复杂构造区深层页岩气藏射孔参数优化及应用——以涪陵页岩气田白马区块为例

刘 尧 文

中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司

0 引言

目前，通过借鉴国外成熟的长水平井开发模式，充分考虑页岩气储层特殊的脆性及应力特征、小层非均质性特征，建立了适用于四川盆地涪陵页岩气田的长水平井分段压裂技术。压裂改造理念由前期“增产改造体积（SRV）最大化、复杂程度最大化”转变为“提高近井压裂复杂度、增大泄气面积”，提出了“少段多簇密切割+限流+暂堵转向+高强度加砂”的新一代压裂工艺，大幅度提高了页岩气单井产量。

随着页岩气勘探开发进程的不断深入，深层、复杂构造区域也成了重点技术突破的对象[1-2]。除了要应对深层页岩气普遍存在的施工压力高、加砂困难、裂缝复杂程度低等难题外，复杂构造区域的构造、岩性、应力等复杂特征也给压裂改造带来了巨大的挑战[3-6]。以涪陵页岩气田白马区块深层页岩气藏为例，区域内构造多变、断裂发育，应力复杂：①同一口水平井，各段压裂施工难度不一、施工压力多变；②同一区域的相邻井，即使采用相同的压裂参数与条件，压后页岩气产量差异巨大。传统的、针对均质储层的压裂优化设计技术，很难实现该区页岩气储量的有效动用，必须充分考虑地质条件影响，实现“一段一策”的精细化压裂设计，是实现复杂构造区域难动用储量有效开发的唯一方式。

近年来，水平井多簇压裂裂缝扩展模拟研究中，大多数学者都主要将储层视为均质状态，通过建立二维、拟三维扩展数值模型分析多簇裂缝的扩展行为[7-15]。但是，综合考虑储层纵向应力与小层物性差异影响的多裂缝扩展相关研究工作较少，现场缺乏压裂工艺参数优化的理论支撑与优化手段[16]。为此，笔者以涪陵页岩气田白马复杂构造区向斜北翼1口深层评价井JYA-1HF为研究目标，基于平面三维多裂缝扩展模型，针对目标井纵向应力与小层物性差异，模拟不同穿行层位、压裂簇数、射孔数量等压裂工程参数对裂缝扩展形态的影响，依据模拟结果优化不同穿行层位的压裂工艺参数，经现场应用取得了较好的开发效果。

1 区域地质概况

图1 涪陵页岩气田白马区块及周缘五峰组底构造图

白马区块位于四川盆地川东高陡褶皱带内，东临齐岳山断层，西临凤来、平桥构造带，包含石门—金坪背斜带与白马向斜带2个三级构造单元，区块构造较为复杂（图1）。平面上呈现“宽向斜、窄背斜”的北东向隔挡式褶皱构造特征。齐岳山、石门断层为白马区块边界断层，其中石门断层为构造主控断层。由于翼部与主控断裂两侧发育三级、四级断层，对白马区块含气性具有一定影响，含气性变化较大。背斜窄长、断裂发育，保存条件较差；向斜相对宽缓，断裂发育程度降低，保存条件变好，含气性较好。其中，白马向斜区块储层页岩品质较好（①～⑤小层优质页岩厚度介于44.20～52.10 m，有机碳含量介于2.28%～2.46%，孔隙度介于3.16%～3.63%，脆性矿物含量介于57.23%～62.61%），含气性较高（含气量介于3.30～4.24 m3/t）。白马区块含气页岩段为深水陆棚沉积，页岩品质分布稳定，埋藏深度主要介于3 500～4 600 m，总面积为422 km2，含气页岩段①～⑨小层地质资源量为3 727×108m3，优质页岩段①～⑤小层地质资源量为1 742×108m3，具有一定开发潜力。

2 压裂改造难点

涪陵页岩气田白马区块地质构造复杂、储层非均质性强、埋藏深度变深，压裂改造难度明显增大，具体表现如下。

1）与焦石坝大型似箱状断背斜构造不同，白马区块存在多级不同规模的断层，改变局部应力场，在水平段表现出不同地应力特征（拉张应变、挤压应变）局部地应力方向发生转变（图2）。同一口水平井，各段压裂施工难度不一、施工压力多变（图3）。

