页岩气藏长段多簇暂堵体积改造技术

李彦超 张 庆 沈建国 胥 云 何 封 邓 才 肖剑锋

1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部 2.中国石油勘探开发研究院

0 引言

川南地区页岩气经历多期构造运动，断裂褶皱发育，保存条件复杂，储层地质年代古老，成熟度高，有机碳、孔隙度、含气量等储层关键评价参数较北美存在一定差异。通过北美技术引进与完善、开展先导与规模试验，形成了威远页岩气体积改造技术，单井压后产量逐步提升，有力支撑了长宁—威远国家级页岩气示范工程建设。然而，受威远龙马溪组页岩经历多期构造运动，高水平应力差、强非均质性等影响，单井产量差异大，套管变形率高等依然是影响威远页岩气高效压裂的“卡脖子”技术难题，反映出基于北美压裂技术形成的体积改造技术仍然较难适应当前威远页岩气高效压裂的需要，段长、簇数、加砂量等关键参数尚需进一步优化[1-2]。针对如何进一步实现页岩水力裂缝的均匀扩展，提升井间、段间、簇间的储层有效动用，促进威远页岩气体积改造技术的升级，成为当前亟需解决的技术难题。

北美页岩气的开发历程已证明水平井分段压裂技术是其实现商业开采的关键，Mayerhofer等[3]根据页岩压裂微地震监测结果与产量关系首先提出油藏改造体积（SRV）概念，并指出SRV与产量的正相关关系，为后续页岩气开发指明了方向。吴奇等[4-6]首次提出体积改造技术，先后对其内涵与理论模型及相应技术等进行了系统阐述，“缝网”是体积改造追求的裂缝形态，“缝网压裂”技术是体积改造技术的一种表达形式。在非常规油气勘探开发领域以不同视角对经典达西定律的诠释，其核心理论是：① 1个方法：“打碎”储集层，形成网络裂缝，人造渗透率；② 3个内涵：裂缝壁面与储集层基质的接触面积最大，储集层流体从基质流至裂缝的距离最短，基质中流体向裂缝渗流所需压差最小；③ 3个作用：提高单井产量，提高采收率，储量动用最大化。吴奇等针对压裂设计中水平井长度、裂缝条数、缝间距等关键参数优化问题提出了缝控压裂技术，即通过对上述参数的优化实现井控储集层内的最大动用。近年来，在上述页岩增产改造理念的指导下，亦有不少学者从实验、理论方面开展了一系列提升页岩压裂效果的技术方法研究[7]。通过页岩露头水力压裂模拟实验表明，水平应力差异对页岩水力裂缝扩展具有重要影响；通过真三轴水力压裂试验揭示了循环渐进升压方式可使水力裂缝沿着不同方向扩展，能够有效增加缝网密度并提升压裂效果[8-9]。对页岩裂缝暂堵转向研究表明，储层裂缝转向能力、暂堵剂性能和暂堵工艺是控制裂缝转向的主要因素，在应力差较低、缝间距较小时，缝端更容易发生转向，且转向处的缝宽变窄，净压力降低[10]。利用真三轴压裂模拟系统对四川盆地志留系龙马溪组页岩开展压裂模拟实验，通过岩样剖分及CT 扫描结果与声发射定位结果的对比揭示裂缝扩展过程中的声发射响应特征，从震源机制上分析水力裂缝连通区域与未连通区域在声发射事件类型上的差异[11]。针对多簇压裂缝网扩展模拟，国内外学者研究发现：各簇均匀布孔情况下受簇间应力阴影影响，改造段内两侧射孔簇较中间射孔簇更容易扩展，呈现非均匀扩展特征。采用非均匀布孔或复合暂堵可以提高改造段中间射孔簇开启与延伸效果。上述数值模拟研究为压裂设计优化提出了极具价值的指导，但针对多簇、复合暂堵体积改造技术尚缺少系统的参数优化与现场实践，同时常规体积改造技术较难克服套管变形等难题[12-13]。

为此，笔者基于体积改造技术与缝控压裂技术理念[4-7]，在实验认识、理论模拟的基础上，系统提出了多簇暂堵体积改造技术理念与措施，并建立了关键参数优化方法，现场实践表明：该技术可有效提高缝控储量、单井产量与气藏采收率，减少套变，为页岩水力压裂技术升级提供参考与借鉴。

