深层页岩裂缝形态影响因素

卞晓冰，侯 磊，蒋廷学，高东伟，张 驰

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101；2.中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院，北京 100101；3.中国石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408014）

0 引言

我国页岩气藏埋深为2 300～4 500 m，技术可采资源量居全球之首，高达36 万亿m3，是常规天然气的1.6 倍［1-3］。近年来，随着垂深3 500 m 以内的中深层页岩气勘探开发进程的加深，涪陵、长宁、威远等国家级页岩气示范区开发重点区域逐渐向深层页岩转移。

据估算，仅四川盆地的大焦石坝、丁山、南川等地区，垂深超过3 500 m 的深层页岩气资源量达4 612 亿m3，是保持页岩气产量持续稳定增长的重要领域［4，5］，但深层页岩气井在压裂施工中面临压力高（90～110 MPa）、排量受限（10～14 m3/min 甚至更低）、加砂困难（估算裂缝导流能力为中深层页岩的1/5 左右）等难题［4-10］，压裂后初产低且递减快，尚未实现经济开发。究其原因，页岩在高温、高压条件下塑性特征明显，裂缝起裂、扩展困难，裂缝窄、改造体积偏小，形成多尺度裂缝系统的难度较中深层大幅增加［9-12］。因此，须建立深层页岩裂缝扩展模型，并利用微地震监测结果，通过大量裂缝扩展动态预测模拟，确定影响裂缝形态的主控因素，以期在现场深井应用获得较好的测试产量，对提高深层页岩气井的压裂有效改造体积提供依据。

1 基本模型

页岩储层的层理及天然裂缝发育，同一段内射孔簇数高达6～9 簇，压裂后大量相互连通的主-支裂缝体系是页岩气在储层中的主要流动通道。由于常规的裂缝扩展模型难以刻画主-支裂缝体系的延伸，因此，须用Meyer 软件进行精细化建模，具体如下:①解释导眼井测井数据并利用实验结果校正，建立连续的纵向岩石力学及地应力剖面；②根据钻井轨迹及套管参数建立水平井筒模型；③采用离散裂缝网络模型（DFN）表征主裂缝与支裂缝，根据区块地质资料，设置主裂缝延伸方向（x）、垂直主裂缝方向（y）及缝高方向（z）的支裂缝密度分别为25 m/条、10 m/条和3.6 m/条；④基于已压裂井微地震监测及产剖测试结果，设置压裂段内各射孔簇的流量系数，表征实际压裂段各簇非均匀进液情况；⑤压裂液及支撑剂性能参数由室内实验数据获得。

以川东南某深层页岩气区块为例，建立该区块水平井压裂裂缝扩展模型。所用基础数据如下:五峰组—龙马溪组页岩储层的①～⑨号层黏土矿物体积分数为31.6%～56.5%，硅质矿物体积分数为32.5%～54.6%，杨氏模量为34.4～39.9 GPa，泊松比为0.24～0.27，最小水平主应力梯度为0.021～0.023 MPa/m，最大水平主应力梯度为0.025～0.028 MPa/m；水平井单段压裂液量为1 800～2 000 m3（滑溜水的黏度为9～12 mPa∙s，胶液黏度为30～40 mPa∙s），砂量为40～75 m3［70/140 目（0.104～0.212 mm）粉陶体积的密度为1.76 g/cm3，40/70 目（0.212～0.420 mm）和30/50 目（0.297～0.590 mm）覆膜陶粒体积密度为1.45 g/cm3］，施工排量为12～16 m3/min。以大量微地震监测统计结果为基础，对该区块天然裂缝及岩石力学模型进行校正拟合，各参数调整范围不超过10%。某簇模拟裂缝网络系统如图1 所示。

图1 裂缝网络系统Fig.1 Fracture network with different width

为验证模型的准确性，以该区H 深井为例，该井A 靶点斜深为3 849 m，垂深为3 640 m；B 靶点斜深为4 980 m，垂深为3 895 m，水平段长度为1 131 m。采用139.7 mm 套管完井，抗内压强度为117 MPa，抗外压强度为128 MPa。井轨迹穿行④～⑨号层，共压裂18 段38 簇，水平段每段2～3 簇螺旋射孔，20 孔/m。单段压裂液量为1 805～2 033 m3，砂量为50.1～74.5 m3，泵注排量为13～16 m3/min。典型压裂段的裂缝扩展形态反演结果如图2 所示，从图中可以看出，裂缝在不同小层扩展形态差异较大，当射孔位置位于⑦号层及以上时，裂缝易在龙马溪组页岩上部扩展；当射孔位置位于⑥号层及以下时，裂缝易在龙马溪组页岩下部扩展；施工结束后，作用在裂缝壁面的应力导致部分裂缝闭合，波及裂缝体积中仅有1/3 实现了有效支撑。微地震监测结果可为裂缝形态观测提供一定的指导意义。表1 和表2 为H 井不同层位典型压裂段裂缝形态反演结果（波及值），与该井微地震监测结果进行对比，两者一致性较好，其中半缝长模拟误差为7.4%，缝高模拟误差为16.7%，平均模拟误差为12%。

