余致理 肖 晖 宋 伟 郭高峰 徐 吉 梁朝阳 刘 辉 胡志国

(1. 中国石油西南油气田分公司 重庆气矿， 重庆 400021;2. 重庆科技学院 石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

0 前 言

通常，深层页岩气藏的埋深介于3 500～4 500 m，超深层页岩气藏的埋深大于4 500 m[1]。自2010年开发出第一口页岩气井以来，我国中浅层页岩气开发工作取得了很大成绩[2]。目前，页岩气勘探开发工作正向着川南和渝西等深层页岩气区推进[3]。据估算，深层页岩气的勘探潜力巨大，其资源量有可能是中浅层页岩气的两倍[4]。随着埋深加大，深层页岩气藏更加明显地表现出致密化程度高、构造复杂、岩石塑性强、地应力较大、裂缝欠发育等特点[5-6]，使得地层起裂难度加大、闭合压力和施工压力升高、裂缝复杂程度降低[7-9]，进而导致页岩气稳产能力变差、可采储量降低[10-11]。

H202井区位于渝西深层页岩气区，其中龙马溪组 — 五峰组为目的层，垂深为4 200～4 300 m，产出气为典型的深层页岩气。该井区的H3平台上共布置4口水平井，均已完成压裂作业。在同等地质条件下，这4口水平井的压裂后测试产量低于同区块其他井，这为后期深层页岩气平台压裂作业的实施带来了较大的不确定性。为了确保平稳作业，本次研究将从可压性、压裂设计与实施、压后裂缝形态与排采等方面对H3平台进行评价，从中分析该平台压裂中的主要问题。

1 页岩储层可压性分析

1.1 物质基础

H202井区先导试验井位的部署情况如图1所示。结合水平井测井解释成果，采用水平段厚度加权平均法计算出H3平台的相关指标：水平段TOC为5.8%；……