1 长段多簇体积改造技术理念

1.1 技术理念与措施

长段多簇体积改造技术是对体积改造技术、缝控压裂技术的丰富与完善，即以经典达西理论为基础，以“长段短簇、暂堵匀扩、控液增砂”为关键技术措施：①“长段短簇”缩小簇间距离，减小流体从基质向裂缝的流动距离；增加压裂裂缝条数，增大压裂裂缝与基质的接触面积；②“暂堵匀扩”采用暂堵球与暂堵剂复合暂堵，确保各簇裂缝开启效率，保证各簇压裂裂缝有效延伸；③“控液增砂”保证单簇裂缝液量与砂量的前提下，通过增加裂缝条数、增大人工改造储层渗透率。通过对簇间距、簇数、暂堵参数与支撑剂用量等核心参数优化，实现各簇裂缝全部起裂延伸，延伸程度、加砂参数与井网部署相匹配，达到提升人工缝控储量、单井产量与气藏采收率的综合目标。

1.2 不同压裂参数的水力裂缝扩展特征

岩体破裂计算模型主要包括线弹性断裂力学模型、损伤与强度理论模型等，但页岩表现出典型的横观各向同性、层理及天然裂缝发育等特征，其在断裂与强度上的随机性需要结合损伤本构理论与断裂理论才能描述页岩扩展过程。当页岩裂缝扩展受到层理或天然裂缝影响时，其延伸会形成受应力或弱面起主控作用的竞争机制，水力裂缝最终在二者综合作用下选择扩展路径。当页岩水力裂缝的扩展过分依赖于某一机制时，为了保证各簇裂缝的延伸程度能够与井网部署相匹配，并促使其形成复杂缝网，这时需要人工强制干预，即暂堵平衡机制。控缝匀扩压裂裂缝扩展特征主要有竞争起裂机制与暂堵平衡机制，基于Ginzburg-Laudau理论相场断裂方法研究的物理领域，其断裂系统的自由能控制方程为式（1）、（2）[14]，将其作为调节两种机制的判断准则。

式中ɛ表示应变能密度，MPa；χ表示系数；φ表示序参量，无量纲；g(φ)表示插值函数；γ(θ)表示表面应变能密度，MPa；θ为裂缝扩展的方向，（°）。当应变能密度ɛstrain超过临界应变能密度ɛc时，裂纹开始起裂。

图1中分别展示了常规3簇压裂裂缝扩展（图1-a）、弱面驱动（图1-b中第2～7簇）、应力驱动（图1-b中第1簇）占主导时的裂缝扩展及多簇暂堵平衡机制后的裂缝扩展分布（图1-c）。

图1 3种水力裂缝扩展特征对比图

1.3 不同压裂参数的渗流规律

结合威远页岩气井生产特征，采用体积改造技术（图1-a、b）的页岩气井生产过程中常见5种流态[15]（图2），但产气的主体阶段以线性流和边界流为主。多簇暂堵体积改造技术的页岩气井能够实现各簇裂缝间、井间高效动用，气井渗流特征主要以线性流为主，整个开发阶段呈现出由基质向微裂缝，由微裂缝向次裂缝，由次裂缝向主裂缝流动。基质内部的渗流过程几乎可以忽略，整个开采期边界流态出现得最晚，这是多簇暂堵体积改造技术在改造效果上不同于常规体积改造技术最明显的渗流特征，增大了线性流波及区域，提高裂缝控制储量、有效动用程度与气藏采收率。图3展示了常规3簇裂缝、未暂堵7簇裂缝与暂堵7簇裂缝生产后的压力分布，对比发现：采用暂堵的7簇裂缝缝间压力波及范围更广，整体压力水平更均衡，反映了多簇暂堵体积压裂技术的储层动用程度最高。

图2 页岩气藏流动双对数诊断示意图[15]