图2 局部区域地应力场特征图

图3 JYB-1HF分井段施工曲线图

2）纵向层间差异明显，纵向上不同小层页岩岩相变化明显，白马区块①～③小层主要为高碳黏土质硅质页岩相；④～⑤小层以中碳混合页岩、黏土质硅质页岩为主，层间可压性存在差异（表1）。

3）受构造及埋深综合影响，区块地应力升高明显（破裂压力梯度介于0.021～0.023 MPa/m），上覆岩石压力高，压实作用变大，水平应力差增大（介于8.0～9.5 MPa），不利于天然裂缝开启，获得较大的有效改造体积难度大。

4）构造变形较强，构造复杂导致区域局部地应力复杂与强非均质性，水平段前、后段地应力应变不同且裂缝曲率发育存在差异，压裂裂缝形态控制程度差（图4）。同一区域的相邻井，采用同一压裂工艺及设计参数，压后产量差异大且整体偏低（表2）。

表1 白马区块各小层基本参数对比表

3 数值模拟

为明确白马区块不同压裂工艺下压裂裂缝扩展规律，采用平面三维“井筒—多裂缝扩展”全耦合计算模型进行模拟，该模型流固耦合通过显式高效算法计算，实现了井筒流动、流量分配与平面三维多裂缝扩展的高效求解，缝边界追踪引入解析解提高计算精度，算法准确性已得到全面验证[12-13]。依据目标井地质参数建立分析模型，模拟穿行层位、射孔参数对裂缝扩展形态的影响，进而指导白马区块目标井压裂优化设计。

3.1 模拟条件

以白马区块工程地质特征为研究对象，根据测井解释结果与小层划分，建立考虑纵向应力存在差异的等效分析模型，如图5所示。同时考虑不同小层天然裂缝发育程度存在差异，不同小层设定不同滤失系数，模拟基础参数如表3所示。

图4 局部区域裂缝发育曲率图

3.2 模拟与参数优化

3.2.1 压裂簇数的影响

以14 m3/min的固定排量进行压裂模拟，采用不同数量的簇数进行压裂时（单段内总射孔数60～64孔，单簇射孔数为整数），裂缝扩展结果如图6所示。在相同注入排量及压裂规模条件下，随压裂簇数的增多，各簇缝长、缝高呈现降低趋势，同时多裂缝的非均匀扩展现象加重。水平井穿行层位及各小层物性特征、应力状态也会影响水力裂缝扩展形态。当裂缝在不同小层内起裂与扩展后，缝间的应力干扰会增加部分扩展阻力。但是裂缝会通过缝高方向扩展、偏移至阻力更低的隔层，会造成不同小层改造非均匀性，进而造成了最优簇数的不同。

当水平井穿行优质①小层时，低簇数条件下，缝内净压力较高，外侧簇裂缝缝高顺利突破③、④小层的高应力层段，扩展至⑤小层、缝高接近52 m，同时外侧簇裂缝在⑤小层内部延伸较长距离（半长200 m），如图6-a所示。随着簇数的增多，裂缝缝高扩展明显受到③小层应力隔层限制，远井裂缝由于缝内净压力较近井区域低，缝高截止于①～②小层。近井区域裂缝由于缝内净压力较高，部分在应力阴影与纵向应力差异的综合作用下，部分簇裂缝穿层到达⑤小层，如图6-b所示。当簇数高于9簇之后，由于各簇进液量分流作用严重，各簇裂缝缝高扩展严重受到限制，仅个别簇裂缝可进入③小层，水力裂缝主要在①小层，改造后储层纵向沟通程度较差，如图6-c所示。相比之下，当水平井穿行③小层时，随着簇数的增多，压裂段内水力裂缝累计裂缝面积明显增加，如图6-d～f所示。

表2 白马区块水平井压裂参数与测试产量汇总表

图7为水平井分别穿行①、③小层时，不同簇数压裂的压后裂缝累计面积统计结果。可以看出，压裂簇数并不是越多越好，需要综合考虑水平井穿行层位特征与各小层层间差异（应力、滤失特性）。当水平井穿行层理极发育、滤失较快且地应力偏低的①小层时，需要适当减少簇数，保证单簇裂缝进液量与缝内净压力，促进裂缝高度方向的扩展，提高储层纵向动用。当水平井穿行层理发育且地应力较高的③小层时，可以通过增加簇数、减少簇间距来提高水力压裂裂缝密度、缩短渗流距离，提高储层改造效果。根据模拟结果，优化后穿行①小层时压裂应以5簇为主，簇间距为15 m；穿行③小层时9簇压裂效果最佳，簇间距为10 m。

