王峻源，李小刚，廖梓佳

（1.中国石油西南油气田分公司开发事业部，四川成都 610017；2.西南石油大学，四川成都 610500）

位于璧山-合江区块长黄瓜山构造西翼斜坡带的黄202井，是中石油第二口4 000 m以深的页岩气水平井。黄202井的井深为5 844 m，最大垂深为4 086.12 m，目的层为龙马溪组，具有高温、超高应力的特点。为了解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题，结合北美页岩气压裂最新理念及页岩气井前期压裂实践经验，采用了密切割、高强度、大排量、可溶桥塞分段等先进的压裂设计技术[1-3]，有机结合连续加砂、微地震实时监测等施工技术[4-6]，最大限度增加裂缝复杂程度，提高压裂改造效果。该井30段加砂压裂累计加入液量60 155.85 m3、砂量4 212.23 t，最高施工压力115.1 MPa，最高施工排量16.1 m3/min，单段最高砂量163.67 t、平均砂量140.41 t，单段最高加砂强度3.50 t/m、平均加砂强度2.82 t/m。该井压裂段数、加液量、加砂量、施工压力、施工排量、加砂强度六项指标均创下当时中石油深层页岩气井压裂新纪录。压裂后获得22.37×104m3/d的高产工业气流，标志着油气田璧山-合江区块深层页岩气勘探开发取得了新突破，揭示了该区块深层页岩气良好的勘探开发前景。

1 璧山-合江区块深层页岩气压裂改造难点及技术对策

1.1 压裂改造难点

1.1.1 测井解释 直井测井解释1、2小层为Ⅰ储层，3、4及五峰组为Ⅰ-Ⅱ类储层。直井1小层厚度较薄为3.0 m；2小层厚度为2.9 m，Ⅰ类储层厚度为5.9 m，整体来说1小层储层比较薄。地应力分析（见表1）：走滑应力：σH＞σV＞σh。最大水平主应力大于垂向主应力，不利于裂缝高度扩展，该井地应力为走滑应力状态，水平应力差异较大（19.89 MPa），形成复杂裂缝难度也较大。

1.1.2 天然裂缝情况 直改平井斯通利波能量基本无衰减，裂缝不发育，不太利于形成复杂裂缝。

1.1.3 储层物性参数-与不同区块页岩气井对比分析直改平井储层参数略低于直井 ，与邻区相比，脆性矿物明显较高，有机碳居中，孔隙度和含气量较低，与邻井相比，有机碳和脆性矿物较高，孔隙度较低，含气量较低。

如何在限压下进行超大排量的压裂施工是深层页岩气井压裂改造必须解决的首要问题。璧山-合江区块深层页岩气井埋藏较深，压力系数较高（预测值为1.72），地层破裂压力梯度高，沿程摩阻大，高排量泵入地面泵压会超过100 MPa，施工时控制排量、加砂浓度、压力难度大。针对这种深井需优选适宜的压裂井口、压裂液体系、支撑剂类型、射孔参数，减少压裂液对储层的伤害，提高压裂改造效果，降低施工摩阻，尽可能提高排量至16 m3/min。

1.2 技术对策

改造目标：采用“大液量、大排量、大砂量、低黏度、小粒径、低砂比”的体积压裂改造模式；形成复杂裂缝、提高储层改造体积、提高用液用砂强度、力求充分改造有效评价开发潜力。

1.2.1 优选压裂井口、压裂管柱 为了能够尽可能的提高排量，压裂井口选用140 MPa的大闸门，特殊四通也是140 MPa等级，压裂管柱套采用Φ139.7 mm TP140V，抗压153.5 MPa，同时采用可溶桥塞+电缆分簇射孔（见表2）。

1.2.2 低摩阻和低伤害滑溜水 国内外页岩气的主要改造方式为滑溜水大型压裂，目前这种施工方式占到了页岩气改造的60%，滑溜水的优点是配方简单、成本低、残渣很少，降阻率明显大于常规交联液体体系，以低黏滑溜水为主体，有利于沟通微裂缝，形成复杂缝网。缺点由于滑溜水黏度较低，携砂能力较差，主要依靠紊流、砂坝和（或）砂床来传送支撑剂。这将导致支撑剂在地面设备或较长水平侧向井段的过早沉淀，支撑剂不能得到均匀铺置。这使得裂缝难以得到有效支撑，导流能力下降。针对这种情况，需选择更低密度的支撑剂，以利于输送。

1.2.3 酸化预处理 酸进行预处理：主压裂之前进行一次DFIT测试，求取地层参数。根据DFIT测试情况确定是否注入稀盐酸。地层压力偏高，若用酸处理后，可以实现较好的降破，能够降低后续施工的井口压力。

1.2.4 压裂规模和施工参数优化

1.2.4.1 缝网压裂工艺 对于页岩气压裂施工，不考虑压穿水层的前提，应该选择大排量施工，实现更好的携砂并提高缝内净压力。因此施工排量尽量考虑在16 m3/min左右，同时为了形成更复杂的网状裂缝，把水平段1 500 m，密集切割为30段，选择单段注入滑溜水 2 000 m3～2 200 m3、加砂量 160 t的规模。

表1 （直井）岩心地应力试验数据表

表2 B点施工泵压预测（预测参数：垂深3 952.93 m，测深5 784 m）

1.2.4.2 低砂比、连续+段塞加砂方式 根据前期现场试验情况，低砂比、连续+段塞加砂方式适合滑溜水施工模式，能够降低加砂难度，增加裂缝的动态缝长，对于支撑剂在裂缝网络中的均匀铺置有很好的作用。

1.2.4.3 其他参数优化 支撑剂优选：前8段采用70/140目粉砂+40/70目石英砂，从第9段起采用70/140目粉陶+40/70目陶粒，占比为3比7，确保微裂缝被有效支撑，同时确保具有一定的裂缝导流能力；某深层页岩气井主体以70/140目支撑剂为主，平均单段比例占90%，裂缝导流能力有限。

射孔参数优化：缩短簇长集中能量射孔；降低总孔数，提高单孔流量，确保各簇均匀改造。

2 现场试验

2.1 压裂施工概况

根据DFIT测试，由Nolte-FR函数求得的地层压力为80.86 MPa，黄202井DFIT测试结果计算出地层压力系数为2.04，地层孔隙压力为91.297 MPa，决定每段加入20 m3盐酸，以此降低地层破裂压力。

采用密切割、高强度、大排量、可溶桥塞分段等先进的压裂设计技术，结合连续加砂、微地震实时监测等施工技术，最大限度增加裂缝复杂程度，提高压裂改造效果，该井30段加砂压裂累计加入液量60 155.85 m3、砂量4 212.23 t，最高施工压力115.1 MPa、最高施工排量16.1 m3/min，单段最高砂量163.67 t、平均砂量140.41 t，单段最高加砂强度3.50 t/m、平均加砂强度2.82 t/m。

2.2 微地震裂缝监测解释

黄202井微地震监测事件延伸方位，近井筒区域应力较为简单，基本沿着最大水平主应力方向延伸，为120°～135°，天然裂缝主要以破碎带形式存在，没有明显的方向性，A点附近的天然裂缝方向与井筒方向近平行，B点区域天然裂缝方位近南北向延伸。

参考国外页岩气压裂研究成果，利用水力压裂裂缝形成机理，分析压裂期间所形成的裂缝类型及改造效果，其原理示意图（见图1）。从图1中可以推测出，由拉伸形成的裂缝，事件点到射孔段的距离，随时间会越来越远；由剪切形成的裂缝，事件点到射孔段的距离，随时间变化较小。

图1 水力压裂裂缝形成机理

结合水力压裂裂缝形成机理，选取部分压裂段微地震事件与射孔的距离和压裂时间做交汇分析（见图2）。从图2可以看出，微地震形成的事件点大多比较分散，少部分比较集中，说明水力压裂过程中所形成的裂缝大多为较复杂的网状裂缝类型，部分段局部可能受裂缝带影响，表现出一定的线性裂缝特征。

图2 微地震事件点的交汇分析

2.3 储层改造体积和裂缝复杂度分析

M.J.Mayerhofer等[7]最先提出了储层改造体积SRV（Stimulated Reservoir Volume）的概念，并认为压裂过程中应尽可能增大储层改造体积。吴奇等[8]引进该定义，在国内首先提出了体积改造理念，并提出了广义和狭义体积改造的概念，SRV的计算公式如下：

式中：VSR-储层改造体积，m3；a-缝网长度，m；b-缝网宽度，m；h-缝网高度，m。

图3 储层改造体积定义与等效加密模型示意图

根据微地震事件所描述的裂缝网络特征，利用专项的水力压裂裂缝建模技术，构建离散裂缝网络模型，分析裂缝类型及相关性，估算总改造体积为5 086.1×104m3，平均单段改造体积为 225.2×104m3，整体改造效果较好。

裂缝复杂性指数定义为微地震裂缝监测的缝宽与缝长之比[9]：

式中：FCI-裂缝复杂指数；W-垂直方向压裂液波及范围的一半；L-压裂造缝半长。

表3 黄202井不同裂缝类型的关系

根据裂缝复杂指数分析，黄202井有9段实现了网络裂缝，21段微复杂裂缝。本井复杂指数主体在0.2～0.4，远远高于邻井（见表 3）。

进一步地，观察瞬时停泵后水击现象（见图4）。停泵后水击效应明显，可以认为液体在裂缝中的流速在急剧变化，表明裂缝复杂程度高。

进一步地观察停泵后的压降大小（见图5）。与邻井相比，停泵后15 min压降较快，平均降幅较大，裂缝渗透性好，裂缝改造体积大。

2.4 压后返排求产情况

压裂后放喷排液，7月3日8：00～8日20：00测试，历时132 h，井口套压从26.32MPa下降到23.72 MPa，平均套压为24.97 MPa，平均产气量22.37×104m3/d。截止到7月8日累计返排液量为8 781 m3，返排率为14.6%。

压后效果表明：黄202井在龙马溪组获得了工业气流，标志着璧山-合江区块深层页岩气勘探开发取得了新突破，揭示了该区块深层页岩气良好的勘探开发前景。同时，本井的顺利实施，也为四川盆地深层页岩气井在钻井技术、导向技术、压裂工艺技术及其他配套工艺技术等方面积累了宝贵的经验，有望获得商业突破。

图4 停泵后压力震荡图

图5 压降大小对比图

3 认识和建议

（1）根据微地震监测成果，可以看出在近井筒区域事件延伸方位变化不大，基本沿着水平最大主应力方向，局部受天然裂缝破碎带影响与井轨迹方位存在一定的夹角。根据微地震监测成果分析，本次压裂形成的裂缝，单段平均延伸长为377 m左右，裂缝带宽平均在91 m左右，平均高度在75 m左右，改造效果较好。

（2）全程低黏滑溜水适宜于本井高脆性储层特征，有利于提高缝网体积，黄202井压后SRV为5 742×104m3，较邻区足201-H1井提高105%。

（3）要解决深层页岩气体积改造难题，需要坚持使用滑溜水+陶粒主体工艺，支撑剂以大粒径支撑剂为主，推广密切割+高强度加砂工艺，进一步提高加砂强度至3 t/m，同时保证较高的施工排量（15 m3/min以上）。