川东南地区页岩储层受到多断层联合控制，断裂发育、构造复杂、裂缝发育特征差异大。目的层段为五峰-龙马溪组，为暗色碳质、硅质泥页岩^[1]。目的层埋深2 300~4 000 m，由北向南逐渐加深。

气井采取水平井分段压裂进行开发^[2]，在核心区域构造较为平缓，主体压裂工艺采用减阻水、胶液携带组合粒径支撑剂对复杂裂缝体系形成分级支撑。压裂施工中的正常加砂阶段，施工压力一般在50~65 MPa，且压力波动较小，砂比提升较为顺利，多数井段可实现16%或以上的砂比，测试产量大多在（30~50）×10⁴ m³/d之间^[3]。随着开发逐渐向气田西南部及边缘的复杂构造区域推进，气井压裂施工的特征、施工压力、加砂难度发生明显变化，气井压后试气效果也出现不同程度的降低。

1 复杂构造区气井压裂存在问题

（1）复杂构造区气井压裂施工压力高且波动大，加砂困难。

平缓构造区气井在压裂施工中，表现出的主要特点是施工初期压力波动下降，中后期排量和压裂保持平稳，支撑剂加入过程中粒径分阶段增大，同时砂比逐渐提升。以J-42和J-37平台为例，埋深分别为2 600 m和3 100 m的气井，处于相似的平缓背斜构造中，施工特征呈现出较相似的特征（图 1、图 2）。

与之形成明显对比的是在复杂构造区的气井，以J-56和J-59平台为例，施工压力整体有5~10MPa的抬升，压力对较大粒径的40/70目支撑剂的加入较为敏感，在3% ~5%的低砂比阶段压力即出现明显的升高。后续通过增加支撑剂段塞间的隔离液量、降低砂比等方式进行调整，也不能改变压力升高的大趋势（图 3、图 4）。

从施工液量和支撑剂加入量的对比来看，复杂构造区的气井较平缓区气井压裂液量有小幅的提高，而支撑剂加入量大幅降低。从对比相似垂深不同构造条件的各20口气井结果来看，复杂区气井平均单段液量1 940 m³，支撑剂用量35 m³；平缓区气井单段液量1 860 m³，支撑剂用量58 m³。支撑剂量指标下降了约39%。

（2）地震监测结果显示复杂构造区气井压裂改造体积受限，裂缝复杂度不足。在压裂施工现象巨大差异的背后，改造效果也发生了不利的变化。从压裂裂缝反演和微地震监测的结果看，复杂区气井的平均改造体积较平缓区气井明显降低。对比两区垂深（2 800 ~ 3 000 m）相近、改造规模相近（单段液量1 800 ~ 1 900 m³、支撑剂量（40 ~ 60）×10⁴ m³）的各10口气井的裂缝反演结果来看，复杂区气井平均单段改造体积84×10⁴ m³（图 5），较平缓区气井改造体积120×10⁴ m³（图 6），下降30%。

（3）压后试气效果不理想

从气井压后测试结果来看，也验证了以上的分析认识。仍以两区的各10口气井的试气效果为例，复杂区气井测试产量（2.5 ~ 16）×10⁴ m³/d（图 7），平缓区气井测试产量（20 ~ 40）×10⁴ m³/d（图 8）。具有较明显的差距。

2 复杂构造对压裂影响因素分析 2.1 向斜构造附加应力的影响

向斜构造区气井施工压力通常比同垂深的平缓背斜区气井施工压力高5 ~ 10 MPa，这主要是由于向斜区主要为挤压应力环境。地层弯曲形形变成的派生应力^[4]，提高了裂缝延伸的难度，根据式（1）计算，在变形厚度35 ~ 80 m、变形曲率0.01 ~ 0.05范围内，形变派生应力可达5.6 ~ 17.3 MPa（图 9），在同等施工装备条件下，不仅抬升了施工压力，还使得有效缝内净压力降低，裂缝延伸受到限制^[5]。

$ {\sigma _{\text{p}}} = \left( {E \cdot {e^\gamma } \cdot \frac{h}{3} \cdot \frac{{d_{\text{z}}^{\text{2}}}}{{d_{\text{x}}^2}}} \right)/\left( {1 + \frac{h}{2} \cdot \frac{{d_{\text{z}}^{\text{2}}}}{{d_{\text{x}}^2}}} \right) $

(1)

式中：σ_p为弯曲派生应力，MPa；E为弹性模量，GPa；e^γ为岩石弹性系数；h为变形层厚度，m；d_x为弯曲形变量在X方向的投影距离，m；d_z为弯曲形变量在Z方向的投影距离，m。

2.2 微幅构造变化对压裂改造的影响

微幅构造的变化可以通过储层曲率变化来描述，从压裂实践来看在局部区域中具有一定规律的曲率变化，对压裂施工和改造效果具有较明显的影响。而一些小面积的零星分布的弱曲率斑点，对施工和效果影响较小。以J-108井为例，该井水平段（第1~21段）与东侧条带状曲率发育区距离有逐渐减小趋势（图 10），各段延伸压裂和停泵压力逐渐升高（图 11），存在裂缝干扰的特征，反演改造体积逐渐较小，压裂段产气量有减小趋势（图 12）。从裂缝延伸机理来看，高曲率条带区构造隆起，局部表现挤压应力特征，使压裂水力裂缝延伸难度增大^[6]。同时储层倾角在较小的距离内快速增大，迫使裂缝改变了原有的延伸规律，段内和段间裂缝存在干扰，造成缝长、缝高受限，这可能是段内压力波动和逐段压力上涨，并造成加砂困难的主要原因。