图5 各小层及纵向应力加载示意图

表3 基础模拟参数表

图6 压裂簇数（N）对裂缝扩展形态的影响图（不同穿行层位）

3.2.2 限流压裂的影响

依据上文模拟结果，水平井穿行①和③小层时分别采用5簇（簇间距为15 m）和9簇（簇间距为9 m）进行压裂模拟。固定注入排量14 m3/min，采用不同单簇射孔数进行模拟的裂缝扩展模拟结果如图8所示。为评价多簇裂缝的非均匀扩展程度，利用各簇裂缝累计进液量的标准偏差来反映各簇裂缝进液量差异，标准偏差越大、进液量差异越大、非均匀扩展越严重。各簇裂缝进液量分布标准偏差（Sd）计算式为[14]：

图7 压裂簇数对裂缝扩展的影响图

式中N表示压裂簇数，簇；k表示压裂裂缝序号，k=1，2，…，N；Vk表示进入裂缝k的累计液体体积，m3；Vt表示注入液体总体积，m3。

根据模拟结果，相同簇数压裂时，减少单簇射孔数有利于提高压裂段内改造均匀性。当水平井穿行①小层、5簇压裂时，随着单簇射孔数量的降低，各簇进液量差异减少系数，由单簇12孔时的3.22%降至单簇4孔的0.39%（图8-a）。同时，随着孔数降低，各簇压后的裂缝形态也更加均匀，外侧裂缝缝高明显降低、中间簇缝高增加（图8-a）。各簇压裂裂缝面积差异系数由单簇12孔时的4.45%降至单簇4孔的1.47%。单簇6孔时产生最大压裂裂缝面积，为4.86×104m2。当水平井穿行③小层，每簇7孔压裂时中间簇裂缝扩展受到外侧簇裂缝影响，存在非均匀扩展现象（各簇进液量差异系数与各簇压后人工裂缝面积差异系数达到1.64%与3.4%（图8-d）。其中，①小层内的裂缝非均匀扩展程度尤为明显，外侧簇裂缝是中间簇裂缝长度的2倍以上。随着每簇孔数降低，裂缝非均匀扩展程度降低，单簇4孔时的各簇进液量差异系数与各簇压后人工裂缝面积差异系数分别降低至0.29%与0.99%（图8-b）。每簇孔数进一步降低时，非均匀扩展程度虽然会进一步降低，但是射孔摩阻开始大幅度提高，为地面压裂设备与井口装置增加了额外使用压力。综合考虑施工压力、各簇非均匀进液程度、压裂段内的裂缝累计面积与改造均匀性，水平井穿行①小层和③小层时，优化单簇射孔数分别为6孔和4孔（图9）。

图8 单簇射孔数对裂缝扩展形态的影响图（不同穿行层位、不同压裂簇数）

4 现场应用与效果

JYA-1HF井是位于涪陵页岩气田白马区块白马向斜北翼1口评价井，该井主力产层位于上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组，水平井试气段长1 423 m。该井水平段宏观地应力为弱—中等强度的挤压应变，井筒及两侧应力强度较均匀、方向稳定；水平段纵向裂缝总体不发育，井筒区域曲率呈斑点状展布，共发育5个弱—中曲率段，其中靠近B靶为中曲率，其余为弱曲率（图4）。水平段井筒两侧与小断层距离较远，受其影响较小。整体地质构造条件有利于压裂改造。

根据优化结果，该井主体压裂工艺思路以提升裂缝质量、增大有效泄气面积为核心，采用“多簇密切割+限流压裂+高效铺置”压裂工艺模式，并针对水平井穿行轨迹的不同（①、③小层），采取差异化的压裂工艺参数。依据模拟结果，穿行①小层时，主体压裂工艺参数采用5簇限流射孔，射孔数为30孔/段（单簇6孔），簇间距介于12～16 m；穿行③小层时，采用9簇限流射孔，射孔数为36孔/段（单簇4孔），簇间距介于9～11 m。为保证主裂缝的顺利延伸，降低砂堵风险，不同层位压裂时均采用前置高黏减阻水。JYA-1HF井共完成20段压裂，压裂液为35 220.87 m3，用液强度为24.75 m3/m，总砂量为1 650.85 m3，加砂强度为1.80 t/m，施工排量介于14～16 m3/min，平均施工压力为59.39 MPa，平均砂比为7.39%，最高砂比为17 %。

