕业于西南石油学院油带焦石坝构造高部位，完钻层位上奥陶统五峰组－下藏工程专业，１９９５年获西南石油学院油气田开发工程专业硕士学位，１９９８年获石油大学（北京）油气田开发工程专业博士学位，高级志留统龙马溪组，水平段长１００７．９０ｍ。因水平井工程师，主要从事非常规勘探开发研究和管理工作。联系方式：（０１０）５９９６８５２６，ｚｈｏｕｄｈ＠ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ。大型分段压裂是实现页岩气商业性开发的关键技基金项目：中国石化页岩气示范项目“涪陵地区页岩气开发试验术，已在北美页岩气开发中广泛应用，并形成了先进井组产能建设可行性项目研究”（编号：ＦＳ１３００６）部分研究内容。 ·７６·石油钻探技术２０１４年１月［１－７］［８－９］的配套技术，可实现“体积压裂”。因此，中国透率０．００２～０．００４ｍＤ。通过岩心分析，该井龙马石化对该井进行大型分段压裂，以准确评价下志留溪组地层２３２６．００～２４１５．００ｍ井段含气显示良统龙马溪组海相页岩气产能。我国页岩气井压裂技好，２３７７．００～２４１５．００ｍ井段含气显示较优，平［１０－１６］３术处在探索阶段，尤其是页岩气水平井大型分均含气量为４．６３ｍ／ｔ，吸附气占５４％；有机质类段压裂技术尚需研究和攻关，且页岩气压裂是否成型为Ⅰ－Ⅱ型，热成熟度（Ｒｏ）为１．８５％～２．２３％，总功的关键因素主要有页岩储层地质条件、可压性、施有机碳含量（ＴＯＣ）为１．６２５％；地层压力系数１．４５，［１７－２０］工参数、压裂段间距和工艺技术水平等。为此，地层温度６４℃。笔者首先对ＪＹ１ＨＦ水平井分段压裂的可压性进行１．２页岩脆性矿物特征了评价，在此基础上提出了压裂设计方案，优选了压裂施工工艺。页岩脆性越好，可压性越好。ＪＹ１ＨＦ井龙马溪组下部－五峰组地层主要含气页岩段８７个样品的岩１页岩储层可压性评价石组分分析表明：脆性矿物含量为３３．９％～８０．３％，平均为５６．５％，并具有自上而下增大的特点；脆性矿１．１气藏基本特征物以石英为主，平均占３７．３％，其次是斜长石和白云ＪＹ１ＨＦ井的主要目的层为龙马溪组地层，岩石，平均含量分别为７．１５％和６．１６％。水平段的泥性为灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩，页理页岩富含有机质、脆性矿物含量较高，其中石英含量发育。龙马溪组地层孔隙度１．１７％～７．７２％，渗最大达到７０．６％，平均４４．４２％（见表１）。表１ＪＹ１ＨＦ井龙马溪组地层的岩石组分Ｔａｂｌｅ１ＭｉｎｅｒａｌＣｏｍｐｏｎｅｎｔｏｆＬｏｎｇｍａｘｉＳｈａｌｅｉｎＷｅｌｌＪＹ１ＨＦ井段／ｍ石英，％钾长石，％斜长石，％方解石，％白云石，％黄铁矿，％赤铁矿，％黏土总量，％备注３１．０００．００１．９０００００１６．６０最小２３７７．５０～２４１４．５０７０．６０３．５０１１．９０７．５０３１．５０４．８０７．５０４９．１０最大４４．４２１．９２６．３８３．８５５．８７０．５０２．４４３４．６３平均１．３页岩黏土矿物特征１．４岩石力学特征表３为ＪＹ１ＨＦ井龙马溪组地层岩石三轴应力ＪＹ１ＨＦ井五峰组－龙马溪组地层全岩矿物分析试验结果。由表３可知：ＪＹ１ＨＦ井页岩储层的弹性表明，黏土矿物含量具有从上至下降低的特点，水平模量为２５．１５３～４８．５９９ＧＰａ，平均３８．３７４ＧＰａ；泊段的泥页岩黏土矿物含量１６．６％～４９．１％，平均为松比为０．１９２～０．２４７，平均０．２１８。页岩气储层的３４．６３％。伊利石平均为３１．３６％，伊蒙混层平均脆性指数大于５０就说明其脆性较好，且脆性指数越６３．５５％，绿泥石平均４．７９％（见表２）。