我国页岩气藏埋深为2 300~4 500 m，技术可采资源量居全球之首，高达36万亿m³，是常规天然气的1.6倍^[1-3]。近年来，随着垂深3 500 m以内的中深层页岩气勘探开发进程的加深，涪陵、长宁、威远等国家级页岩气示范区开发重点区域逐渐向深层页岩转移。

据估算，仅四川盆地的大焦石坝、丁山、南川等地区，垂深超过3 500 m的深层页岩气资源量达4 612亿m³，是保持页岩气产量持续稳定增长的重要领域^{[4, 5]}，但深层页岩气井在压裂施工中面临压力高（90~110 MPa）、排量受限（10~14 m³/min甚至更低）、加砂困难（估算裂缝导流能力为中深层页岩的1/5左右）等难题^[4-10]，压裂后初产低且递减快，尚未实现经济开发。究其原因，页岩在高温、高压条件下塑性特征明显，裂缝起裂、扩展困难，裂缝窄、改造体积偏小，形成多尺度裂缝系统的难度较中深层大幅增加^[9-12]。因此，须建立深层页岩裂缝扩展模型，并利用微地震监测结果，通过大量裂缝扩展动态预测模拟，确定影响裂缝形态的主控因素，以期在现场深井应用获得较好的测试产量，对提高深层页岩气井的压裂有效改造体积提供依据。

页岩储层的层理及天然裂缝发育，同一段内射孔簇数高达6~9簇，压裂后大量相互连通的主-支裂缝体系是页岩气在储层中的主要流动通道。由于常规的裂缝扩展模型难以刻画主-支裂缝体系的延伸，因此，须用Meyer软件进行精细化建模，具体如下：①解释导眼井测井数据并利用实验结果校正，建立连续的纵向岩石力学及地应力剖面；②根据钻井轨迹及套管参数建立水平井筒模型；③采用离散裂缝网络模型（DFN）表征主裂缝与支裂缝，根据区块地质资料，设置主裂缝延伸方向（x）、垂直主裂缝方向（y）及缝高方向（z）的支裂缝密度分别为25 m/条、10 m/条和3.6 m/条；④基于已压裂井微地震监测及产剖测试结果，设置压裂段内各射孔簇的流量系数，表征实际压裂段各簇非均匀进液情况；⑤压裂液及支撑剂性能参数由室内实验数据获得。

以川东南某深层页岩气区块为例，建立该区块水平井压裂裂缝扩展模型。所用基础数据如下：五峰组-龙马溪组页岩储层的①~⑨号层黏土矿物体积分数为31.6%~56.5%，硅质矿物体积分数为32.5%~54.6%，杨氏模量为34.4~39.9 GPa，泊松比为0.24~0.27，最小水平主应力梯度为0.021~ 0.023 MPa / m，最大水平主应力梯度为0.025~ 0.028 MPa/m；水平井单段压裂液量为1 800~2 000 m³（滑溜水的黏度为9~12 mPa∙s，胶液黏度为30~ 40 mPa∙s），砂量为40~75 m³[70/140目（0.104~ 0.212 mm）粉陶体积的密度为1.76 g/cm³，40/70目（0.212~0.420 mm）和30/50目（0.297~0.590 mm）覆膜陶粒体积密度为1.45 g/cm³]，施工排量为12~ 16 m³/min。以大量微地震监测统计结果为基础，对该区块天然裂缝及岩石力学模型进行校正拟合，各参数调整范围不超过10%。某簇模拟裂缝网络系统如图 1所示。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 裂缝网络系统 Fig. 1 Fracture network with different width

为验证模型的准确性，以该区H深井为例，该井A靶点斜深为3 849 m，垂深为3 640 m；B靶点斜深为4 980 m，垂深为3 895 m，水平段长度为1 131 m。采用139.7 mm套管完井，抗内压强度为117 MPa，抗外压强度为128 MPa。井轨迹穿行④~ ⑨号层，共压裂18段38簇，水平段每段2~3簇螺旋射孔，20孔/m。单段压裂液量为1 805~2 033 m³，砂量为50.1~74.5 m³，泵注排量为13~16 m³/min。典型压裂段的裂缝扩展形态反演结果如图 2所示，从图中可以看出，裂缝在不同小层扩展形态差异较大，当射孔位置位于⑦号层及以上时，裂缝易在龙马溪组页岩上部扩展；当射孔位置位于⑥号层及以下时，裂缝易在龙马溪组页岩下部扩展；施工结束后，作用在裂缝壁面的应力导致部分裂缝闭合，波及裂缝体积中仅有1/3实现了有效支撑。微地震监测结果可为裂缝形态观测提供一定的指导意义。表 1和表 2为H井不同层位典型压裂段裂缝形态反演结果（波及值），与该井微地震监测结果进行对比，两者一致性较好，其中半缝长模拟误差为7.4%，缝高模拟误差为16.7%，平均模拟误差为12%。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 H井不同层位典型压裂段裂缝形态反演结果 Fig. 2 Typical fracture geometry simulation result in different layers of well H