JYA-1HF井压裂后采用直径12 mm的油嘴放喷测试，获得12.72×104m3/d产量，套管压力为12.4 MPa，较该区块其他井提升明显，为涪陵页岩气田白马区块目前测试产量最高的井。该井在压裂后进行产气剖面测试，其解释结果如图10所示。从产气剖面测试结果来看，除少部分井段外，大部分压裂段取得了较好的改造效果，尤其第6、16、18段，单段产气量均在1×104m3/d以上。综合来看，本井各项工艺措施在白马复杂构造区取得了突破，克服了构造断层复杂、构造应力复杂、深层常压等系列客观不利因素，各项针对性工艺措施在不同小层应用良好，各项施工指标均达到了要求，气井增产效果明显。

图10 JYA-1HF井产气剖面测试结果图

5 讨论与分析

JYA-1HF井不同穿行层位，针对不同穿行层位，采用差异化的分段分簇和孔数设计。相同的射孔参数与泵注条件下，同层各段产气量差异大。为了明确压裂段产量差异的主要原因，需要对该井水平段的地质、工程参数进行综合分析。本井第6、8、10、16、18段为高产段，产量远高于相邻压裂段，对比地质、工程参数均无明显优势，但对照纵向曲率图可以发现，高产段与水平段中的5个裂缝曲率发育区吻合度较高（图11）。因此，无法通过数据定量化的天然裂缝发育程度，可能是造成局部压裂段高产的原因之一。

图11 JYA-1HF水平井段裂缝发育曲率解释结果与高产段的关系图

表4 JYA-1HF井各压裂段未开启簇数统计表

另外，JYA-1HF井水平段共测试射孔簇113簇，未开启簇数为21簇，占总簇数的18.6%，其中①小层测试18簇，仅1簇未开启，③小层测试81簇，有16簇未开启，③小层压裂段无效射孔簇占比达到19.8%（表4）。相比于①小层压裂工艺，③小层压裂工艺段簇间距更小、单段射孔簇数更多。从各簇的贡献对比来看，现有密切割、限流工艺条件下，部分射孔簇出现无气无液现象，且主要集中在单段多簇的③小层（图12）。主要是由于③小层压裂簇数更多、簇间距更短，簇间裂缝扩展时的应力干扰更严重，不可避免地增加了无效簇数的比例，段内36孔的限流无法满足各簇裂缝均匀延伸的需求。然而，各段未开启射孔簇占比与各段产量占比呈现正相关趋势，未开启的无效射孔簇越多、产量越低（图13）。那么，在提升水平段裂缝覆盖率及储量动用程度方面，③小层的射孔参数具有进一步优化提升的空间。

图12 不同簇数压裂无效射孔簇占比图

图13 各段未开启射孔簇占比与产量占比的关系图

6 结论

1）进行压裂段内簇数优化时，需要综合考虑水平井穿行层位各小层物性特征与应力状态的差异。当水平井穿行层理极发育且地应力偏低的①小层时，应保证单簇裂缝进液量与缝内净压力，否则会使得缝高扩展严重受限。

2）相同簇数压裂时，减少单簇射孔数有利于提高压裂段内改造均匀性、各簇进液量差异，但是较低的射孔孔数会提高射孔孔眼摩阻，提高地面施工压力。

3）针对不同水平井段穿行层位，采用差异化的分段分簇和孔数设计后，大部分压裂段取得了较好的改造效果，有效提高了单井产量，实现了白马区块增产改造新突破。

4）根据压后产气剖面监测结果，高产压裂段具有局部裂缝曲率高、无效射孔簇低的特征。在提升水平段裂缝覆盖率及储量动用程度方面，③小层的压裂工艺参数仍具有优化提升的空间。

致谢：感谢中国石化石油勘探开发研究院周彤博士在裂缝扩展模拟及现场分析方面给予的协助。