蒋 海，肖 阳，王 栋，刘子平，王家豪，赵 地，邹龙庆

(1.中国石油川庆钻探工程公司，四川 成都 610051；2.成都理工大学，四川 成都 610059；3.成都理工阳光能源科技有限公司，四川 成都 610059；4.揭阳中石油昆仑燃气有限公司，广东 揭阳 515300)

0 引 言

页岩气储层一般具有地质结构复杂、储层非均质性强、储层埋藏较深、压裂改造难度较大、单井开发成本高的特点[1-3]，目前主要的改造思路是优化簇数、簇间距和射孔位置[4-10]。高新平等[11]利用石英砂代替陶粒以达到降本增效的目的。Fu等[12]在对水力裂缝几何形态进行准确表征的基础上，结合地应力分布，通过数值模拟方法，构建了一套多级水力压裂优化设计方法，该方法成功应用于鄂尔多斯盆地页岩气井，取得了较好的增产效果。在吉木萨尔页岩储层开发中，结合弱面理论[13-14]，通过LRA、GRA分析[15]，明确了对改造效果影响较为明显的工程参数。Wigwe等[16]研究了支撑剂密度、压裂液黏度和注入速率等因素对水力裂缝扩展的影响。

威远页岩气区块前期一般采用常规压裂技术进行水平井压裂，压裂效果较差，产量增幅较小，达不到预期改造效果。为此，对威AH1平台进行压裂改造时，借鉴前人研究思路，基于三维地质模型属性和三维地质力学模型，建立了一体化压裂模型，利用模型对施工排量、液量、砂比、压裂簇数和加砂方式等参数进行优化分析。将优化的结果运用于实际压裂施工中，提升了压裂设计的针对性和匹配性，实现了页岩储层开发效益最大化。

1 地质概况

威远构造位于川中古隆起平缓构造区威远-龙女寺构造群，为乐山-龙女寺加里东古隆起上形成的巨型近穹隆状的背斜构造，呈北东东向展布。威AH井区地层整体呈北陡南缓、西浅南深趋势，西北部为威远构造东南翼，呈单斜分布，井区中南部为向南下倾的鼻突，其西南方向为新店场向斜，东南方向为庙坝向斜。鼻突倾没端构造相对主体构造变得更加宽缓，褶皱幅度较低，整体而言区内断层数量较少，且断层规模较小。根据威远地区实钻资料显示，威远地区页岩气储层为志留系龙马溪组龙一1亚段优质页岩段。由于受乐山-龙女寺古隆起的影响，厚度分布不均，一般为0～600 m，向威远的东南方向变厚，在威AH1平台达448 m。龙一1亚段岩性以灰黑色页岩为主，自上而下颜色逐渐加深，底部为黑色页岩。龙一1亚段脆性矿物含量为18.1%～97.8%，平均为68.18%；孔隙度为1.19%～11.84%，平均为6.13%，渗透率为0.08～1.04 mD。

2 威AH1平台一体化压裂模型

2.1 三维地质属性模型

综合井区地震解释、测井解释等资料和气藏精细描述认识，建立了威AH1平台的三维地质属性模型(图1)，包括蚂蚁体追踪的天然裂缝分布模型(图2，图中红色线为水平井轨迹)。建立地质模型时将龙马溪组自上而下分为龙二段、龙一段；龙一段自上而下分为龙一2亚段、龙一1亚段；龙马溪组底部龙一1亚段自上而下细分为龙一14、龙一13、龙一12、龙一11共4个小层。所建地质模型网格总数为392×460×11=1983520，网格步长为10 m×10 m。其中，龙一2亚段垂向高度为13.98 m，龙一14小层垂向高度为10.69 m，龙一13小层垂向高度为0.78 m，龙一12小层垂向高度为0.83 m，龙一11小层垂向高度为4.63 m。

图1 三维地质属性模型Fig.1 The 3D geological attribute model

2.2 三维地质力学模型

在单井三轴岩石力学实验、声发射实验数据分析基础上，基于测井解释的杨氏模量、泊松比和各向应力等数据，通过动、静态校正建立威AH1井区一维岩石力学剖面。综合威AH1平台地质属性模型和一维岩石力学剖面，基于深部成岩理论，考虑上覆岩石、基底和围岩的影响，加载周向水平应力模拟成岩过程，建立威AH1井区三维地质力学模型(图3)，为压裂模型的建立提供地质力学依据。所建立的威AH1地质力学模型杨氏模量为40～55 GPa，泊松比为0.24左右，最小水平主应力为69 MPa左右，最大水平主应力为82 MPa左右。