由此可见，宏观构造或者微幅构造变化对压裂施工过程和改造效果有较为明显的负面影响，且微幅构造变化越剧烈（曲率值高）、到压裂井段距离越小，影响越大。

3 压裂工艺对策

要解决压裂裂缝开启和延伸困难，缝长、缝高延伸受限以及裂缝扩展均匀性差的问题，达到提高改造体积和裂缝复杂程度的目的。我们在研究和实践中从优化压裂设计和优化压裂工艺两个方面进行了尝试。

3.1 减少射孔簇数，提高施工排量，提高延伸裂缝的能量

川东南地区页岩气田在压裂中采用分段多簇射孔，即单段射孔2~4簇，簇长1.5~ 0.8 m。通过净压力拟合结果来看（表 1），在一定排量下较少的射孔簇数有利于实现更高的缝内净压力。在构造变形区压裂裂缝延伸难度大，可通过减少射孔簇数提高缝内净压力，从而促进裂缝延伸。另一方面还可通过提高施工排量来提升净压力，但现场施工中施工压力高或接近设备限压，排量提升空间有限。

从现场试验情况来看，通过减小射孔簇数来提高净压力效果明显。J-87井处于复杂构造区，设计采用单段两簇射孔为主，并设计少量三簇射孔作为对比。从净压力反演结果来看，两簇射孔段净压力12~21 MPa，3簇射孔段净压力8~ 14 MPa（图 13）。

从改造效果上看，单段两簇射孔也明显好于三簇，从产气剖面测试结果来看，单段两簇射孔具有较高的单段产气量（图 14），两簇射孔段平均产量5 660 m³/d，三簇射孔段平均产量4 540 m³/d。并且改造均匀程度（段内各簇产气量）明显好于三簇。单段两簇射孔产气贡献率分别为2.21%、1.57%（图 15）；单段三簇射孔产气贡献分别为1.66%、1.47%、0%（图 16）。试验结果表明减少射孔簇数有利于提升缝内净压力并对提升改造效果有积极作用。

3.2 优化射孔簇间距，降低裂缝间干扰

为促进缝长延伸，扩大改造体积，避免出现多裂缝在延伸时的相互干扰问题^[7]，开展射孔簇间距优化。从诱导应力模拟结果来看，簇间距越小，在射孔簇之间的区域产生的诱导应力越大，在平缓区一般利用较高的诱导应力来降低原始地应力差，从而促进裂缝转向和复杂化。但在复杂区裂缝延伸难度增大，过高的诱导应力更是加剧了裂缝延伸的难度，同时还造成裂缝间相互窜通，造成施工压力升高、加砂难度增大。

从模拟结果来看（图 17），当间距增大到30 m时，诱导应力降低到8 MPa以下，小于原始水平应力差，认为裂缝受原始地应力控制，延伸开始具有较确定的方向性。以J-186井为例，在井现场压裂试验中，第1~9段设计射孔簇间距为18~ 25 m，施工中出现了较明显的裂缝干扰特征^[7]，延伸压力和停泵压力压力逐段爬升、支撑剂加入困难。第10~ 18段射孔簇间距放大到30~ 32 m，施工压力大幅降低，且支撑剂加入明显好转（图 18）。从该井的施工调整过程来看，增加射孔簇间距有利于降低裂缝干扰促进缝长延伸，对支撑剂加入具有积极作用。

3.3 暂堵转向，提高裂缝延伸均匀性

储层构造的复杂变化，造成裂缝延伸形态多变^[8]，往往造成井筒两侧裂缝延伸均匀性较差^[9]。为了提高裂缝在起裂和延伸两个阶段的均匀性的问题，在设计中采用高黏度胶液作为前置造缝液体，降低液体滤失，提升净压力，促进井筒两侧裂缝均匀起裂。在施工中期间隔地挤入小粒径支撑剂段塞，封堵微裂缝，促进裂缝转向，提高裂缝延伸的均匀性，裂缝的均匀延伸有利于提升气井的累计产量^[10]。

从B-74井现场压裂试验效果来看，前置胶液阶段压力波动下降，反映裂缝顺利起裂后顺利延伸（图 19）。根据实时微地震监测来看，微地震事件主要集中在井筒东侧，西侧仅在近井区域有少量事件点，表明裂缝西侧延伸受限。此时开始挤入70/140目的小粒径粉陶段塞，当粉陶段塞进入地层后西侧事件点开始增多，并且到井筒的距离也逐渐变远（图 20）。表明粉陶段塞起到了明显的暂堵转向作用，提高了裂缝延伸的均匀性。

4 结论

复杂构造区气井压裂施工压力高且波动大，支撑剂加入困难。气井压后试气效果也出现不同程度的降低。

宏观上向斜构造的地层形变产生的附加应力和微幅构造中局部曲率变化，造成了裂缝延伸难度增大和延伸状态多变，是施工困难的主要原因。

从三种优化解决措施的试验结果来看，减少射孔簇数、扩大射孔簇间距、暂堵转向等措施，均起到了较好的效果，对于复杂构造区气井改造效果的提升做出了积极的尝试。