李仕钊 陈贞龙

中国石化华东油气分公司勘探开发研究院

0 引言

页岩气藏储层主要是富含有机质的泥页岩，与致密砂岩相比，其孔隙更小，渗透率更低，纳米孔隙、有机质孔隙、微裂缝是其主要的储集空间。为实现页岩气藏的有效开发，广泛采用水平井钻探方式并进行多段水力压裂来实施开采[1]，而压裂效果的评价对于指导压裂施工以及调整生产措施有着重要的作用[2]。

压裂效果评价又分为压裂施工效果及压后试气试采效果[3]，其中前者独立于后者又为后者所反映。压裂施工效果侧重评价压裂施工对储层改造的规模及复杂程度，而压后试气试采效果主要反映单井的试采效果，以单井最终可采储量（EUR）等参数反映。当前对压裂改造效果评价方法主要有产能评价法、裂缝监测法、经济评价法、模糊综合评价法、层次分析法等[4-5]。以上方法通过单井产气效果、地下裂缝展布范围及形态，经济效益等不同方面描述并评价了页岩气井的压裂效果，对引起不同压裂效果的影响因素分析较为欠缺。开发经验表明，气藏压裂效果不但与储层物性、含气性及地应力等自然条件有关，也与施工液量、施工砂量、施工排量及平均砂比等人为因素有关。在这些因素构成的影响因素体系中，各个因素关系复杂，甚至有些因素对压裂效果的影响程度不能给予精确评价，每种因素的评判结果也不很确切。

笔者为明确影响压裂效果的各项因素，达到优化压裂施工设计的目的，首先对可能影响压裂效果的各项因素进行分析，认为众因素与压裂效果之间均存在线性相关关系，故利用多元线性回归方法对各项压裂效果影响因素进行权重分析，最终通过建立模糊综合评价体系对单井压裂效果进行打分评价。

1 工区概况

平桥南区构造上隶属于四川盆地东部高陡褶皱带万县复向斜南部的平桥背斜带，为受东西两侧断层所控制的细长断背斜[6]，目的层系为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，静态指标上，目的层埋深2 600～4 500 m，地应力60～110 MPa，优质页岩段实测TOC平均为3.4%，含气量普遍大于4.2 m3/t，但平面上由北向南、由西到东，页岩厚度有所减薄，孔隙度一般介于3.8%～4.6%；背斜轴部构造缝裂缝密度介于1.75～5.25条/m，高于两翼0.28条/m；区块内单井试气段长介于1 066～1 898 m，压裂单段范围64～85 m，在压裂施工参数上，加砂强度范围0.72～1.26 m3/m，平均0.95 m3/m，每米液量范围22.3～36.3 m3/m，平均27.1 m3/m。目前产气1.34×104～ 7.41×104m3/d，评价后单井EUR介于 0.68×108～ 1.47×108m3。单井不同的地质特征以及施工工艺参数导致最终压裂效果不尽相同，最终影响了单井EUR。

2 页岩气压裂效果影响因素

页岩储层要形成一定规模的人工裂缝，受到地质及工程两方面众多因素的影响，每种因素对压裂效果的影响也有所区别。其中影响页岩储层压裂缝延伸的地质因素包含压裂段储层的岩矿成分（脆性矿物含量），力学性质、地应力方向及大小、微裂缝展布等方面[7-9]，而产气效果不仅与储层地化指标有关，也与压裂效果息息相关。

2.1 地质因素

2.1.1 矿物组分及岩石力学性质

脆性越强，杨氏模量越大，泊松比越小，在压裂作用下越易形成诱导缝网，形成复杂人工裂缝[10]，因停泵压力与停泵压降2个指标可间接反映压后裂缝规模及复杂程度[11]，将工区内矿物组分及岩石力学性质参数与停泵压力做相关性分析，可知区块内矿物组分、岩石力学性质对裂缝复杂程度的影响不太明显。

2.1.2 天然裂缝

天然裂缝越发育，人工裂缝越容易与天然微裂缝进行沟通并延伸形成复杂缝网。天然裂缝可使用地震曲率间接表征，研究区块曲率整体呈条带状发育。由曲率与G函数波动次数、停泵压力及停泵压降相关性分析可知，曲率绝对值与G函数波动，停泵压力及停泵压降均有一定负相关特征，认为：曲率绝对值越高，微裂缝越发育，压裂施工难度越低。