表 1(Table 1)

表 1 H井模拟半缝长与监测半缝长对比 Table 1 Contrast of fracture half-length by simulating result and microseismic monitoring data of well H 压裂小层 模拟支撑半缝长/m 模拟波及半缝长/m 监测半缝长/m 模拟误差/% ⑨号层 182.0 329.8 337.3 2.2 ⑧号层 176.2 304.2 290.6 4.7 ⑦号层 212.2 318.3 385.0 17.3 ⑥号层 203.5 349.8 376.2 7.0 ⑤号层 149.1 256.5 286.0 10.3 ④号层 123.2 301.6 310.0 2.7 平均值 174.4 310.0 330.9 7.4

下载CSV 表 1 H井模拟半缝长与监测半缝长对比 Table 1 Contrast of fracture half-length by simulating result and microseismic monitoring data of well H

表 2(Table 2)

表 2 H井模拟缝高与监测缝高对比 Table 2 Contrast of fracture height by simulating result and microseismic monitoring data of well H 压裂小层 模拟支撑缝高/m 模拟波及缝高/m 监测缝高/m 模拟误差/% ⑨号层 41.4 65.2 70.0 6.9 ⑧号层 32.7 67.9 81.7 16.9 ⑦号层 50.3 81.6 95.0 14.1 ⑥号层 42.2 61.1 81.0 24.6 ⑤号层 38.5 59.3 65.0 8.8 ④号层 39.2 49.6 70.0 29.1 平均值 40.7 64.1 77.1 16.7

下载CSV 表 2 H井模拟缝高与监测缝高对比 Table 2 Contrast of fracture height by simulating result and microseismic monitoring data of well H

根据国内外页岩气井压裂实践经验^[4-11]，为了获得影响深层页岩压裂裂缝形态的主控因素，选取压裂设计与施工中的关键参数：液量、排量、单段簇数和压裂液黏度，进行4个因素4个水平正交方案设计（表 3）。通过16个方案的裂缝形态参数和SRV随时间的变化规律（图 3），可将裂缝扩展分为2个明显的阶段：①裂缝快速生成期，在压裂施工的初始1/5~1/4时间段内（前置液及粉砂段塞式加砂阶段），裂缝雏形迅速形成，主缝缝长可扩展至最终长度的40%~60%，主缝缝高可扩展至最终高度的50%~70%，主缝缝宽可扩展至最终宽度的60%~80%，此阶段以造主缝为主，加砂为辅。②裂缝缓慢增长期，后续时间（主加砂阶段）主裂缝继续缓慢扩展，裂缝形态以增加复杂度为主，SRV基本呈线性增加趋势，此阶段兼顾增大改造体积和加砂。

表 3(Table 3)

表 3 正交方案设计 Table 3 Orthogonal design 方案编号 液量/m3 排量/（m3·min-1） 簇数 黏度/（mPa·s） 1 1 400 10 2 3 2 1 400 12 3 40 3 1 400 14 4 80 4 1 400 16 5 100 5 1 600 10 3 80 6 1 600 12 2 100 7 1 600 14 5 3 8 1 600 16 4 40 9 1 800 10 4 100 10 1 800 12 5 80 11 1 800 14 2 40 12 1 800 16 3 3 13 2 000 10 5 40 14 2 000 12 4 3 15 2 000 14 3 100 16 2 000 16 2 80

下载CSV 表 3 正交方案设计 Table 3 Orthogonal design

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 不同方案裂缝动态扩展随时间的变化规律 Fig. 3 Fracture geometry change with time of each scheme