图2 蚂蚁体天然裂缝分布模型Fig.2 The distribution model of natural fractures in ant body

2.3 威AH1平台一体化压裂模型

常规的水力压裂模拟中，储层大多是均值模型，其无法表征真实储层的孔渗饱属性的连续分布及地应力场的非均质性，且其将复杂的缝网体系简化为正交线网模型，不能满足致密储层体积改造的要求。因此，为了对储层改造效果、水力裂缝的展布、水力裂缝和天然裂缝的相互作用进行更加精细的评价，需结合三维地质属性模型、天然裂缝分布模型、地质力学模型，建立一体化压裂模型(图4，黑色线为水平井轨迹)。一体化压裂模型采用UFM模型[17]，能够模拟复杂裂缝网络中裂缝的扩展、变形和流体流动，水力裂缝与天然裂缝的相互作用，以及相邻水力裂缝分支之间的相互作用。

图3 三维地质力学模型Fig.3 The 3D geomechanical model

图4 威AH1平台一体化压裂模型Fig.4 The integrated fracturing model of Wei AH1 platform

将威AH1平台微地震测试结果和一体化压裂模型模拟结果进行对比(共计8口井200段)，微地震测试缝网平均长度为346.63 m，缝网高度为40.53 m，一体化压裂模型模拟计算缝网长度为319.37 m，缝网高度为39.45 m，缝网长度误差为7.86%，高度误差为2.66%，认为建立的一体化压裂模型可满足现场模拟需要。

3 体积压裂施工参数优化研究

按照实际施工数据设计初始模拟参数：单簇压裂液量为328 m3，平均砂比为7.9%，单段压裂簇数为7簇，簇间距为11.3 m。采用单因素法先对压裂施工排量进行优化(设计模拟施工排量为10～28 m3/min)，然后改变单一参数值，对相应的参数进行模拟计算和优化。

3.1 压裂施工排量优化

施工排量为10～28 m3/min时压裂缝网分布见图5，支撑面积和压裂缝长度见图6。由图5、6可知：随着排量从10 m3/min增至24 m3/min，压裂缝长度、宽度和支撑面积均呈现增加趋势；当排量大于24 m3/min时，压裂缝长度先增加，随后受到缝高和缝宽的影响，裂缝延伸困难，压裂缝长度和支撑面积开始呈现下降趋势，虽然施工排量增加，但总体压裂效果并没有提高，同时考虑成本因素，推荐最优排量为20～24 m3/min。

图5 不同排量下的压裂缝网分布Fig.5 The distribution of fracturing network under different displacements

图6 排量对压裂缝网的影响Fig.6 The influence of displacement on fracturing network

3.2 压裂液量优化

单簇压裂液量为200～650 m3时的支撑面积和压裂缝长度曲线如图7所示。由图7可知：随着单簇压裂液量从200 m3增至400 m3，压裂缝长度和支撑面积整体呈现增加趋势，在单簇压裂液量超过400 m3后，受到缝高、缝宽和压裂液滤失等因素的共同影响，压裂缝长度和支撑面积增加幅度明显减缓。因此，推荐最优化单簇压裂液量为350～400 m3。

图7 单簇压裂液量对压裂缝网的影响曲线Fig.7 The influence curve of single cluster fracturing fluid volume on fracturing network

3.3 砂比优化

平均砂比为5%～23%时，压裂缝长度和支撑面积曲线如图8所示。由图8可知：平均砂比为5%～9%时，随着砂比的增加，压裂缝长度和支撑面积显著提升；平均砂比为9%～11%时，压裂效果达到最佳；当平均砂比超过11%后，裂缝局部出现砂堵，改造效果变差，压裂缝长度和支撑面积总体呈现下降趋势。因此，最终确定最优化平均砂比为9%～11%。