图3 3种压裂参数的储层压力分布图

2 多簇暂堵体积压裂关键参数优化

多簇暂堵体积改造技术的关键是如何通过关键参数优化，保证各簇裂缝有效、均匀扩展，提高缝控储量及采收率，关键参数优化包括：“长段短簇”“暂堵匀扩”“控液增砂”等。

2.1 “长段短簇”参数优化

“长段短簇”即通过优化射孔簇数与簇间距，确保每簇裂缝均开启的前提下，最大可能的增加射孔簇数，减小簇间距，以实现缝控体积最大化。Mayerhofer等[3,16]的研究成果表明水平井的簇数越多，单井的采收率越高。一方面，增加单井簇数，能够显著增加改造区域的裂缝比表面积，即增加基质泄气面积；另一方面，增加单井簇数，可缩减簇间距，能够充分应用缝间诱导应力增加裂缝的复杂程度，有利于形成缝网，从而进一步缩短了气体从基质渗流到压裂裂缝的距离，也降低了气体动用的驱动压差。多簇控缝技术涉及簇间距与簇数两个关键参数优化。

2.1.1 簇间距优化

根据威远区块实测岩心渗透率分布范围介于150～400 nD，应用气藏数值模拟不同簇间距采收率，评估簇间距对采收率影响。如图4所示，随着簇间距由20 m减小至5 m，开采20年的气藏采收率由26%提升至30%，尤其是开采3年的采收率由18%提升至28%，采用短簇间距达到提升最终采收率的目标，尤其是提升了前3年气藏采收率与采气速率。随着簇间距由10 m减小到5 m，20年气藏采收率变化幅度不大，均接近30%。综合考虑气藏采收率与经济成本，建议适应于威远页岩气的最优簇间距为10 m左右，下一步可开展5 m左右簇间距试验，评价参数簇间距优化结果。

图4 最优簇间距优化结果图

2.1.2 簇数优化

确保段内每簇裂缝可压开的情况下，增大射孔簇数可以有效地提高缝控储量，减少流动压差。综合考虑段内簇间应力阴影与天然裂缝影响，根据页岩水力压裂裂缝网络动态扩展预测模型，分别模拟不同射孔簇数下压裂裂缝网络扩展情况，如图5所示。

从图5可看出，随着射孔簇数增加，压裂裂缝面积先增大后减小，主要是因为一定排量与孔数情况下，随着射孔簇数的增加，射孔簇开启效率逐渐降低，即不能保证所有射孔簇均能实现有效开启，当施工排量为12～16 m3/min时较为优化的单段射孔簇数为7～11簇。

图5 不同射孔簇数与排量下无因次裂缝面积模拟结果图

2.2 “暂堵匀扩”参数优化

限流压裂可以提高射孔簇开启效率，但受簇间应力阴影影响，改造段中间射孔簇裂缝受挤压，缝宽相对较小，进液能力低，裂缝延伸受限，整体表现出改造段两边裂缝延伸长，中间短的非均匀扩展，同时天然裂缝发育段各簇裂缝扩展差异更大。在页岩实际压裂过程中经常出现如图1-b所示现象，段间、井间存在漏失的改造甜点。威远页岩储层历经多期构造运动，具有强非均质性，生产测井监测表明，多簇体积压裂后因受各簇裂缝延伸差异影响，产气贡献差异大。因此，需采用复合暂堵技术封堵前期进液效率高的裂缝，促使液体转向，强制开启进液能力弱的裂缝，提高各簇裂缝延伸效率。Vidma等研究指出应用暂堵转向技术可以有效抑制井间干扰发生，有利于提高新井EUR[17]。

结合威远页岩气藏地应力特点与压裂工艺特征，采用段内复合暂堵技术，提高射孔簇延伸效率，以实现多簇暂堵与段间、井间储层全动用。复合暂堵材料主要以0.15～3 mm粒径的可降解材料为主，其用量根据暂堵设计控制介于10～102kg。复合暂堵技术的关键是暂堵射孔簇数与暂堵时机优化。

根据应力阴影效应主要影响中间射孔簇延伸情况[13]，为提高中间射孔簇延伸效率，实现各簇裂缝均匀扩展，应用压裂缝网动态扩展预测模拟器，分别模拟评价暂堵不同簇数情况下缝网扩展情况，根据各簇裂缝扩展长度差异、激活天然裂缝面积差异等（图6），得到较优化的暂堵簇数为：总射孔簇数的1/3左右。