［２１－２３］大脆性越好，脆性越好越有利于压裂，而表２ＪＹ１ＨＦ井龙马溪组地层的黏土矿物含量ＪＹ１ＨＦ井的脆性指数为５２～６０（见表３），这说明该Ｔａｂｌｅ２ＣｌａｙｃｏｎｔｅｎｔｏｆＬｏｎｇｍａｘｉＳｈａｌｅｉｎＷｅｌｌＪＹ１ＨＦ井适于压裂。井段／ｍ伊利石，％高岭石，％绿泥石，％伊蒙混层，％备注水平应力差异系数是评价页岩气储层可压性的２３７７．５０６７．００１３．００１２．００８５．００最大核心参数之一，直接关系到压裂裂缝的几何形态。应～１２．００００２５．００最小力差异系数小于０．３０时，有利于形成人工网络裂缝，２４１５．５０３１．３６０．３１４．７９６３．５５平均［２４］且应力差异系数越小，越有利于形成裂缝网络。富含大量脆性矿物是Ｂａｒｎｅｔｔ页岩能够通过压通过测试获得ＪＹ１ＨＦ井目的层的最大水平主应力为裂造缝获得高产的关键因素，其石英含量３５％～６３．５０ＭＰａ，最小水平主应力为４７．３９ＭＰａ，利用５０％，黏土矿物含量小于３５％。ＪＹ１ＨＦ井龙马溪式（１）计算出该井目的层的应力差异系数Ｋｈ为组页岩与Ｂａｒｎｅｔｔ页岩一样石英含量较高，黏土矿０．３４，大于０．３０。由于压裂裂缝易沿最大水平主应力物含量较低，这为该井页岩气储层进行压裂改造扩展，因此该井需要较高的净压力才能够形成较为充奠定了基础。分的裂缝网络。 第４２卷第１期周德华等．ＪＹ１ＨＦ页岩气水平井大型分段压裂技术·７７·Ｋｈ＝（σＨ－σｈ）／σｈ（１）式中：Ｋｈ为地层应力差异系数；σＨ为最大水平主应２分段压裂设计力，ＭＰａ；σ为最小水平主应力，ＭＰａ。ｈ表３ＪＹ１ＨＦ井龙马溪组地层岩石力学试验结果２．１压裂设计思路Ｔａｂｌｅ３ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌＲｅｓｕｌｔｏｆｒｏｃｋｍｅｃｈａｎｉｃｓｏｆＬｏｎｇｍａｘｉＳｈａｌｅｉｎＷｅｌｌＪＹ１ＨＦ１）水平应力差异系数大，低净压力下易形成双抗压强度／弹性模量／脆性指数，翼裂缝，因此应增加压裂分段段数、射孔簇数、裂缝井段／ｍ泊松比ＭＰａＧＰａ％长度（Ｗ形布缝模式）和净压力，以压开弱面缝形成２３８０．５６～２３８０．６６３２．２８３４．７８６０．２１８５４．１复杂裂缝，增大有效改造体积。６６．７８３９．６７６０．２２６５６．０２３８０．６６～２３８０．７９２）选用组合支撑剂和对储层伤害程度低、携砂４１．７８２５．１５３０．１９２５２．４能力强、易返排破胶的活性胶液，以增加主裂缝长度２３８０．７９～２３８０．９５５７．５４３６．１３００．２００５８．７和支撑缝高，提高裂缝导流能力。３０．５７３７．９６３０．１９８６０．４２４０６．９５～２４０７．００１４６．１７４６．３１２０．２４５５６．９３）采用平衡顶替，以防顶替过量导致缝口导流２４０７．１２～２４０７．２２１５４．５２４８．５９９０．２４７５８．２能力降低过大，影响压裂效果。注：２３８０．６６～２３８０．７９ｍ和２４０６．９５～２４０７．００ｍ井段各取２块岩心进行了试验。２．２分段设计１．５裂缝发育特征ＪＹ１ＨＦ井岩石力学试验结果分析表明，应力差异系数０．３４，低净压力下形成单一长缝的可能性较天然裂缝和层理越发育，页岩气储层可压性越大。要通过增加水平段分段段数、射孔簇数、裂缝长好，并能为压裂液高排量、快速注入提供条件，有利度，提高导流能力。在保持较高净压力的条件下，当于形成水平张开缝和垂向剪切缝。ＪＹ１ＨＦ井成像缝内净压力超过天然裂缝临界开启压力就可压开天测井和岩心试验表明：五峰组－龙马溪组页岩段富含然裂缝，就有可能形成裂缝网络。根据ＪＹ１ＨＦ井最有机质，水平层理发育，常见页岩微层理面、层间缝大、最小水平主应力，泊松比和模拟诱导应力计算出发育。水平层理缝、纹理缝为页岩气提供了良好的该井天然裂缝临界开启压力为１６．１８ＭＰａ（见图１），储集空间，同时也为压后形成复杂的网络裂缝、增大对应该缝内净压力，裂缝间距为２０ｍ时，诱导应力可有效改造体积创造了条件。