1. 引言
页岩气是一种非常难以开采的天然气资源，岩石的渗透率低，气体产能有限，需要采用先进的技术才能有效开发。页岩气压裂是一种常用的技术，用于提高低渗透率页岩气储层的气体产能。优化压裂工艺可以增加压裂区域内岩石裂缝的数量和体积，改善岩石渗透性，从而提高产能和采收率。页岩气开采成本较高，主要包括钻井、压裂、生产等环节。通过研究和改进压裂工艺，可以实现节约成本的效果。页岩气作为一种重要的替代能源型资源，对于提高能源独立性和减少对传统化石燃料的依赖有着重要意义。
目前，页岩气压裂的研究主要集中在工艺优化、裂缝模拟、化学剂研发、环境影响研究、设备创新等几个方面。通过优化页岩气压裂工艺的各个环节，以提高天然气的采收率和储量动用率，包括注入液体的压力、排量和组合优化，岩石破裂的方向和路径控制，裂缝的稳定性研究等[1]-[4]。通过数值模拟方法，模拟和预测岩石裂缝的形成与扩展过程，并预测产能和产水量等关键参数，为工程决策提供科学依据[5]。开发新型的化学药剂，通过降低岩石黏度、提高粘附力或增加岩石透水性等方式，促进裂缝的形成和扩展，进而提高岩石破裂效果和天然气释放率[6] [7]。同时，不断创新改进与页岩气压裂相关的设备和技术，包括压裂液的混合与注入技术，高压泵的改进，裂缝监测和评估装置的开发等[8] [9]。
针对Y地区目的层薄、高应力差的储层特征，分别从主体工艺、参数优化、穿行层位和天然裂缝等四个方面，对页岩气压裂工艺进行对比分析。结合该地区勘探开发形势对页岩气压裂技术的发展提出了一些建议，为国内常压页岩气压裂的现场工艺实践提供参考依据。
2. 区块概况
2.1. 地质特征
研究区位于中扬子地区黄陵背斜东南翼Y斜坡带。中扬子地区在古生代晚期至中生代早期经历了多期造山运动，碰撞带的形成导致了地壳的抬升和变形，形成了黄陵背斜等构造[10] [11]。Y斜坡带经历了多期沉积作用，包括盆山转换期和断层沉积期，沉积物在构造运动的作用下发生了变形和折叠，形成了斜坡地质构造背景。Y斜坡带附近有多条重要的构造断裂，例如Y断裂、石堰断裂等，这些断裂在地壳运动中起到了重要作用[12]。
该区域储层特征为常压储层，地层压力系数在1.15~1.24之间；目的层薄，且纵向存在复杂隔层，纵向上储层品质存在明显分界，TOC、含气量等参数与同类区块相比处于中等水平。优质储层小层厚度仅8.6~9.9 m，比同类区块薄17.5~21 m，底板临湘组应力较高，小层之间存在夹层条带，对缝高扩展有一定负面影响。
可压性方面，储层脆性矿物含量高，岩石力学参数中等，具有较好的脆性基础；脆性矿物含量(硅质+ 钙质)整体较高，占比接近70%，粘土矿物中以伊利石和伊蒙混层为主，次为绿泥石，不含蒙脱石，岩石力学参数中等。
地应力方面，两向应力差大，应力差异系数高，岩石破裂形态相对简单。两向应力差值及应力差异系数大，易形成简单裂缝，平行纹理方向抗拉强度较小，层理开启压力相对较低。层理缝发育程度较低，高角缝发育，裂缝复杂度受影响，水平段钻遇天然裂缝或断层较多。
2.2. 压裂工艺发展历程
Y地区目前已累计实施3口井压裂，主体工艺从早期常规工艺逐步向“多簇密切 + 暂堵转向 + 高强度改造”转变。一是进一步提高裂缝密度，将簇间距从20↘8~13 m，单段簇数2~3↗7~8簇；二是探索了暂堵球、暂堵剂等转向工艺，进一步提高多簇裂缝开启效率及复杂度；三是施工排量，加砂强度逐步提升，进一步提高改造效果；四是结合具体地质特征，探索形成了差异化的工艺对策(图1)。
Figure 1. Comparison of main process transformation
图1. 主体工艺转变对比
2.3. 试气试采效果对比
B井试气：先后采用套管放喷、电潜泵排液进行试气，电潜泵排采测试求得较稳定产能，测试产量3.97~6.32万方/天，计算无阻流量4.12~6.84万方/天；试气阶段，累计返排液量25332.19 m3，返排率51.8% (表1)。