图6 不同暂堵剂用量情况下裂缝扩展分布图

2.3 “控液增砂”参数优化

页岩露头压裂模拟实验表明，体积压裂产生主裂缝的同时，可以激活大量的天然裂缝，形成主裂缝—次级裂缝组合的复杂裂缝网络[11]。尤其是激活的剪切天然裂缝具备自支撑导流能力，加入适量的支撑剂后其导流能力得到显著提高。国内外研究也证实页岩体积压裂能够形成复杂缝网，国外学者数值模拟指出不同尺度裂缝所需要的导流能力不同。因此，多簇暂堵体积改造技术的技术关键是通过优化不同支撑剂粒径、用量，实现主裂缝与次级裂缝等多尺度压裂裂缝网络的有效支撑[18]。

根据威远页岩储层地应力特征，结合室内不同支撑剂页岩支撑裂缝导流能力评价实验结果，采用数值模拟评价了主裂缝、次级裂缝等多尺度裂缝渗透率对采收率的影响，主裂缝的渗透率设置为10～104mD，次级裂缝的渗透率设置为10－1～104mD（每一个组合的次裂缝渗透率小于等于主裂缝的渗透率），模拟结果如图7所示。当主裂缝的渗透率大于103mD，次级裂缝的渗透率大于10 mD时无因次采收率增幅趋于平缓，得到最优主裂缝的渗透率分布介于102～103mD，次级裂缝的最优渗透率为 10－1～ 10 mD。

图7 主裂缝与次级裂缝渗透率组合图

应用压裂缝网动态扩展预测模拟器，在相同暂堵射孔簇数情况下，分别模拟不同暂堵时机情况下缝网扩展情况。根据各簇裂缝扩展长度差异、激活天然裂缝面积差异等（图8），得到较优化的暂堵时机为单段液量的75%时实施复合暂堵。图9显示威远实际井不同压裂液规模下微地震事件个数变化发现，当规模在 1 600～ 1 700 m3时，事件个数趋于平稳，占总施工规模的72%～77%，与上述数值模拟优化暂堵时机结果较接近。

图8 不同暂堵时机情况下裂缝网扩展图

图9 不同注入液量下微地震事件个数动态变化图

根据数值模拟获得的水力裂缝与次级裂缝的最优渗透率组合，参考朱海燕等[19]对支撑剂铺置浓度及尺寸组合形式对裂缝导流能力和闭合缝宽的影响规律研究。根据裂缝模拟的缝宽分布，主裂缝以40/70目陶粒支撑为主，次级裂缝以70/140目石英砂支撑为主，结合压裂缝网扩展模拟计算的主裂缝及次级裂缝面积，单簇裂缝加砂为30 t以上，威远页岩气藏埋深2 500～3 500 m的储层石英砂占比为80%左右，埋深小于2 500 m储层可进一步试验增大石英砂用量。

3 现场应用与效果分析

3.1 试验井地质与工程参数

为更好地对比常规体积改造技术与多簇暂堵体积改造技术差异，选择威远页岩气田W4H平台两口相邻井（井间距300 m）开展工艺对比，其中W4H-5井采用常规体积改造技术参数，W4H-6井采用多簇暂堵体积改造技术参数，具体参数如表1所示。从参数对比发现：两口井孔隙度、含气量等基本物性参数，水平段长度基本一致。压裂技术参数差异主要包括：段长、簇数、簇间距、复合暂堵等差异，其他参数接近。

表1 W4H平台两口井地质工程对比参数表

3.2 工艺效果对比分析

3.2.1 压裂微地震监测分析

微地震监测数据（表2，监测结果如图10所示）对比发现：W4H-6井的单段微地震事件个数、缝网复杂系数（微地震事件展布宽度与展布长度之比）均高于W4H-5井结果，显示了多簇暂堵体积改造技术较常规体积改造技术形成的压裂缝网复杂程度更高。

图10 试验井微地震监测对比图

表2 W4H平台两口井压裂效果综合对比表

3.2.2 压后储层物性与裂缝反演参数对比分析

结合压裂裂缝扩展模拟数据拟合分析，对平台井的实际水力裂缝进行重构，各簇裂缝扩展情况对比评价采用裂缝扩展差异指数来表征，裂缝扩展差异指数越大代表裂缝扩展差异越大，即