图2 H 井不同层位典型压裂段裂缝形态反演结果Fig.2 Typical fracture geometry simulation result in different layers of well H

表1 H 井模拟半缝长与监测半缝长对比Table 1 Contrast of fracture half-length by simulating result and microseismic monitoring data of well H

表2 H 井模拟缝高与监测缝高对比Table 2 Contrast of fracture height by simulating result and microseismic monitoring data of well H

2 影响裂缝形态的主控因素分析

根据国内外页岩气井压裂实践经验［4-11］，为了获得影响深层页岩压裂裂缝形态的主控因素，选取压裂设计与施工中的关键参数:液量、排量、单段簇数和压裂液黏度，进行4 个因素4 个水平正交方案设计（表3）。通过16 个方案的裂缝形态参数和SRV 随时间的变化规律（图3），可将裂缝扩展分为2 个明显的阶段:①裂缝快速生成期，在压裂施工的初始1/5～1/4 时间段内（前置液及粉砂段塞式加砂阶段），裂缝雏形迅速形成，主缝缝长可扩展至最终长度的40%～60%，主缝缝高可扩展至最终高度的50%～70%，主缝缝宽可扩展至最终宽度的60%～80%，此阶段以造主缝为主，加砂为辅。②裂缝缓慢增长期，后续时间（主加砂阶段）主裂缝继续缓慢扩展，裂缝形态以增加复杂度为主，SRV 基本呈线性增加趋势，此阶段兼顾增大改造体积和加砂。

表3 正交方案设计Table 3 Orthogonal design

鉴于缝长、缝高和缝宽这3 个裂缝形态参数所具有的相似演化规律，对于深层页岩，确保足够的造缝宽度对压裂施工尤为重要［4，5，9-11］。缝宽过窄极易导致施工压力对支撑剂粒径和砂比敏感，具有较高的砂堵风险，达不到理想的改造效果。方差分析结果表明（表4），压裂液黏度、单段簇数和排量均是影响缝宽的主要因素；同理，液量和压裂液黏度均是影响SRV 的主要因素。总之，压裂液黏度是影响裂缝形态中缝宽和SRV 的主控因素，为了改善深层页岩裂缝形态，进一步增加裂缝复杂性及有效改造体积，在现有压裂设计的基础上，重点进行压裂液黏度的优化研究。

图3 不同方案裂缝动态扩展随时间的变化规律Fig.3 Fracture geometry change with time of each scheme

表4 深层页岩气井缝宽影响因素方差分析Table 4 Variance analysis for influencing factors of fracture width for deep shale gas wells

3 提高缝宽及SRV 的关键工艺措施优化

3.1 混合压裂液优化

图4 为模拟压裂液黏度为1～270 mPa∙s 时对裂缝形态的影响结果。压裂液黏度越小，半缝长和SRV 越大（单段SRV 可达522.9 万m3），但平均缝宽和缝高则越小；反之亦然。页岩气井压裂以低黏度滑溜水为主，尤其针对脆性较高的中浅层页岩，利用其易进入微小孔隙及裂缝，沟通储层中大量存在的页理/层理缝的特性，增大压裂改造体积，但深层页岩具有偏塑性特征，所需滑溜水的黏度应适当提高，尤其要通过一定比例的中高黏度压裂液（作为前置液及在施工中交替注入）增加裂缝动态缝宽，为支撑剂在缝内输送提供有效通道。由图4 可知，压裂液的中高黏度控制在50 mPa∙s 以内，即可获得相对较好的裂缝形态。

为了优化深层页岩气井滑溜水和胶液的比例，模拟胶液占比为0～70%情况下的裂缝形态，其结果（图5）表明，随着胶液占比的增加，平均缝宽递增，但SRV 减小。鉴于胶液成本约为滑溜水的3～4 倍，综合优化单段施工液量中胶液占比为20%～30%。

图4 不同压裂液黏度对裂缝形态的影响Fig.4 Effect of fracturing fluid viscosity on fracture geometry

图5 胶液占比对裂缝形态的影响Fig.5 Effect of glue proportion on fracture geometry

3.2 单段射孔簇数优化

模拟1～6 簇射孔情况对裂缝形态的影响，其中单簇簇长为1 m，孔密为20 孔/m，相位角为60°，结果如图6 所示，从图中可以看出:射孔簇数的增加降低了每簇压裂液的分流量，随着单簇进液量的减少，各簇缝长、缝高和缝宽均呈降低趋势，但单段SRV 有所增加。综合考虑，优选射孔簇数为3～4 簇。