B井试采：累计排液11794.09方，累计产气383.42万方，套压0.15↗1.62↘0.29 MPa，油压0↗0.94↘0↗0.60↘0 MPa；试采大致可划分为强排阶段、油套同产、油管排液套管生产、间开运行、关井5个阶段(表1)。
Table 1. B well electric pump discharge test to obtain production data
表1. B井电泵排液测试求产数据
井号 |
测试制度 |
测试时长 |
井口套压 |
井底流压 |
测试产量 |
一点法无阻流量平均值 |
(h) |
(MPa) |
(MPa) |
(104 m3/d) |
(104 m3/d) |
B井 |
12 mm × 20 mm |
21 |
3.74 |
13.7 |
6.32 |
6.84 |
10 mm × 20 mm |
14 |
3.71 |
13.8 |
4.28 |
4.54 |
14 mm × 20 mm |
14 |
2.54 |
11.73 |
6.31 |
6.61 |
12 mm × 20 mm |
12 |
2.3 |
11.39 |
5.04 |
5.27 |
10 mm × 20 mm |
9 |
2.33 |
11.46 |
3.97 |
4.12 |
3. 压裂工艺对比分析
3.1. 设计思路与符合率
针对B井压裂改造目标“获得有利储层内最大EUR”，提高单井产能，采用“高密布缝 + 簇间转向 + 扩高促长 + 强化支撑 + 低成本材料”的技术手段，主要对策包括：高密度布缝、段内异步干扰提升复杂度，平面上追求有利储层内缝长突破，小粒径高强度连续加砂，低成本高效工具及材料，高效排采工艺。
B井完成压裂施工，试气段长1583 m (舍弃临湘组50 m)，共施工24段/167簇(第1~3段穿行①a及临湘组，施工困难，第3~4段变更射孔簇数，后续5~24段按原设计执行)，以7、8簇为主，簇间距7.0~11.7 m，段间距11.4~13.8 m，裂缝密度10.55条/百米，实现9段1次投球，12段2次投球，占比91%。总液量48953方，总砂量2443方，单段液量2039.7方，单段砂量101.81方，平均用液强度30.92方/米，平均加砂强度2.47吨/米，液量符合率103.4%，加砂符合率92.6% (表2)。
Table 2. Comparison table of material, design parameters and actual construction parameters for Well B
表2. B井入井材料、设计参数及实际施工参数对比表
类别 |
入井材料类型 |
设计参数 |
实际施工参数 |
符合情况 |
液体 |
总液量，m3 |
47,870 |
51375.88 |
|
压裂液 |
47,350 |
48953.38 |
103.40% |
总量，m3 |
(单段1549.1 m3) |
(单段2039.7 m3) |
酸液，m3 |
480 |
435 |
符合 |
胶液，m3 |
2400 |
2406.38 |
符合 |
用液强度，m3/m |
28.6 |
30.92 |
符合 |
砂量 |
总砂量，m3 |
2638.3 (单段109.93) |
2443 (单段101.81) |
92.60% |
70/140目，m3 |
898.6 |
1050.63 |
|
40/70目，m3 |
1556.1 |
1289.17 |
30/50目石英砂，m3 |
183.6 |
103.71 |
加砂强度，t/m |
2.5 |
2.47 |
符合 |
3.2. 工艺对比分析及认识
3.2.1. 主体工艺
针对Y地区储层薄、高应力差储层特征，采取“多簇密切 + 暂堵转向”主体工艺。曲线形态特征：2口井施工曲线均以平稳、平稳–爬升型为主，占比约90%，以投球为主的强制裂缝转向工艺暂堵起压明显，投球前后施工压力整体可控。
B井采用投球暂堵，各段投球后均有起压，第一次(平均9.58 MPa)起压高于第二次(平均6 MPa)，暂堵前后延伸压力上涨2~20 MPa (平均6.8 MPa)，施工压力/净压力提升明显。结合微地震监测结果，暂堵后明显转向段占比62%，且2次投球事件数和缝长明显较好，反映裂缝系统发生变化(图2)。