鉴于缝长、缝高和缝宽这3个裂缝形态参数所具有的相似演化规律，对于深层页岩，确保足够的造缝宽度对压裂施工尤为重要^{[4, 5, 9-11]}。缝宽过窄极易导致施工压力对支撑剂粒径和砂比敏感，具有较高的砂堵风险，达不到理想的改造效果。方差分析结果表明（表 4），压裂液黏度、单段簇数和排量均是影响缝宽的主要因素；同理，液量和压裂液黏度均是影响SRV的主要因素。总之，压裂液黏度是影响裂缝形态中缝宽和SRV的主控因素，为了改善深层页岩裂缝形态，进一步增加裂缝复杂性及有效改造体积，在现有压裂设计的基础上，重点进行压裂液黏度的优化研究。

表 4(Table 4)

表 4 深层页岩气井缝宽影响因素方差分析 Table 4 Variance analysis for influencing factors of fracture width for deep shale gas wells 因素 偏差平方和 自由度 F值 F临界值 显著性 液量 0.002 3 1.0 9.28 排量 0.048 3 24.0 9.28 显著 单段簇数 0.181 3 90.5 9.28 显著 压裂液黏度 0.880 3 440.0 9.28 显著 误差 0 3

下载CSV 表 4 深层页岩气井缝宽影响因素方差分析 Table 4 Variance analysis for influencing factors of fracture width for deep shale gas wells

图 4为模拟压裂液黏度为1~270 mPa∙s时对裂缝形态的影响结果。压裂液黏度越小，半缝长和SRV越大（单段SRV可达522.9万m³），但平均缝宽和缝高则越小；反之亦然。页岩气井压裂以低黏度滑溜水为主，尤其针对脆性较高的中浅层页岩，利用其易进入微小孔隙及裂缝，沟通储层中大量存在的页理/层理缝的特性，增大压裂改造体积，但深层页岩具有偏塑性特征，所需滑溜水的黏度应适当提高，尤其要通过一定比例的中高黏度压裂液（作为前置液及在施工中交替注入）增加裂缝动态缝宽，为支撑剂在缝内输送提供有效通道。由图 4可知，压裂液的中高黏度控制在50 mPa∙s以内，即可获得相对较好的裂缝形态。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 不同压裂液黏度对裂缝形态的影响 Fig. 4 Effect of fracturing fluid viscosity on fracture geometry

为了优化深层页岩气井滑溜水和胶液的比例，模拟胶液占比为0~70%情况下的裂缝形态，其结果（图 5）表明，随着胶液占比的增加，平均缝宽递增，但SRV减小。鉴于胶液成本约为滑溜水的3~ 4倍，综合优化单段施工液量中胶液占比为20%~ 30%。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 胶液占比对裂缝形态的影响 Fig. 5 Effect of glue proportion on fracture geometry

模拟1~6簇射孔情况对裂缝形态的影响，其中单簇簇长为1 m，孔密为20孔/m，相位角为60°，结果如图 6所示，从图中可以看出：射孔簇数的增加降低了每簇压裂液的分流量，随着单簇进液量的减少，各簇缝长、缝高和缝宽均呈降低趋势，但单段SRV有所增加。综合考虑，优选射孔簇数为3~ 4簇。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 射孔簇数对裂缝形态的影响 Fig. 6 Effect of proportion of glue on fracture geometry

页岩气井压裂时需要较大的排量以提高施工净压力，但单段总孔数越多，作用在每个射孔孔眼的单孔流量越小，因此用单孔流量对排量进行优化更具实际意义。设置每段射孔3簇，通过模拟不同单孔流量对平均缝宽和SRV的影响，优化施工排量。单孔流量为0.1~0.7 m³/min时平均缝宽和SRV结果如图 7所示，从图中可看出：随着单孔流量的增加，平均缝宽和SRV均增加，但单孔流量超过0.3 m³/min时平均缝宽增幅减缓；同时，孔眼摩阻随单孔流量的增加而急剧增加，单孔流量为0.5 m³/min时孔眼摩阻可达19.8 MPa（图 8），因此优选单孔的流量为0.3~0.5 m³/min。考虑有效进液孔比例系数为0.6~0.8，则优化最佳施工排量为12~18 m³/min。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 单孔流量对平均缝宽和SRV的影响 Fig. 7 Effect of single perf flow on fracture width and SRV

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 单孔流量与孔眼摩阻的关系 Fig. 8 Relationship between single perf flow and perforation friction

通过大量模拟研究，单段液量为1 200~2 200 m³，单段砂量为40~80 m³时，裂缝形态参数如表 5所列。由于施工规模与成本有关且需考虑液量与砂量的匹配性，综合优化单段液量为1 600~1 900 m³，单段砂量为60~70 m³，采用连续加砂模式以保证综合砂液比达到4%。此时裂缝半长为260~ 300 m，缝高为30~40 m，满足井网部署及纵向沟通龙马溪组底部优质储层的目标。