2.1.3 应力场的作用

应力场对压裂效果的影响主要存在于地应力方向、大小以及不同应力差异系数上，其中，水平主应力差大则主要形成以主缝加分支缝的裂缝类型[12]，水平主应力差小则主要形成复杂裂缝以及剪切裂缝类型[13]。同时随着储层埋深增加，垂向应力差和水平应力差增大，导致层理缝开启困难，并且泊松比增大，地层塑性增强，增加了压裂的难度[14]。

由于破裂压力一定程度上反映地应力大小，故对工区内压裂段埋深与破裂压力进行对比（图1），可知埋深3 700～3 800 m处存在应力拐点，3 800 m以浅破裂压力随深度缓慢上升，3 800 m以深破裂压力发生突变。

图1 压裂段埋深与破裂压力相关图

根据弹性力学理论和岩石破裂准则，裂缝总是沿着垂直于最小水平主应力的方向启裂[15]，通过统计区块内单井压裂段方位与最小水平主应力的夹角与施工压力参数的关系，可知单井水平段方位角与最小水平主应力的夹角越大，压裂难度越大[16]，反映到破裂压力（图2-a）与停泵压力（图2-b）相应增高。

图2 最小水平主应力夹角与施工压力关系图

2.1.4 储层物性及含气性

页岩气井要实现高产稳产，除了要形成复杂缝网，使天然气分子能够通过人工裂缝开采出来，页岩气储层参数包括渗透率、孔隙度、有机碳含量（TOC）与含气量、含气饱和度等对压后试气试采效果起到至关重要的作用。

由工区气井试气段TOC、含气量与每米产气量（同等试气条件下单位水平井长度的测试产量）的相关性图可知，TOC越高单位产气量越高（图3-a），含气量越高单位产气量越高（图3-b）。

图3 单井TOC、含气量与每米产气量关系图

2.2 工程因素

页岩储层形成体积裂缝除受到地质因素控制外，工程因素也同样重要。其包含排量，压裂规模、压裂液黏度，支撑剂以及铺砂浓度[17]。

2.2.1 排量

对于页岩气水力压裂，采取大排量施工是提升施工净压力的手段，大排量不仅可以促进缝网的形成，使整个裂缝内的流体压力越高，也会使缝宽变宽，提升支撑剂通过转向延伸裂缝段的能力[18]。区块单井压裂施工排量一般10～18 m3/min。

2.2.2 压裂规模

压裂改造规模即压裂施工中注入的总液量及总砂量，充足的压裂液可使储层缝网更加扩张，裂缝缝网延伸长度增加，同时也提高了缝网的复杂程度。

通过对工区内JY197-3HF井、JY207平台，JY208-3HF井进行微地震监测，获得了包括：地下裂缝类型，裂缝长度、方向、缝宽、缝高等参数。通过该井监测每段施工液量与微地震发生事件数、监测裂缝的长度做出散点图可知：裂缝半长、微地震事件数量与单段施工砂量（图4-a）及液量（图4-b）呈明显线性关系。

图4 微地震监测裂缝面积与施工规模关系图

2.2.3 压裂液及支撑剂

高黏度压裂液注入井筒之后较易形成主裂缝的扩展模式，基本不与天然裂缝发生作用；低黏度压裂液注入井筒之后，裂缝倾向与天然裂缝一起作用产生延伸，形成较为复杂的裂缝扩展模式。

区块单井压裂施工主要采取段塞式加砂与连续加砂相结合、变粒径混合加砂等加砂模式，以实现裂缝多级支撑。前期采用粉陶打磨降滤失，支撑远端微裂缝，平桥南区压裂井粉陶平均占总砂量的33%，中期选取40/70目低密度陶粒作为主要支撑剂，通常占比60%，后期加入30/50目低密度陶粒，确保近井地带支撑效果，一般占比7%。由于工区内压裂支撑剂类型均为陶粒，故支撑剂方面仅分析粒径大小即可。

由中粗粒径占比与计算储层改造体积（SRV）相关性图可知，粗粒径占比越多，SRV相对越大（图5）。

图5 中粗粒径占比与计算SRV相关图

2.2.4 铺砂浓度

在条件允许情况下，压裂施工均会尽可能提高砂比，即提高铺砂浓度，达到提高裂缝导流能力的目的。平桥南区压裂施工一般砂比介于11%～14%，最高19%，与SRV有较好的正相关性。

3 影响因素权重分析

由上文压裂效果影响因素分析可知，各影响因素与评价指标之间相关性强弱不一，但均为线性相关关系，故可以使用多元线性回归方法进行分析。笔者基于统计产品与服务解决方案（SPSS）进行分析，采用的因素筛选策略为向后筛选策略：该策略首先将全部解释变量带入进行分析，求出回归方程，再不断剔除次要影响因素，直至无法剔除。并由剔除因素的顺序确定各影响因素权重。