以达到天然裂缝开启压力。假定每簇压后能形成一１．６可压性综合分析条主裂缝，界定簇间距为２０ｍ，每段分３簇射孔，分段综合选择代表气藏品质和压裂品质的８个参长度６０ｍ，长１００７ｍ的水平段分１５段压裂最佳。数，进行ＪＹ１ＨＦ井页岩可压性评价。采用层次分析法确定不同参数的权重系数，参数及权重选择如下：热成熟度（０．１）、含气性（０．１１）、石英含量（０．１）、黏土含量（－０．１２）、岩石脆性（０．１２）、水平应力差异系数（－０．１５）、天然裂缝发育情况（０．１５）、地层压力系数（０．１５）。可压性指数的计算式为：ＴＩｆ＝（Ｓ１，Ｓ２，…，Ｓｎ）（Ｗ１，Ｗ２，…，Ｗｎ）ｎ＝ＳｉＷｉ（ｉ＝１，２，…，ｎ）（２）∑ｉ＝１式中：Ｉｆ为可压性指数；Ｓ１，Ｓ２，…，Ｓｎ为气藏品质和压裂品质的参数；Ｗ１，Ｗ２，…，Ｗｎ为气藏品质和压裂品质参数对应的权重系数。类比国外已开发页岩气藏的可压性指数，用该方法计算得到ＪＹ１ＨＦ井可压性指数为０．７２，而Ｂａｒｎｅｔｔ图１ＪＹ１ＨＦ井诱导应力与裂缝距离的关系曲线和Ｈａｙｎｅｓｖｉｌｌｅ区块的可压性指数分别为０．８９和Ｆｉｇ．１Ｒｅｌａｔｉｏｎｂｅｔｗｅｅｎｉｎｄｕｃｅｄｓｔｒｅｓｓａｎｄｆｒａｃｔｕｒｅｓｐａｃｅ０．６５。由此可见，ＪＹ１ＨＦ井的页岩储层可压性较好。ｏｆＬｏｎｇｍａｘｉＳｈａｌｅｉｎＷｅｌｌＪＹ１ＨＦ ·７８·石油钻探技术２０１４年１月的伤害率小于１０％；黏度２～３０ｍＰａ·ｓ可调；能满足２．３裂缝长度与压裂规模设计连续混配要求；可连续稳定自喷返排。采用Ｍｅｙｅｒ压裂设计软件模拟计算压裂１５２．７支撑剂选择段、每段分３簇射孔，压裂液用量为１０００，１２００，３，支撑裂缝半长为３２０，３４０，３６０和１４００和１６００ｍＪＹ１ＨＦ井小型测试压裂井底闭合压力为５２ＭＰａ，４１０ｍ时的产量。结果表明，产量随裂缝半长增长为防止支撑剂嵌入，提高裂缝闭合后的导流能力，而增大，但存在最优的支撑裂缝半长，ＪＹ１ＨＦ井的支撑剂选用树脂覆膜砂。树脂覆膜砂的破碎率相最优支撑裂缝半长为３５０ｍ，压裂液用量每段为对石英砂低，嵌入程度也较低，其支撑裂缝的导流３。能力较高。为形成更多的主裂缝和网缝，应适当１２００～１４００ｍ控制缝高，减少压裂裂缝的闭合。支撑剂选用１００２．４射孔参数设计目砂＋４０／７０目树脂覆膜砂＋３０／５０目树脂覆膜ＪＹ１ＨＦ井的具体射孔位置根据测录井资料进砂的组合。行选择，射孔位置选择原则：１）总有机碳含量较高；２）天然裂缝发育；３）孔隙度大，渗透率高；４）地３现场施工与压裂效果应力差异较小；５）气测显示较好；６）固井质量好。参照北美和国内前期页岩气水平井射孔成功经２０１２年１１月４—２６日，ＪＹ１ＨＦ井进行了１５段大验，设计该井射孔参数为：射孔１５段，每段射孔３型水力压裂，第１段采用油管输送射孔，然后进行小簇，每簇射１６孔，每簇长１ｍ，孔密１６孔／ｍ，相位型压裂测试。小型压裂测试完成后进行套管加砂压角６０°，簇间距２０ｍ。裂。自第２段开始全部采用电缆射孔枪＋易钻式桥塞联作技术逐段进行射孔、压裂和封堵作业。第１５２．５施工压力与排量预测段压裂完成后，放喷排液，然后采用连续油管将桥塞一般情况下，页岩气压裂效果与排量有正相关全部磨铣掉，进行返排、求产测试。该井施工排量性，在满足限压的条件下排量应尽可能高。ＪＹ１ＨＦ３／ｍｉｎ，施工压力４０～９０ＭＰａ，累计注入液８～１２ｍ井现场管线和井口等设备最高限压９５ＭＰａ，预测破量１９９７２．３ｍ３、砂量９６８．８２ｍ３，平均砂比１１．８％，裂压力梯度０．０２３１ＭＰａ／ｍ，目的层破裂压力１５段的具体施工参数见表４。３，综该井前３段压裂时泵压较高，加砂困难，分析其５５ＭＰａ。