图8 砂比对压裂缝网的影响曲线Fig.8 The influence curve of sand ratio on fracturing network

3.4 压裂簇数优化

压裂簇数为3～12簇时压裂缝长度和支撑面积曲线见图9。由图9可知：随着压裂簇数从3簇增至4簇，压裂缝长度和支撑面积呈现增加趋势，在簇数超过4簇后，受总体压裂排量的限制，排量对于每簇裂缝的改造效果减弱，部分裂缝无法有效打开和成功改造，压裂缝长度和支撑面积总体呈现下降趋势。因此，最终确定最优化压裂簇数为4簇，对应的簇间距为18 m。

图9 簇数对压裂缝网的影响曲线Fig.9 The influence curve of the number of clusters on the fracturing network

3.5 混合支撑剂优化研究

威AH1平台水平段长度在1 800 m左右，分段分簇多，支撑剂使用量较大，需要考虑部分采用石英砂替代支撑剂。因此，需要研究粉砂和陶粒比例以及注入方式对压裂缝网的影响。

3.5.1 混合支撑剂配比优化

设计了6组混合支撑剂：全粉砂(相同粒径)、全粉砂(不同粒径)、全陶粒(相同粒径)、全陶粒(不同粒径)、粉砂与陶粒比为6∶4、粉砂与陶粒比为8∶2。为表述方便，分别以混合支撑剂A—F命名。混合支撑剂对压裂缝网的影响见图10。

图10 混合支撑剂对人工缝网的影响曲线Fig.10 The influence curve of mixed proppant on artificial fracture network

由图10可知：全陶粒(不同粒径)支撑剂获得的压裂缝长度、支撑面积和改造体积最大，但粉砂与陶粒比为8∶2的混合支撑剂也可获得较高的人工缝网参数，同时大幅降低陶粒的使用量，节约施工成本。因此，推荐使用粉砂与陶粒比为8∶2的混合支撑剂。

3.5.2 混合支撑剂注入方式优化

选择粉砂与陶粒比为8∶2的混合支撑剂，在相同支撑剂用量的前提下，设置笼统注入和分级注入2种注入方式，分析注入方式对压裂缝网的影响(表1、图11)。由表1可知：分级注入方式可以获得更好的压裂缝网参数。

表1 支撑剂注入方式对人工缝网的影响Table 1 The influence of proppant injection method on artificial fracture network

由图11可知：粉砂与陶粒比为8∶2的混合支撑剂分级注入方式下，陶粒可对近井主裂缝形成有效支撑(黄色区域)，粉砂对远端和分支缝网形成有效支撑(深蓝色区域)，无支撑剂的裂缝数量明显减少(粉色区域)，压裂效果得到明显提高。

图11 支撑剂分布Fig.11 The proppant distribution

4 现场应用

页岩气体积改造人工缝网优化设计方法在威AH1平台应用8口井，现已全部完成压裂施工。与压裂之前相比，日产气量提高30%。以威AH1-1井为例，该井水平段埋深为2 888～3 121 m，龙一11小层储层钻遇率高，钻遇率达到100%。龙一11小层厚度较大(6.4 m)，原始地层压力系数较高(1.75)。对威AH1-1井进行压裂时，运用地质工程一体化体积压裂人工缝网技术，结合前文优化的压裂施工参数，获得了较好的压裂效果。威AH1-1井压裂缝长度为48～55 m，平均长度为51 m，单段压裂4簇；平均单段压裂液量为1 500 m3左右，平均用液强度为29.41 m3/m；平均单段砂量为84 t，平均加砂强度为1.64 t/m；压裂排量21 m3/min左右。压裂后，威AH1-1井的初始日产气量最高达到了54×104m3/d，累计产气1.50×108m3。而相邻的威AH2-1井，地质条件基本相似，采用常规压裂方法，初始日产气量最高仅为26×104m3/d，累计产气量为0.64×108m3。

5 结 论

(1) 威远页岩气区块地质、工程条件复杂，基于地质工程一体化理念，综合地质属性模型和基于深部成岩理论的地质力学模型，建立了威AH1平台一体化压裂模型。该模型能够更真实地体现储层人工缝网发育情况，与微地震测试结果匹配程度较高。

(2) 利用威AH1平台一体化压裂模型，对压裂施工排量、压裂液量、砂比、分簇数量混合支撑剂配比与注入方式进行了优化研究，研究结果在威AH1平台取得了较好应用效果。