针对研究内容，带入全部压裂效果影响因素，影响因素作为自变量，因变量分别为压裂施工效果评价指标以及压后试气试采效果评价指标。

3.1 压裂施工效果因素

针对压裂施工效果，引入每米液量、埋深、曲率、加砂强度、最高砂比，粗粒径占比、与最小水平主应力夹角七个参数，使用SPSS做多元线性回归分析。

由于停泵压力可反映压后储层产生裂缝的连通及复杂程度，认为压力越低，压裂效果越好。故使用停泵压力作为评价指标进行评价，得到不断剔除次要因素后的可用模型：模型1至模型4（表1）。

表1 平桥南区停泵压力评价模型展示表

其中，模型1的回归方程为：

式中ps表示停泵压力，MPa；Fm表示每米液量，m3/m；Sm表示加砂强度，m3/m；D表示埋深，m；Ang表示与最小水平主应力夹角，（°）；Cu表示曲率值，无量纲。

根据剔除影响因素顺序可知影响因素权重排序：每米砂量、每米液量＞埋深＞曲率＞应力夹角。

3.2 压后试气试采效果因素

在单井压裂施工效果评价的基础上，引入单井地质条件中的含气性、储层物性等因素对压后试气试采效果进行综合评价，使用单井EUR作为评价指标进行评价。

引入的地质影响因素包含：气测全烃、TOC、孔隙度、渗透率、游离气、总含气、含气饱和度，试气段长；加入压裂施工效果评价结果（使用停泵压力）使用SPSS做多元线性回归分析。

经过回归分析，剔除影响较小的因素后得到以单井EUR作为因变量的线性回归模型（表2），结合3种指标得出影响因素权重排序。

表2 平桥南区单井EUR评价模型展示表

其中，模型1的回归方程为：

式中Yg表示游离气，m3/t；Tg表示总含气，m3/t；K表示渗透率，mD；ps表示停泵压力，MPa；Sl表示试气段长，m；Gl表示气测全烃占比。

根据剔除影响因素顺序可知影响因素权重排序：游离气、总含气＞压裂效果＞渗透率＞试气段长＞气测全烃。

4 模糊综合评价体系

由影响因素权重分析结果对各影响因素进行权重系数赋值，再根据压裂效果的各影响因素取值范围对其进行评价打分。所有因素得分乘以其系数后相加最终得到评价结果。最终以此建立平桥南区单井的压裂效果综合评价体系。将评价结果与计算压裂改造系数以及单井EUR进行对比可知（图6），模糊综合评价结果与压裂改造系数以及单井EUR评价结果较为吻合，认为该评价方法作为评价单井压裂效果的一种方法较为可靠。

图6 模糊综合评价结果与压裂改造系数、计算单井EUR对比图

5 评价结果应用

根据模糊综合评价结果分布情况，平桥南地区页岩气井压裂施工效果以及压后试气试采效果可评价出3类（表3）。

表3 平桥南区压裂效果评价分类统计表

由表3可知，评价结果对后期重复压裂施工具有重要参考意义，建议优先对压裂施工效果以及压后试气试采效果均较差的井进行重复压裂施工，例如JY197-6HF井等。

模糊综合评价体系中认为压裂施工效果在压后试气试采效果中起到重要作用，故在相同的地质条件下，压裂施工效果显得尤为重要，为切实提高压裂效果，在后续页岩气井地质设计上可进一步采取2步措施：①在部署邻区井位时，结合区域地应力情况，调整水平井压裂段方位与最小水平主应力尽量平行，以确保较好的压裂效果；②分段密切割的施工思路，通过缩短段长相对加强压裂规模及铺砂浓度以提高压裂效果。

6 结论

1）从地质及工程两方面确定了压裂改造效果的影响因素，并使用多元线性回归方法确定各影响因素权重大小：评价单井压裂施工效果影响因素权重依次为：每米砂量、每米液量＞埋深＞曲率＞应力夹角。评价单井压后试气试采效果影响因素权重依次为：游离气、总含气＞压裂效果＞渗透率＞试气段长＞气测全烃。

2）通过模糊数学评判法建立的区块压裂改造评价体系与现有的压裂改造系数法以及单井EUR等评价结果较吻合，认为方法可靠。

3）压裂改造评价体系对后续重复压裂施工具有重要参考意义，其中压裂施工效果对压后试气试采效果起着关键作用。