按照优化的压裂液用量１２００～１４００ｍ合考虑以下问题：页岩非均质性较强，压裂施工过程主要原因是水平段进入了龙马溪组上部地层，其黏易出现压力急剧上升并易造成砂堵；现场压裂装备能土含量较高，塑性较强，且离天然裂缝发育部位较力、井场条件、供液能力；前期超低排量泵酸和低排量近，滤失量比较大，造成有效缝宽较小，导致泵压较控缝所需时间较长；一般页岩气水平井至少需要２ｈ高，压裂难度较大。第１段加砂量仅９．４２ｍ３，停泵以上连续作业时间。因此，压裂设计要求保留压力高达９０．４ＭＰａ。第２段采取加大前置液用量２０ＭＰａ的压力窗口以确保施工安全顺利。同时，为和小砂比起步等措施进行压裂，并加大粉砂用量以了避免套管在长时间高压施工中出现变形等现象，现降低滤失，打磨裂缝，降低迂曲摩阻，有所改善，但加场施工时，在满足排量要求的情况下，应尽量降低泵砂仍然困难，第２段加砂量１５．５６ｍ３。第３段采取压。通过模拟得知，施工排量在１２ｍ３／ｍｉｎ以上，泵高排量单簇集中射孔进行压裂，泵压进一步降低，总压在８０ＭＰａ以下能够满足长时间连续供液和安全施加砂量超过２１．８６ｍ３。第４～１５段采用原设计中工的需求。的３簇射孔，保持高排量，继续采取大前置液用量，低砂比起步、小台阶加砂等措施，现场施工顺利，泵２．６压裂液选择压相应较低，平均加砂７５．６７ｍ３，平均砂比１２％。借鉴北美页岩储层选择压裂液的经验，ＪＹ１ＨＦ该井压裂后采用６个工作制度求产，获得无阻流井选用ＳＲＦＲ－１滑溜水作为压裂液。ＳＲＦＲ－１滑溜水量１６．７×１０４３／ｄ的高产工业气流。截止２０１３年ｍ的配方：０．１％～０．２％高效减阻剂ＳＲＦＲ－１＋０．３％～４３／ｄ，１１月３０日，稳定生产３６８ｄ，产气量６．５×１０ｍ０．４％复合防膨剂ＳＲＣＳ－２＋０．１％～０．２％高效助排压力稳定在２０ＭＰａ，实现了单井产气量的突破，达到剂ＳＲＳＲ－２。其性能要求：降阻率５０％～７８％，对储层了页岩气井压裂改造的目的。 第４２卷第１期周德华等．ＪＹ１ＨＦ页岩气水平井大型分段压裂技术·７９·表４焦页１ＨＦ井１５段压裂施工参数Ｔａｂｌｅ４Ｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆ１５ｓｔａｇｅｓｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｉｎＷｅｌｌＪＹ１ＨＦ总液量／加砂量／平均砂比，破裂泵压／停泵泵压／最高套压／最高排量／施工井段ｍ３ｍ３％ＭＰａＭＰａＭＰａ（ｍ３·ｍｉｎ－１）小型压裂２０４．６４６．７８９．５１１．１第１段６１６．０９．４２２．８０７５．７９０．４９１．４１２．５第２段１５１０．０１５．５６４．０３７２．８５７．２８５．３１２．３第３段１４１８．０２１．８６４．７０７７．１５３．９８１．９１１．２第４段１４２７．０４４．３５７．９０８６．３４３．９８６．３９．６第５段１４１４．０６５．３６９．４０６２．４３０．０７７．３１０．８第６段１２８８．０７７．９０１２．９０６７．９２６．２６７．６１１．２第７段１２２８．０７８．６６１３．８０６４．７２３．４５９．１１２．３第８段１２８０．０８６．３１１６．６８６３．２２４．９６３．２１２．４第９段１１８８．０８２．８７１４．５０６４．２２５．４６４．２１２．０第１０段１１７４．０８１．０７１５．２０６４．４２８．２６４．４１２．４第１１段１１６７．０７７．４６１４．３０６５．２２７．１６５．２１１．８第１２段１３１５．０８７．２６１４．００５７．３２８．２５７．３１２．１第１３段１３６３．０１１３．３０１８．３０５７．２２８．２５７．２１２．１第１４段１２５７．０８１．０５１６．２０５９．２２７．８６２．４１１．０第１５段８６７．０４３．２７１４．２０７９．７３１．２５３．２１０．４２００２，８６（１１）：１９２１－１９３８．［２］ＷａｒｌｉｃｋＤ．ＧａｓｓｈａｌｅａｎｄＣＢＭｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＮｏｒｔｈＡｍｅｒｉｃａ４结论与建议［Ｊ］．ＯｉｌａｎｄＧａｓＦｉｎａｎｃｉａｌＪｏｕｒｎａｌ，２００６，３（１１）：１－５．［３］ＨｉｌｌＤＧ，ＮｅｌｓｏｎＣＲ．Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｏｆｔｈｅｕｐｐｅｒｃｒｅｔａ－１）龙马溪组海相页岩储层具有较好的储层物ｃｅｏｕｓｌｅｗｉｓｓｈａｌｅ，ａｎｅｗｎａｔｕｒａｌｇａｓｐｌａｙｉｎｔｈｅＳａｎＪｕａｎＢａｓｉｎ性和可压性，埋深适中，含气性好，地层压力高，脆性［Ｊ］．ＡＡＰＧＢｕｌｌｅｔｉｎ，２０００，８４（８）：１２４０．好，裂缝发育，是ＪＹ１ＨＦ井大型分段压裂取得成功［４］ＰａｋｔｉｎａｔＪ，ＰｉｎｋｈｏｕｓｅＪＡ，ＦｏｎｔａｉｎｅＪ，ｅｔａｌ．Ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎｏｆ的物质基础。ｍｅｔｈｏｄｓｔｏｉｍｐｒｏｖｅｕｔｉｃａｓｈａｌｅｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｉｎｔｈｅＡｐ－ｐａｌａｃｈｉａｎ［Ｒ］．ＳＰＥ１１１０６３，２００７．２）基于海相页岩地层物性特征、岩石矿物组［５］ＷａｔｅｒｓＧ，ＤｅａｎＢ，ＤｏｗｎｉｅＲ，ｅｔａｌ．Ｓｉｍｕｌｔａｎｅｏｕｓｈｙｄｒａｕｌｉｃ分、岩石力学参数、地应力场分布特征等基础参数，ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｏｆａｄｊａｃｅｎｔｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅＷｏｏｄｆｏｒｄＳｈａｌｅ采用高效滑溜水和活性胶液、组合加砂、混合压裂对［Ｒ］．ＳＰＥ１１９６３５，２００９．水平井进行大型分段压裂，采取提高排量、砂比、加［６］莫里斯·杜索尔特，约翰·麦克力兰，蒋恕．大规模多级水力压砂强度等措施，从而提高缝内净压力，压开纹理缝，裂技术在页岩油气藏开发中的应用［Ｊ］．石油钻探技术，２０１１，３９（３）：６－１６．达到了提高有效改造体积的目的，最终获得稳定高ＭａｕｒｉｃｅＤｕｓｓｅａｕｌｔ，ＪｏｈｎＭｃＬｅｎｎａｎ，ＳｈｕＪｉａｎｇ．Ｍａｓｓｉｖｅｍｕｌｔｉ－产页岩气流，对海相页岩气水平井压裂具有参考ｓｔａｇｅｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｏｒｏｉｌａｎｄｇａｓｒｅｃｏｖｅｒｙｆｒｏｍｌｏｗ价值。ｍｏｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＤｒｉｌｌｉｎｇＴｅｃｈ－３）应进一步开展分段网络压裂优化设计方法ｎｉｑｕｅｓ，２０１１，３９（３）：６－１６．研究，优化射孔位置、施工参数，提高压裂的成功率［７］葛洪魁，王小琼，张义．大幅度降低页岩气开发成本的技术途径［Ｊ］．石油钻探技术，２０１３，４１（６）：１－５．和效率。ＧｅＨｏｎｇｋｕｉ，ＷａｎｇＸｉａｏｑｉｏｎｇ，ＺｈａｎｇＹｉ．Ａｔｅｃｈｎｉｃａｌａｐｐｒｏａｃｈ４）建议在总结ＪＹ１ＨＦ井成功经验的基础上，ｔｏｒｅｄｕｃｅｓｈａｌｅｇａｓｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｃｏｓｔ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＤｒｉｌｌｉｎｇ优化水平井方位、水平段长度与压裂规模、压裂分段Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，２０１３，４１（６）：１－５．