郭建春 赵志红 路千里 尹丛彬 陈朝刚

1. “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司3.重庆页岩气勘探开发有限责任公司

0 引言

页岩气储层埋深介于3 500～4 500 m的被界定为深层页岩气[1-3]，借鉴四川盆地3 500 m以浅页岩气规模效益开发的成功经验，深层页岩气效益开发已经取得了初步的技术进展，目前主要形成了密切割分段压裂[2]、大孔径等孔径射孔[4]、变黏度压裂液多级交替注入[5]、大排量低黏滑溜水加砂[6]、大规模高强度小粒径组合支撑剂和暂堵转向改造[7]等工艺技术，其主要目的是增加深层页岩储层裂缝的复杂程度、维持高闭合压力下的支撑裂缝导流能力。但现场实践表明，深层页岩气总体开发效果还不够理想，尚不能满足深层页岩气规模效益开发的要求[8]。水平井分段多簇压裂技术在深页岩气的勘探开发中遭遇重大挑战，主要是由于随着埋藏深度的增加，构造复杂程度、地层温度和压力增加，地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都不同程度的增大[4]。这导致了深层页岩储层压裂面临以下亟待解决的问题：①深层高应力下页岩脆性与可压性评价；②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展；③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置；④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑；⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。对上述问题认识不清，导致深层页岩压裂形成的裂缝网络复杂程度和支撑效率低、改造体积小，在一定程度上使得深层页岩气井虽然通常初始产量较高，但递减速度快（第1年递减率常常大于80%[9]）。……