表 5(Table 5)

表 5 不同施工规模下半缝长、缝高模拟结果 Table 5 Simulation results of fracture half-length and fracture height with different operation scale 单段液量/m3 单段砂量/m3 半缝长/m 缝高/m 缝宽/cm SRV/万m3 纵向连通小层 1 200~2 200 40~80 192~325 21~41 0.08~0.16 180~320 ①~⑤

下载CSV 表 5 不同施工规模下半缝长、缝高模拟结果 Table 5 Simulation results of fracture half-length and fracture height with different operation scale

对于深层页岩压裂改造形成的多尺度裂缝体系，模拟结果显示主缝尺寸约为支缝尺寸的2~6倍，但主缝体积占比仅为4%~8%，90%以上的支缝体积是深井SRV的主要组成部分，要对其实现有效的支撑以保证改造体积的有效性。在胶液占比为0~30%，排量为14~16 m³/min的条件下，压裂裂缝的最大缝宽和平均缝宽比例分布情况如表 6所列。支撑剂粒径按照平均缝宽的1/6进行匹配，在优化的20%胶液比例条件下，70/140目（0.104~0.210 mm）支撑剂占比达一半以上。根据可视化支撑剂输砂运移实验^[13]，支撑剂在裂缝中的运移具有自然分选规律，主缝中以填充40/70目（0.212~0.420 mm）和30/50目（0.297~0.590 mm）为主，大量的支缝体系需要70/140目（0.104~0.210 mm）及40/70目（0.212~0.420 mm）进行支撑。

表 6(Table 6)

表 6 不同模拟条件下缝宽比例分布特征 Table 6 Ratio of fracture width range with different simulation conditions 最大缝宽/mm 不同胶液占比对应的最大缝宽比例/% 平均缝宽/mm 不同胶液占比对应的平均缝宽比例/% 胶液0% 胶液10% 胶液20% 胶液30% 胶液0% 胶液10% 胶液20% 胶液30% 0.636~1.272 16.4 14.4 13.0 11.5 0.636~1.272 65.6 57.4 52.1 46.0 1.272~1.800 70.5 63.3 45.5 24.3 1.272~1.800 34.4 42.6 45.5 49.9 1.800~3.600 13.1 22.3 41.5 64.2 1.800~3.600 - - 2.4 4.1

下载CSV 表 6 不同模拟条件下缝宽比例分布特征 Table 6 Ratio of fracture width range with different simulation conditions

基于深层页岩裂缝形态影响因素分析结果，提出了针对深层页岩气井“大排量适度规模现场精细调控、变黏度混合压裂液充分造缝、小粒径低砂比连续加砂有效支撑”的技术思路，现场适用性较强。以该区块L井为例，该井垂深为3 945 m，页岩塑性增强，闭合应力大，岩石破裂压力达110 MPa，水平段长为1 503 m，设计压裂19段，施工排量为12~ 16 m³/min，对高砂比和40/70目（0.212~0.420 mm）中砂敏感。典型压裂曲线如图 9所示，L井平均单段液量为1 879 m³（胶液占比为17.4%），平均单段加砂量为65.8 m³（粉砂占比为74.7%），单段最高砂量为80.6 m³，综合砂液比为3.51%，钻塞后在12 mm油嘴制度下，测试产气量为11.4万m³/d，产水量为20 m³/d，获得了较好的改造效果。

图 9

Fig. 9

下载eps/tif图 图 9 L井典型压裂施工曲线 Fig. 9 Typical fracturing curve of well L

（1）建立了深层页岩裂缝动态扩展模型，通过微地震监测数据校正拟合后达到较高精度，为深层页岩气压裂井裂缝形态预测提供了模拟参考。

（2）裂缝扩展可分为快速生成期和缓慢增长期2个阶段，第1个阶段裂缝形态可扩展至最终状态的一半左右；第2个阶段裂缝形态以增加复杂度和SRV为主。

（3）压裂液黏度是影响裂缝形态中缝宽和SRV的主控因素，确定了目标区块井压裂设计原则：胶液占总液量的20%~30%，射孔簇数为3~4簇，排量为12~18 m³/min，单段液量为1 600~1 900 m³，单段砂量为60~70 m³ [70/140目（0.104~0.212 mm）支撑剂占比为50%以上]。现场一口3 900 m深的压裂井获得了11.4万m³的测试产量。