数、施工参数、压裂材料等的匹配关系，在确保产能［８］ＭａｙｅｒｈｏｆｅｒＭＪ，ＬｏｌｏｎＥＰ，ＷａｒｐｉｎｓｋｉＮＲ，ｅｔａｌ．Ｗｈａｔｉｓ的同时，降低单井压裂成本，为页岩气高效开发提供ｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｏｃｋｖｏｌｕｍｅ？［Ｒ］．ＳＰＥ１１９８９０，２００８．［９］ＣｉｐｏｌｌａＣＬ，ＷａｒｐｉｎｓｋｉＮＲ，ＭａｙｅｒｈｏｆｅｒＭＪ，ｅｔａｌ．Ｔｈｅｒｅｌａ－依据和技术支持。ｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｆｒａｃｔｕｒｅｃｏｍｐｌｅｘｉｔｙ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ，ａｎｄ参考文献ｆｒａｃｔｕｒｅｔｒｅａｔｍｅｎｔｄｅｓｉｇｎ［Ｒ］．ＳＰＥ１１５７６９，２００８．［１０］邹雨时，张士诚，马新仿．页岩气藏压裂支撑裂缝的有效性评Ｒｅｆｅｒｅｎｃｅｓ价［Ｊ］．天然气工业，２０１２，３２（９）：５２－５５．［１］ＣｕｒｔｉｓＪＢ．Ｆｒａｃｔｕｒｅｄｓｈａｌｅ－ｇａｓｓｙｓｔｅｍｓ［Ｊ］．ＡＡＰＧＢｕｌｌｅｔｉｎ，ＺｏｕＹｕｓｈｉ，ＺｈａｎｇＳｈｉｃｈｅｎｇ，ＭａＸｉｎｆａｎｇ．Ａｓｓｅｓｍｅｎｔｏｎｔｈｅ ·８０·石油钻探技术２０１４年１月ｅｆｆｅｃｔｉｖｅｎｅｓｓｏｆｐｒｏｐｐｅｄｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．ｐｌｉｃａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙ，２０１０，３０（１０）：３３－３８．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙ，２０１２，３２（９）：５２－５５．［１７］ＫｉｎｇＧＥ．Ｔｈｉｒｔｙｙｅａｒｓｏｆｇａｓｓｈａｌｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ：ｗｈａｔｈａｖｅｗｅ［１１］蒋廷学，贾长贵，王海涛，等．页岩气网络压裂设计方法研究ｌｅａｒｎｅｄ？［Ｒ］．ＳＰＥ１３３４５６，２０１０．［Ｊ］．石油钻探技术，２０１１，３９（３）：３６－４０．［１８］ＲｉｃｋｍａｎＲ，ＭｕｌｌｅｎＭ，ＰｅｔｒｅＥ，ｅｔａｌ．ＡｐｒａｃｔｉｃａｌｕｓｅｏｆｓｈａｌｅＪｉａｎｇＴｉｎｇｘｕｅ，ＪｉａＣｈａｎｇｇｕｉ，ＷａｎｇＨａｉｔａｏ，ｅｔａｌ．Ｓｔｕｄｙｏｎｐｅｔｒｏｐｈｙｓｉｃｓｆｏｒｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｄｅｓｉｇｎｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ：ａｌｌｓｈａｌｅｎｅｔｗｏｒｋｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｄｅｓｉｇｎｍｅｔｈｏｄｉｎｓｈａｌｅｇａｓ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍｐｌａｙｓａｒｅｎｏｔｃｌｏｎｅｓｏｆｔｈｅＢａｒｎｅｔｔＳｈａｌｅ［Ｒ］．ＳＰＥ１１５２５８，ＤｒｉｌｌｉｎｇＴｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，２０１１，３９（３）：３６－４０．２００８．［１２］赵金洲，王松，李勇明．页岩气藏压裂改造难点与技术关键［１９］ＷａｎｇＹ，ＭｉｓｋｉｍｉｎｓＪＬ．Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎｓｏｆｈｙ－［Ｊ］．天然气工业，２０１２，３２（４）：４６－４９．ｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｅｇｒｏｗｔｈｃｏｍｐｌｅｘｉｔｙｉｎｓｌｉｃｋｗａｔｅｒｆｒａｃｔｕｒｉｎｇＺｈａｏＪｉｎｚｈｏｕ，ＷａｎｇＳｏｎｇ，ＬｉＹｏｎｇｍｉｎｇ．Ｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓａｎｄｔｅｃｈ－ｔｒｅａｔｍｅｎｔｓ［Ｒ］．ＳＰＥ１３７５１５，２０１０．ｎｉｑｕｅｓｉｎｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｒｅａｔｍｅｎｔｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．［２０］ＳｏｌｉｍａｎＭＹ，ＥａｓｔＬ，ＡｕｇｕｓｔｉｎｅＪ．ＦｒａｃｔｕｒｉｎｇｄｅｓｉｇｎａｉｍｅｄａｔＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙ，２０１２，３２（４）：４６－４９．ｅｎｈａｎｃｉｎｇｆｒａｃｔｕｒｅｃｏｍｐｌｅｘｉｔｙ［Ｒ］．ＳＰＥ１３００４３，２０１０．［１３］吴奇，胥云，王腾飞，等．增产改造理念的重大变革：体积改造［２１］ＳｏｎｄｅｒｇｅｌｄＣＨ，ＮｅｗｓｈａｍＫＥ，ＣｏｍｉｓｋｙＪＴ，ｅｔａｌ．Ｐｅｔｒｏ－技术概论［Ｊ］．天然气工业，２０１１，３１（４）：７－１２，１６．ｐｈｙｓｉｃａｌｃｏｎｓｉｄｅｒａｔｉｏｎｓｉｎｅｖａｌｕａｔｉｎｇａｎｄｐｒｏｄｕｃｉｎｇｓｈａｌｅｇａｓＷｕＱｉ，ＸｕＹｕｎ，ＷａｎｇＴｅｎｇｆｅｉ，ｅｔａｌ．Ｔｈｅｒｅｖｏｌｕｔｉｏｎｏｆｒｅｓｅｒ－ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ［Ｒ］．ＳＰＥ１３１７６８，２０１０．ｖｏｉｒｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎ：ａｎｉｎｔｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｖｏｌｕｍｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ［Ｊ］．［２２］陈勉，金衍．基于岩心分析的页岩气压裂工艺参数优选［Ｊ］．石ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙ，２０１１，３１（４）：７－１２，１６．油钻探技术，２０１２，４０（４）：７－１２．［１４］曾雨辰，杨保军，王凌冰．涪页ＨＦ－１井泵送易钻桥塞分段大ＣｈｅｎＭｉａｎ，ＪｉｎＹａｎ．Ｓｈａｌｅｇａｓｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｐａｒａｍｅ－型压裂技术［Ｊ］．石油钻采工艺，２０１２，３４（５）：７５－７９．ｔｅｒｓｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｂａｓｅｄｏｎｃｏｒｅａｎａｌｙｓｉｓ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＤｒｉｌｌ－ＺｅｎｇＹｕｃｈｅｎ，ＹａｎｇＢａｏｊｕｎ，ＷａｎｇＬｉｎｇｂｉｎｇ．Ｌａｒｇｅ－ｓｃａｌｅｉｎｇＴｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，２０１２，４０（４）：７－１２．ｓｔａｇｅｄｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｗｉｔｈｐｕｍｐ－ｄｏｗｎｄｒｉｌｌａｂｌｅｂｒｉｄｇｅ［２３］李庆辉，陈勉，金衍，等．页岩气储层岩石力学特性及脆性评价ｐｌｕｇｆｏｒＷｅｌｌＦｕｙｅＨＦ－１［Ｊ］．ＯｉｌＤｒｉｌｌｉｎｇ＆ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈ－［Ｊ］．石油钻探技术，２０１２，４０（４）：１７－２２．ｎｏｌｏｇｙ，２０１２，３４（５）：７５－７９．ＬｉＱｉｎｇｈｕｉ，ＣｈｅｎＭｉａｎ，ＪｉｎＹａｎ，ｅｔａｌ．Ｒｏｃｋｍｅｃｈａｎｉｃａｌｐｒｏｐ－［１５］张宏录，刘海蓉．中国页岩气排采工艺的技术现状及效果分析ｅｒｔｉｅｓａｎｄｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ［Ｊ］．Ｐｅ－［Ｊ］．天然气工业，２０１２，３２（１２）：４９－５１．ｔｒｏｌｅｕｍＤｒｉｌｌｉｎｇＴｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，２０１２，４０（４）：１７－２２．ＺｈａｎｇＨｏｎｇｌｕ，ＬｉｕＨａｉｒｏｎｇ．Ｓｔａｔｅｏｆｔｈｅａｒｔａｎｄｅｆｆｅｃｔｓｏｆｄｅ－［２４］张旭，蒋廷学，贾长贵，等．页岩气储层水力压裂物理模拟试验ｗａｔｅｒｉｎｇ＆ｒｅｃｏｖｅｒｙｏｆｓｈａｌｅｇａｓｉｎＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓ研究［Ｊ］．石油钻探技术，２０１３，４１（２）：７０－７４．Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２０１２，３２（１２）：４９－５１．ＺｈａｎｇＸｕ，ＪｉａｎｇＴｉｎｇｘｕｅ，ＪｉａＣｈａｎｇｇｕｉ，ｅｔａｌ．Ｐｈｙｓｉｃａｌｓｉｍｕｌａ－［１６］唐颖，张金川，张琴，等．页岩气井水力压裂技术及其应用分析ｔｉｏｎｏｆｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅ－［Ｊ］．天然气工业，２０１０，３０（１０）：３３－３８．ｕｍＤｒｉｌｌｉｎｇＴｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，２０１３，４１（２）：７０－７４．ＴａｎｇＹｉｎｇ，ＺｈａｎｇＪｉｎｃｈｕａｎ，ＺｈａｎｇＱｉｎ，ｅｔａｌ．Ａｎａｎａｌｙｓｉｓｏｆｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｉｎｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｓａｎｄｉｔｓａｐ－［编辑刘文臣］檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷石油工程科技名词的规范化使用———黏附系数根据中国知网的查询结果，目前使用“粘附系数”的期刊较多，只有少数几个期刊使用了“黏附系数”。泥饼黏附系数是衡量井内钻柱沿井壁泥饼表面转动或滑动时摩擦阻力大小的一个参数，主要反映钻井液的润滑性能和滤饼的黏滞性，其值越大，泥饼的黏滞性越大。这样，在一定的前提下，泥饼的黏附系数越大，钻柱在井下发生压差卡钻的概率就越大。因此泥饼的黏滞性是决定黏附系数大小的一个重要因素。这与《现代汉语词典》中“黏附”的释义为（黏性的东西附着在其他物体上）相一致，因而，从词义上讲，“黏附系数”更为规范。ＧＢ／Ｔ２８９１１－２０１２（石油天然气钻井工程术语）也明确将“黏附系数”作为规范术语。所以，“黏附系数”是规范的，而“粘附系数”是不规范的。［供稿陈会年］