涪陵页岩气田平桥区块中深层(埋深2 500~ 3 500 m)通过压裂工艺的不断优化调整获得了较好的改造效果，平均单井无阻流量达到27万m³/d，但随着开发进入深层领域，压裂改造难度大幅增加，该区块深层页岩气井不仅具备一般深层开发面临的难题^[1-2]，而且地层倾角较大，宏观应力表现为强挤压的特性，天然裂缝数量较少，仅发育少量层间缝，这些都增大了该区块深层压裂改造的难度^[3-4]。

依托该区块已开展压裂施工的深层气井(JYA- 2 HF井)，通过评价该井压裂改造作业情况，分析压裂改造效果不佳的主要原因及存在的主要问题，并对压裂改造工艺开展针对性的调整和优化措施，形成一套适用于平桥区块深层页岩气井的压裂施工工艺技术，以期优化后的压裂工艺技术在研究区取得较好的生产实效。

JYA-2 HF井位于平桥断背斜的东北翼，该水平井的水平段平均垂深约为3 900~4 100 m，通过对比储层特征参数可以看出，地层压实作用随着埋深的增大而增强，储层三向应力也随着埋深的增加而大幅增大，深层天然裂缝发育程度较中深层明显更低、裂缝开度也更小(表 1)。除此之外，涪陵页岩气田平桥区块深层还具有2个重要特点：①断背斜翼部地层倾角较大(30°~50°)，倾角变化导致三向应力状态发生变化，影响压裂改造效果^[5]；②处于强挤压应力区，导致储层地应力进一步升高^[6]。因此，相比于常规深层页岩，平桥区块深层压裂改造难度更大。

表 1(Table 1)

表 1 平桥区块中深层与深层地质特征参数对比 Table 1 Comparison of geological characteristics between medium-deep and deep layer in Pingqiao block 评价参数 中深层JYC-1 HF 深层JYA-2 HF 埋深/m 2 947.6 4 010.0 地层倾角(°) 10~25 30~50 孔隙度/% 3.33 3.24 w(TOC)/% 3.98 3.84 含气性(全烃)% 12.24 13.85 含气性(甲烷)% 10.69 11.71 w(硅质)/% 51.35 49.80 w(黏土)/% 35.57 33.50 FMr测并解释主力气层天然裂缝/条 11 3 天然裂缝开度/nm 850 170 地层破裂压力/MPa 91.47 123.54 最大水平主应力/MPa 76.22 107.92 最小水平主应力/MPa 68.00 99.30 水平应力差/MPa 8.22 8.62 平均闭合压力梯度/(MPa·hm-1) 2.19 2.48 泊松比 0.22 0.24 杨氏模量/GPa 33.51 31.32

下载CSV 表 1 平桥区块中深层与深层地质特征参数对比 Table 1 Comparison of geological characteristics between medium-deep and deep layer in Pingqiao block

虽然平桥区块深层压裂改造难度较大，但从表 1的储层参数对比得出，其依然具备压裂施工的有利条件：①页岩品质较好，孔隙度、TOC、含气性、硅质含量、黏土含量与中深层相当^[7-8]；②岩石力学参数对造缝较为有利，三向应力大小虽然大幅增加，但水平应力差、泊松比、杨氏模量均与同区块中深层气井基本相当。综合分析认为，若能通过工艺优化克服挤压应力区带来的地应力大幅增加的问题，使储层充分破裂、延伸，后期裂缝则具备发生转向从而形成较为复杂的裂缝网的条件^[9-10]。

JYA-2 HF井前9段进行了深层压裂试验，使用TP 110钢级的套管及配套限压95 MPa压裂井口，各段分别试验了多种压裂施工工艺，与其他区块深层气井施工类似，整体表现为施工压力高、破压不明显、提排量、加砂困难^[11-13](图 1)，压后12 mm油嘴测试，套压2.53 MPa，产气仅有2.16万m³/d，整体改造效果不佳(表 2)。对比各段施工参数及产剖测试结果显示：①各段产气差异较大，其中使用了前置胶液且施工排量更高、射孔簇数更少的压裂段产气量普遍较高，但各压裂段整体产气量较同区块的中深层气井较低；②同区块地层倾角较小的气井在同井段间距下，停泵压力平稳波动，而倾角较大的JYA-2 HF井停泵压力逐渐提升，表现为顺层改造的规律性较强，段间干扰严重。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 JYA-2 HF井典型压裂施工曲线 Fig. 1 Typical fracturing construction curves of well JYA-2 HF