Figure 2. B-well 15th segment, 8 clusters, 3 levels, 2 pitches
图2. B井第15段，8簇，3级2次投球
3.2.2. 参数优化
B井(埋深2750 m，①小层)平均破裂压力80 MPa，井口延伸压力62~70 MPa (2.55 MPa/100m)，平均停泵压力48 MPa (1.74 MPa/100m)。Y地区为常压储层，高延伸压力以及高停泵压力梯度，反映区域内地应力梯度较大，判断为构造影响。
结合现场施工实时优化调整情况，初步梳理形成了不同穿行区域相适应的措施对策及参数优化，现场施工效果得到有效提升，砂、液量参数符合率高(表3)。
Table 3. Measures, strategies, and parameter optimization suitable for different travel areas
表3. 不同穿行区域相适应的措施、对策及参数优化
穿行区域 |
地质特征 |
针对性改造工艺 |
现场施工效果 |
正常区域 |
常压储层，层薄 |
采用5簇射孔 + 暂堵转向促复杂工艺，前置胶液造缝 + 减阻水长段塞加砂模式 |
高破压，整体加砂顺利，正常加砂阶施工压力平稳 |
两向应力差大 |
常压储层，层薄 |
破压压力及施工压力高，加砂顺利 |
两向应力差大 |
异常区域 |
蚂蚁体异常异区 |
4簇射孔，未采用暂堵转向，配套前置胶液，减少滤失、聚能造缝，后期采用减阻水长段塞加砂 |
整体加砂顺利，施工曲线平稳可控 |
漏失及断裂发育 |
整体加砂顺利，正常加砂阶施工压力相对较低 |
3.2.3. 穿行层位
穿行①小层中部，裂缝延伸顺畅，施工压力平稳，延伸压力60~65 MPa，投球后压力上涨明显，转向有效，加砂顺畅，工艺适应性较强。穿行①小层底部/顶部井段，施工压力高于①小层中部井段约6~10 MPa，压力波动大，加砂较为困难，反映裂缝延伸、扩展难度大。分析认为穿行位置施工差异与岩性变化有关，①小层底部1 m厚泥岩条带，①小层顶部观音桥段介壳灰岩(图3)。施工困难井段通过减少簇数(3~4簇)、增加胶液用量(130↗180 m3)，提高造缝扩缝能力，加砂效果有所改善。
3.2.4. 天然裂缝
地质预测存在大裂缝井段、漏失井段延伸压力低于同层井段，整体施工曲线平稳，砂比提升顺畅。停泵压降速率断层和漏失井段开井、停泵、延伸压力偏低，滤失速率偏高，平均0.75~0.92 MPa/min，高于正常井段。靠近漏失井段两翼微地震监测裂缝延伸不均较明显，投球起压不明显、两级施工压力差上涨幅度较小，转向效果不明显(图4)。
Figure 3. Comparison of extension pressure in different small layers of Well B
图3. B井不同小层延伸压力对比
Figure 4. B well mesh seam length
图4. B井网缝长度
4. 结论
1) 主体工艺方面，针对Y地区储层薄、高应力差的储层特征，采用“多簇密切 + 暂堵转向”工艺，整体施工曲线形态较好，压后评价结果表明达到了提高改造体积和复杂程度的工艺目标。
2) 参数优化方面，Y地区施工压力及梯度具有“三高”特征，裂缝密度、施工排量、改造强度均高于同区块邻井及BM区块，整体施工质量进一步提升。
3) 穿行层位方面，纵向上不同小层及穿行位置施工差异较大，③小层施工压力整体高于①小层，①小层中部施工最为平稳，①小层顶、底受应力隔板影响施工较困难。
4) 天然裂缝方面，平面上裂缝发育区，施工特征与地质预测吻合度较高，表现为“三低一高”的特点，人工裂缝以主裂缝延伸为主，微地震监测显示两侧裂缝延伸不均匀(屏蔽效应)，表明以张性裂缝延伸为主，转向剪切破坏较少。
基金项目
中国石油化工股份有限公司科研项目“页岩气开发实验关键技术及应用研究”(P21016-1)。