图6 射孔簇数对裂缝形态的影响Fig.6 Effect of proportion of glue on fracture geometry

图7 单孔流量对平均缝宽和SRV 的影响Fig.7 Effect of single perf flow on fracture width and SRV

3.3 排量优化

页岩气井压裂时需要较大的排量以提高施工净压力，但单段总孔数越多，作用在每个射孔孔眼的单孔流量越小，因此用单孔流量对排量进行优化更具实际意义。设置每段射孔3 簇，通过模拟不同单孔流量对平均缝宽和SRV 的影响，优化施工排量。单孔流量为0.1～0.7 m3/min 时平均缝宽和SRV 结果如图7 所示，从图中可看出:随着单孔流量的增加，平均缝宽和SRV 均增加，但单孔流量超过0.3 m3/min 时平均缝宽增幅减缓；同时，孔眼摩阻随单孔流量的增加而急剧增加，单孔流量为0.5 m3/min时孔眼摩阻可达19.8 MPa（图8），因此优选单孔的流量为0.3～0.5 m3/min。考虑有效进液孔比例系数为0.6～0.8，则优化最佳施工排量为12～18 m3/min。

图8 单孔流量与孔眼摩阻的关系Fig.8 Relationship between single perf flow and perforation friction

3.4 施工规模优化

通过大量模拟研究，单段液量为1 200～2 200 m3，单段砂量为40～80 m3时，裂缝形态参数如表5 所列。由于施工规模与成本有关且需考虑液量与砂量的匹配性，综合优化单段液量为1 600～1 900 m3，单段砂量为60～70 m3，采用连续加砂模式以保证综合砂液比达到4%。此时裂缝半长为260～300 m，缝高为30～40 m，满足井网部署及纵向沟通龙马溪组底部优质储层的目标。

表5 不同施工规模下半缝长、缝高模拟结果Table 5 Simulation results of fracture half-length and fracture height with different operation scale

3.5 支撑剂体系优化

对于深层页岩压裂改造形成的多尺度裂缝体系，模拟结果显示主缝尺寸约为支缝尺寸的2～6倍，但主缝体积占比仅为4%～8%，90% 以上的支缝体积是深井SRV 的主要组成部分，要对其实现有效的支撑以保证改造体积的有效性。在胶液占比为0～30%，排量为14～16 m3/min 的条件下，压裂裂缝的最大缝宽和平均缝宽比例分布情况如表6所列。支撑剂粒径按照平均缝宽的1/6 进行匹配，在优化的20%胶液比例条件下，70/140 目（0.104～0.210 mm）支撑剂占比达一半以上。根据可视化支撑剂输砂运移实验［13］，支撑剂在裂缝中的运移具有自然分选规律，主缝中以填充40/70 目（0.212～0.420 mm）和30/50 目（0.297～0.590 mm）为主，大量的支缝体系需要70/140 目（0.104～0.210 mm）及40/70 目（0.212～0.420 mm）进行支撑。

表6 不同模拟条件下缝宽比例分布特征Table 6 Ratio of fracture width range with different simulation condition

3.6 现场应用

基于深层页岩裂缝形态影响因素分析结果，提出了针对深层页岩气井“大排量适度规模现场精细调控、变黏度混合压裂液充分造缝、小粒径低砂比连续加砂有效支撑”的技术思路，现场适用性较强。以该区块L 井为例，该井垂深为3 945 m，页岩塑性增强，闭合应力大，岩石破裂压力达110 MPa，水平段长为1 503 m，设计压裂19 段，施工排量为12～16 m3/min，对高砂比和40/70 目（0.212～0.420 mm）中砂敏感。典型压裂曲线如图9 所示，L 井平均单段液量为1 879 m3（胶液占比为17.4%），平均单段加砂量为65.8 m3（粉砂占比为74.7%），单段最高砂量为80.6 m3，综合砂液比为3.51%，钻塞后在12 mm 油嘴制度下，测试产气量为11.4 万m3/d，产水量为20 m3/d，获得了较好的改造效果。

图9 L 井典型压裂施工曲线Fig.9 Typical fracturing curve of well L

4 结论

（1）建立了深层页岩裂缝动态扩展模型，通过微地震监测数据校正拟合后达到较高精度，为深层页岩气压裂井裂缝形态预测提供了模拟参考。

（2）裂缝扩展可分为快速生成期和缓慢增长期2 个阶段，第1 个阶段裂缝形态可扩展至最终状态的一半左右；第2 个阶段裂缝形态以增加复杂度和SRV 为主。

（3）压裂液黏度是影响裂缝形态中缝宽和SRV的主控因素，确定了目标区块井压裂设计原则:胶液占总液量的20%～30%，射孔簇数为3～4 簇，排量为12～18 m3/min，单段液量为1 600～1 900 m3，单段砂量为60～70 m3［70/140 目（0.104～0.212 mm）支撑剂占比为50%以上］。现场一口3 900 m 深的压裂井获得了11.4 万m3的测试产量。