表 2(Table 2)

表 2 JYA-2 HF前9段压裂施工参数及产剖解释结果数据 Table 2 Fracturing data and gas production profile results in the first 9 stages of JYA-2 HF 压裂段 段间距/m 簇数 总液量/m3 总砂量/m3 前置胶液/m3 最高泵压/ MPa 最高排量/ (m3·min-1) 停泵压力/ MPa 各段产气量/ (m3·d-1) 1 — 2 1 753.24 24.36 174 94.00 11.00 73.10 555.10 2 42.0 2 1 929.63 30.03 179 93.45 10.50 73.08 2 436.06 3 41.5 2 1 923.70 31.94 197 94.71 12.00 73.59 3 679.63 4 42.5 5 1 835.27 15.54 0 95.31 8.50 74.90 1 288.01 5 39.5 2 1 919.12 40.13 202 94.98 9.50 77.93 3 216.37 6 44.5 4 2 813.12 52.07 200 92.70 10.00 78.00 1 319.58 7 42.5 4 2 266.57 46.69 0 92.90 9.00 81.48 1 248.13 8 42.5 3 2 321.20 51.68 0 92.61 8.60 80.00 771.09 9 43.0 4 2 141.34 50.45 0 85.60 10.00 87.60 597.70

下载CSV 表 2 JYA-2 HF前9段压裂施工参数及产剖解释结果数据 Table 2 Fracturing data and gas production profile results in the first 9 stages of JYA-2 HF

涪陵页岩气田平桥区块深层压裂改造存在2个核心问题：①装备限压导致压裂改造效果受限。通过测井曲线计算平桥区块深层破裂压力超过120 MPa(表 1)，而中深层使用的TP 110钢级套管抗内压仅有117.3 MPa，很难在限压条件下保证井底地层的充分破裂(表 3)，通过JYA-2 HF施工压力也可以看出，采用TP 110套管配套井口仅能满足10 m³/min左右的施工排量，远低于目前页岩中深层常用的14~16 m³/min施工排量，压裂改造强度降低；②平桥区块深层主力气层的层理缝较为发育，地层倾角较大导致垂直于页岩层理的法向应力减小，原本较为发育的层间缝更易开启，压裂改造主要沿层理方向进行。使用前置胶液、减少射孔簇数可以有效降低滤失，集中单簇进液以保证缝内净压力，一定程度上可提高压裂改造效果，但很难从根本上完全解决该区域的压裂改造问题，因此，研究认为，可从以下几个方面对压裂工艺进行优化调整：

表 3(Table 3)

表 3 TP 110套管与TP 140 V套管基础参数对比表 Table 3 Comparison of foundation parameters between TP 110 and TP 140 V casing 钢级 外径/mm 壁厚/mm 抗压强度/MPa 抗内压/MPa 抗拉/kN 配套并口限压/MPa TP 110 139.7 12.34 131 117.3 3347 95 TP 140 V 139.7 12.34 165 149.3 4767 115

下载CSV 表 3 TP 110套管与TP 140 V套管基础参数对比表 Table 3 Comparison of foundation parameters between TP 110 and TP 140 V casing

(1) 增加施工压力窗口。压力窗口不足是平桥区块深层改造效果不佳的主要原因，因此，增加压力窗口是深层压裂改造的关键。目前有2个主要的攻关方向：一是深层降压技术，通过优化射孔、改良液体性能等措施降低施工压力；二是提高装备的限压等级，在提高压力窗口的基础上优化施工工艺。从现阶段工艺技术条件来看，深层降压技术仍不成熟，液体减阻率已达到70%，继续提高降压技术的难度较大；通过酸液处理、优化射孔等方式虽能一定程度上降低井筒附近的施工压力，但中后期裂缝延伸的问题仍未解决。综上所述，提高装备限压等级仍是现阶段工艺条件下改善深层页岩压裂效果的重要手段。从目前气田普遍使用的2种套管来看，TP 140 V钢级套管井底抗内压强度基本可以满足地层破裂的需要(表 3)，其配套的压裂井口限压能提高20 MPa，为后续开展各项工艺措施增强前期破裂程度和提高裂缝延伸长度提供更大的操作空间。