式中δ表示裂缝扩展差异指数，无量纲；n表示总射孔簇数，无量纲；Li表示第i簇裂缝扩展长度，m；表示n簇裂缝平均扩展长度，m。

W4H-5井的裂缝扩展差异指数为0.54，W4H-6井的δ为0.17，明显低于第一代压裂工艺的W4H-5井，说明该井裂缝扩展更均匀。同时通过对比W4H-6井暂堵前后的δ发现，暂堵前δ为0.36，暂堵后δ降低为0.17，多簇暂堵技术有效减小了各簇间裂缝扩展差异，各簇裂缝暂堵后扩展更均匀。

通过生产动态拟合分析获取不同井的缝网体积比、改造区渗透率等表征压后缝网、储层渗流能力的关键参数，W4H-6井的参数解释值明显高于W4H-5井的结果，证实多簇暂堵体积改造技术较常规体积改造技术的压裂改造缝网占比、储层渗透率更高。

3.2.3 压后产量动态综合对比分析

结合对比发现，W4H-6井的测试产量、180 d累产气量与首年日均产气量等3指标值较W4H-5井结果分别提高了100.3%、54.5%、35.7%。

3.3 推广应用情况

多簇暂堵体积改造技术在威远页岩气田推广应用73口井，完成测试井64口井，平均单井测试产量28.02×104m3/d，较常规体积改造技术工艺的井均测试产量25.01×104m3/d提升12.0%。同时多簇暂堵体积改造技术，展示出较好的套变防治效果[20-22]。2020年套变井占比较2019年降低51%，实现零丢段。主要包括两个方面认识：

1）“长段短簇”自适应分级启裂：薄弱面优先启裂，降低应力集中，实现能量分级释放；多簇裂缝提高改造裂缝面积，通过裂缝扩展模拟器模拟发现：相对于单段3～4簇射孔，单段7簇射孔情况下缝内流体压力降低19%～25%，减小天然裂缝滑移，有助于降低套变发生概率。

2）“暂堵匀扩”裂缝均匀扩展：未暂堵情况下裂缝易形成3～4簇裂缝主导扩展，裂缝长度差异大，复合暂堵转向大幅降低各簇缝长差异，裂缝扩展差异指数由0.54降低为0.17。

4 结论与建议

威远页岩气的规模效益开发得益于有利建产区带优选、水平井钻井、体积改造技术进步，本文在页岩气体积改造技术研究基础上，结合威远页岩储层特征，对多簇暂堵体积改造技术理念与关键参数优化方法进行阐述，结合现场实践，得出如下结论与建议：

1）多簇暂堵体积改造技术是对体积改造技术、缝控压裂技术的发展与现场实践，其技术关键是“长段短簇、暂堵匀扩、控液增砂”，通过对簇间距、簇数、暂堵参数与支撑剂用量等核心参数优化，实现了人工缝控储量、单井产量与气藏采收率的指标综合提升。

2）适用于威远龙马溪组页岩的多簇暂堵体积改造技术参数包括：簇数为7～9簇，簇间距为10～12 m；暂堵簇数为总簇数的1/3左右，暂堵时机为总施工规模的72%～77%；单簇裂缝加砂为30 t以上，石英砂占比约为80%。

3）多簇暂堵体积改造技术应用井缝网体积比、改造区域渗透率等关键参数明显增大，裂缝扩展差异系数明显减小，各簇裂缝扩展均匀程度更高。测试产气量、首年平均日产量、采收率均有较大提升，套变率与丢段率明显下降，该技术为威远页岩气开发效益提升提供了技术支撑，为页岩气藏水力压裂技术升级提供参考与借鉴。

多簇暂堵体积改造技术下步参数优化与试验建议如下：

1）W4H-6井的裂缝扩展差异系数为0.17，表明当前的多簇暂堵尚有进一步优化空间，复合暂堵参数如暂堵材料粒径、用量、时机等关键参数尚需进一步优化，以提高裂缝均匀扩展程度。

2）针对3 500 m以深的龙马溪组页岩气压裂，可以进一步试验5 m左右簇间距；埋深小于2 500 m储层可进一步试验增大石英砂用量。