(2) 减小顺层过度改造程度。实验研究表明，水力裂缝优先沿结构弱面延伸。平桥区块深层地层倾角大、层间缝发育，在深层开展“暂堵转向”难度较大的前提下，裂缝的顺层延伸不可避免^[14]，因此，可通过改变射孔方位并采用“前置胶液快提排量”的方式，增强地层破裂的同时，在非层理方位建立初期优势通道，连通更多的层理。前置造缝后可采用“低黏减阻水”沟通微缝和扩展层理^[15-16]，并通过施工排量的优化来补充缝内净压力，从而实现裂缝自主转向，进而提高裂缝的复杂程度^[17-19]。

(3) 适当减小支撑剂粒径。一般来讲，深层裂缝开度较小，压裂过程中容易出现“缝宽不足、加砂困难”的现象。且在高应力条件下增加施工排量、提高液体黏度等工艺措施很难大幅扩展缝宽，加砂强度有限。实验研究表明，在低闭合压力条件下，支撑剂的粒径越大其导流能力越强，但随着闭合压力的增加，大颗粒支撑剂会因破碎率增加使得其导流能力下降明显，由此可见，不同粒径的支撑剂的导流能力相差无几。因此，在深层适当减小支撑剂的粒径并不会造成其导流能力下降，建议使用直径0.180/0.125 mm粉陶替代通常采用的直径0.425/ 0.212 mm覆膜陶粒，这样既可降低加砂难度，又能保证裂缝的导流能力。

涪陵页岩气田平桥区块深层地层倾角较大，裂缝容易沿层理延伸，对段间距进行优化可有效解决这一问题。如果段间距过大，则无法充分动用周边储层；如果段间距过小，则会导致段间相互干扰，施工压力升高，压裂改造难度增大。因此，在考虑层间缝及大倾角地层三向应力容易改变的前提下，采用相关软件建立平桥区块深层三维地质模型，模拟不同段间距压裂改造带来的应力变化，通过应力的变化范围圈定压裂改造的SRA(平面改造面积)。模拟结果显示，当段间距小于45 m时，段间干扰严重，裂缝延伸受限，而随着段间距的增加，段间干扰减弱，横向波及范围增加、改造范围增大；当段间距介于45~50 m时，改造效果最佳；当段间距大于50 m时，改造范围的增加幅度有限(图 2)。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 平桥区块深层不同段间距压裂改造模拟结果对比 Fig. 2 Comparison of fracturing simulation results with different distance between stages in Pingqiao block

射孔及前置液处理是页岩储层改造前期建立优势通道的主要措施。通过对90 MPa压力加载时定向射孔与常规螺旋射孔的孔眼应力分布模拟研究，可以得出常规螺旋射孔应力较为分散，而定向射孔可以有效集中应力，提高应力集中区的地层破裂程度，在射孔方向形成较好的早期优势进液通道(图 3)。对于具体方位的确定，须遵循“一定程度上减少裂缝沿层理过度延伸”的原则，尽量在垂直于层理方向上进行定向射孔，通过集中应力突破和沟通更多的层理，结合气井穿行储层的实际情况决定是定向向上还是定向向下。平桥区块深层主力小层地质参数统计表显示(表 4)，第3小层TOC含量高、厚度较厚、脆性指数高且高导缝相对不发育，可作为压裂改造的优势小层。因此，可对第1小层进行定向向上射孔，可对第3小层进行定向向下射孔，并对第3小层的中部进行重点改造。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 定向射孔与常规螺旋射孔的孔眼应力分布矢量示意图 Fig. 3 Schematic diagram of stress distribution vector for directional perforation and conventional spiral perforation

表 4(Table 4)

表 4 平桥区块深层取心井各小层基本地质参数对比 Table 4 Comparison of basic geological parameters of deep layer core wells in Pingqiao block 小层编号 厚度/m 密度/(g·cm-3) 高导缝/(条·m-1) 孔隙度/ % w(TOC)/ % w(硅质)/ % w(黏土)/ % 脆性指数/ % 5 10.5 2.41 0.64 2.73 2.97 38.25 37.56 48.95 4 9.8 2.52 0.45 2.83 3.01 40.95 29.15 50.3 3 13.3 2.29 0.17 3.27 4.18 47.95 27.30 60.56 2 1.0 2.46 0 3.12 2.01 — — 63.01 1 5.7 2.47 0.21 3.31 3.45 55.54 26.13 60.07

下载CSV 表 4 平桥区块深层取心井各小层基本地质参数对比 Table 4 Comparison of basic geological parameters of deep layer core wells in Pingqiao block

通过对不同射孔簇数的进液量进行实验模拟研究，结果显示：2簇射孔进液量相对集中，但簇间干扰较弱，而多簇射孔的簇间干扰较强，形成了诱导应力场，增加了裂缝的复杂程度(图 4)。设定压裂过程中孔眼的开启程度为70%，在上述模拟结果的基础上计算各簇单孔所分配的流量(表 5)，结果显示在排量提高受限的条件下(≤ 10 m³/min)，只有使用2簇射孔可以保证各簇各孔眼充分进液(每簇单孔分配排量为0.25 m³/min)，而在装备升级后，施工排量若能达到12 m³/min，3簇射孔压裂也可保证各簇各孔眼充分进液，施工排量若能超过14 m³/min，4簇和5簇射孔压裂也能保证各簇各孔眼充分进液。综上所述，在施工排量充足的条件下，可采用3簇及更多簇数的射孔方式，以提高裂缝的复杂程度。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 平桥区块深层不同簇数各裂缝进液流量比例对比 Fig. 4 Comparison of the ratio of inlet fluid flow of each fracture with different clusters in Pingqiao block

表 5(Table 5)

表 5 平桥区块深层不同射孔簇数、不同施工排量对比 Table 5 Different perforation clusters and different construction displacement in Pingqiao block 簇数 不同施工排量下各簇单孔分配流量/(m3·min-1) 8 10 12 14 16 18 2簇 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 3簇 0.21 0.26 0.32 0.37 0.42 0.48 0.17 0.21 0.25 0.29 0.33 0.37 0.19 0.24 0.29 0.34 0.39 0.44 4簇 0.21 0.27 0.32 0.38 0.43 0.48 0.16 0.21 0.25 0.29 0.33 0.37 0.13 0.16 0.19 0.23 0.26 0.29 0.21 0.26 0.31 0.36 0.41 0.47 5簇 0.24 0.30 0.36 0.42 0.48 0.54 0.19 0.24 0.28 0.33 0.38 0.43 0.18 0.22 0.27 0.31 0.36 0.40 0.16 0.20 0.24 0.28 0.32 0.36 0.23 0.29 0.34 0.40 0.46 0.51

下载CSV 表 5 平桥区块深层不同射孔簇数、不同施工排量对比 Table 5 Different perforation clusters and different construction displacement in Pingqiao block

(1)前置液排量优化

前期深层试验结果表明，使用前置线性胶可以降低液体滤失和增加缝内净压力，从而保证前期地层的破裂效果及初期裂缝的延伸状态^[20-21]，但在深层压裂过程中，由于埋深较大，大量使用线性胶替代减阻水会使得其摩阻增量较大。因此，须对前置线性胶阶段的施工排量进行优化。通过测试得到的区域裂缝延伸压力可反推出裂缝正常延伸时的井口压力^[22]，例如当前置线性胶排量超过12 m³/min，减阻水排量超过17 m³/min时，在井口限压115 MPa的条件下裂缝很难保证会充分延伸(图 5)。因此，前置线性胶阶段必须控制排量，使之提升至12 m³/min。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 平桥区块深层不同施工排量下裂缝延伸时井口压力推算 Fig. 5 Calculation of wellhead pressure under different construction displacement while fracture extending in Pingqiao block

(2) 中后期排量优化

前置线性胶阶段的优化完成后，更换液体性质，采用减阻水携砂注入地层中，以降低摩阻，为继续提高排量、增大缝内净压力提供有利条件，但排量的提高方式将会一定程度上影响造缝效果。因此，须对中后期排量的提升进行优化^[23-26]。

通过相关软件的净压力计算模块对平桥区块深层不同射孔簇、不同施工排量下的缝内净压力的变化过程进行模拟计算(图 6)。结果显示，在射孔簇数相同的前提下，缝内净压力随着施工排量的增加而增加，当2、3、4簇射孔的施工排量分别达到12 m³/min，14 m³/min，16 m³/min时，缝内净压力才超过水平应力差，此时水力破裂缝才具备自由转向的能力。如果早期的缝内净压力较大将提升裂缝延伸初期的复杂程度，不利于裂缝向远端延伸^[27]。因此，在前置线性胶阶段提高排量后，使用减阻水携砂注入地层，并分阶段逐步提升排量至最高设计等级，但最高不应超过17 m³/min，这一数字可能因施工区块不同而有所变化。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 不同射孔簇数、不同排量下缝内净压力对比 Fig. 6 Comparison of net pressure under different perforation clusters and different displacement

在前期建立三维地质模型的基础上，利用相关软件模拟了不同施工规模的深层、中深层气井压裂SRA的变化趋势(图 7)，无论中深层还是深层，初期压裂改造的SRA都随着施工规模的增加而增大，但当施工规模增加到一定程度时，SRA会达到极限值，不再继续增加。即当施工规模达到临界值时，其改造范围难以继续扩大，就深层和中深层相比，由于深层地应力更高，裂缝延伸更加困难，相同大小的SRA深层所需的施工规模更大，同理，相同的施工规模在中深层比深层可达到更大的改造范围。为了使SRA达到最大值，中深层的施工规模应不小于1 800 m³，深层则须达到1 900~2 000 m³。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 平桥区块深层不同施工规模压裂改造SRA模拟结果 Fig. 7 SRA simulation results of fracturing under different construction scales in Pingqiao block

综上所述，平桥区块深层压裂改造优化措施如下：①设计段间距为45~50 m，确保高效改造；②由于摩阻的作用，前置胶液阶段的施工排量须控制在12 m³/min以内，选用3簇射孔，既能保证各孔眼充分进液从而增强造缝效果，又能产生诱导应力以提高裂缝的复杂程度；③前置胶液阶段，施工排量快提至12 m³/min左右，然后切换成低黏的减阻水注入地层中，再逐步分阶段提高施工排量，以补充缝内净压力，施工排量最高不超过17 m³/min，以促进裂缝的自主转向；④为使SRA最大化，施工规模应不少于1 900~2 000 m³。

JYB-2 HF井位于涪陵页岩气田平桥区块强挤压应力区，与JYA-2 HF井相邻，该水平井的水平段平均垂深为3 930 m，2口井的各项地质参数较为接近(表 6、表 7)。根据前文中压裂工艺优化思路，改用TP 140 V钢级的套管及配套的压裂井口装置，射孔簇数以3簇为主，定向射孔，前置胶液阶段，快速提高施工排量至12 m³/min，后期呈阶梯式逐步提升施工排量至16 m³/min，平均单段注入液量为1 909.01 m³，其中注入前置胶液251.00 m³，平均单段注入的减阻水的含砂量提高到65.82 m³，其中直径为0.180/0.125 mm的低密度陶粒占多数，为48.86 m³，直径0.425/ 0.212 mm的低密度陶粒为16.96 m³。

表 6(Table 6)

表 6 JYA-2HF与JYB-2 HF地质特征参数对比 Table 6 Comparison of geological characteristics between JYA-2 HF and JYB-2 HF 井号 垂深/m ①~⑤ 厚度/m 孔隙度/% w(TOC)/ % w(石英)/ % w(黏土)/% 最小水平主应力/MPa 水平应力差/MPa 平均闭合压力梯度/(MPa·100m-1) 泊松比 杨氏模量/GPa JYA-2 HF 3 964~4 024 30.4 4.76 4.41 49.82 33.51 86.31 8.60 2.48 0.24 41.30 JYB-2 HF 3 908~3 945 30.4 3.64 2.71 53.43 28.89 88.65 8.81 2.44 0.24 44.32

下载CSV 表 6 JYA-2HF与JYB-2 HF地质特征参数对比 Table 6 Comparison of geological characteristics between JYA-2 HF and JYB-2 HF

表 7(Table 7)

表 7 JYA-2HF与JYB-2 HF压裂施工参数对比 Table 7 Comparison of fracturing construction parameters between JYA-2 HF and JYB-2 HF 井号 段间距/m 最高施工排量/(m3·min-1) 平均单孔进液流量(m3·min-1) 破裂压力/MPa 缝内净压力/MPa 平均单段用砂量/m3 总砂液比/% JYA-2 HF 42.25 12 0.12~0.21 105.65~113.27 6.20~7.30 37.33 1.76 JYB-2 HF 46.40 16 0.25~0.26 122.12~125.68 8.70~9.10 62.80 3.09

下载CSV 表 7 JYA-2HF与JYB-2 HF压裂施工参数对比 Table 7 Comparison of fracturing construction parameters between JYA-2 HF and JYB-2 HF

根据优化的压裂工艺施工后，JYB-2 HF井的压裂曲线形态相对于JYA-2 HF井发生了明显改变(图 8)，前置胶液阶段地层出现明显破裂压降，加砂难度降低，施工压力随时间的变化趋势曲线平缓，接着通过排量的提升补充了缝内净压力，曲线呈现上升趋势。从数据对比上来看(表 6、表 7)，优化调整后的压裂工艺适应性较好，新工艺的平均单孔进液流量约为0.25 m³/min左右，平均缝内净压力增加了约12.5%，平均砂液体积比提高了约75.56%。对JYB-2 HF井一共施工了19段，压裂后采用直径12 mm油嘴、直径25 mm孔板试气放喷，测试得出日产量为9.8万m³/d，套管压力9.12~11.02 MPa。压裂后对该井进行产气剖面测试(图 9)，从测井解释结果来看，各段产气量(平均5 157.90 m³/d)相对于邻区JYA-2 HF井(平均2 400.12 m³/d)有明显提升，平均单段产量提高了114.90%。

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 JYB-2 HF井典型压裂施工曲线 Fig. 8 Typical fracturing construction curves of well JYB-2 HF

图 9

Fig. 9

下载eps/tif图 图 9 JYA-2 HF井与JYB-2 HF井产气剖面测井解释结果对比 Fig. 9 Comparison of gas production profile results between JYA-2 HF and JYB-2 HF

(1) 涪陵页岩气田平桥区块深层页岩品质较好，具备较好的页岩气保存条件，但埋深较大、地层倾角较大、宏观地应力表现为强挤压特征，从而导致地应力较高，水力破裂缝易沿顺层方向延伸，增大了压裂改造难度。

(2) 从目前工艺技术来看，提升套管钢级是增加平桥区块深层页岩气井压裂施工的最为有效的方式，在此基础上采用定向3簇射孔和合理改变施工排量的方式，可在施工初期避免过度顺层改造，提高垂直层理方向上裂缝的延伸，以沟通更多层理，后期受缝内净压力的增加及诱导应力的影响，裂缝复杂程度也会进一步提高。

(3) 以提高套管钢级作为深层改善压裂效果的核心措施，改善效果明显，但施工成本大幅增加，对于部分深层页岩气井若大量使用价格昂贵的TP 140 V套管，可能会带来成本的大幅上升，也将成为页岩气公司重点考虑的问题之一。因此，如何实现深层降压才是深层页岩气井压裂改造的攻关方向。

中国石化重庆涪陵页岩气有限公司的黄仲尧、中国石化石油工程技术研究院的蒋廷学、中国石油勘探开发研究院胥云给予了指导，在此表示感谢！