【论文】肖佳林等: 重庆涪陵国家级页岩气示范区开发调整井压裂工艺关键技术

重庆涪陵国家级页岩气示范区开发调整井压裂工艺关键技术

肖佳林 ¹    游 园 ¹    朱海燕 ²   唐煊赫 ²   张 峰 ¹   刘 炜 ¹

焦石坝区块作为重庆涪陵页岩气田主产气区， 其目的层系为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段，厚度约89 m。根据矿物含量、物性、含气性特征，纵向上可划分9 个小层，五峰组—龙马溪组中①—⑤小层为下部气层，龙马溪组中⑥—⑨小层为上部气层。前期开发布井主要基于对北美页岩气开发经验总结和焦石坝储层地质条件，采用 “1 500 m 水平段＋ 600 m 井距的一次井网、山地丛式交叉布井，穿行①—③小层”的开发模式，将五峰组—龙马溪组地层作为一套页岩层系开发。一次井网实施完成后，压裂改造范围和压后产能评价均显示该区块下部气层以600 m 井距不能充分动用储量， 平面上储量动用差异大 [1] 。2018 年以来，焦石坝区块率先实施调整井（包括加密井、子母井等）开发， 在一次井网基础上，通过对下部气层进行井间加密+ 上部气层部署调整井的方式，将压裂缝网由单井控制的局部范围拓展到多井控制的全局范围，从而有效提高页岩气藏采收率。调整井开发技术的关键在于使用合理的人工压裂改造方式强化现有的人工缝网系统，大幅提高气田的储量动用程度 [2] 。北美页岩气已实施开发调整井，在井位布置与时机选择、井间压窜预测与控制、压后产能评价等方面已开展了大量研究和现场应用 ^[3] 。但相较于北美页岩气，焦石坝区块开发调整井是对一套无明显隔层的单一页岩层开展工作，焦石坝区块五峰组—龙马溪组具有非均质性强、埋深变化大、裂缝分布复杂等特点， 北美页岩气的开发调整井经验及技术难以适用。作为国内首个实施开发调整井布井及压裂的页岩气区块， 焦石坝区块主要面临一次开发后应力场—地层压力复杂多变，以加密井、上部气层为代表的开发调整井单井技术可采储量相比老井有不同程度降低等压裂改造新挑战，亟需对技术提档升级以实现剩余储量高效动用。

针对焦石坝区块开发调整井改造面临的问题， 通过总结分析开发调整井的储层特征和改造难点，提出了以四维动态地质力学模拟分析为核心，以井间精准布缝优化设计、纵向分层促缝—控缝精细化设计和井间干扰识别与实时调控为关键措施的页岩气开发调整井立体缝网精准压裂工艺。该工艺在焦石坝开发调整井中进行了大规模推广应用，并取得了良好的应用效果，为我国页岩气开发调整井压裂提供了有益借鉴。

相比一次井网，焦石坝区块开发调整阶段按下部气层（①—⑤小层）和上部气层（⑥—⑨小层）两套层系开发。平面上具有平台井数更多、井网更密集、水平段更长的特征；纵向上立体井位部署、两套目的层品质差异大等特点。开发对象、地质条件等一系列变化给高效压裂带来了新难题，主要表现为地层非均质性更强、改造效率降低、降本提产要求更高等三个方面。

1.1 一次井网开发后资源较丰富

焦石坝区块一次井网投产254 口井，平均井口生产压力为4.79 MPa，日产气量为1 027×10 4 m 3 ，①— ⑨小层整体平均采收率为12.57%，其中①—⑤小层平均采收率为21.33%，可见上部气层（⑥—⑨小层） 储层剩余资源较丰富，具有良好的开发前景。

1.2 储层特征

焦石坝区块受北东向和近南北向两组断裂控制， 整体呈箱状断背斜形态，主体变形较弱，断裂不发育、地层倾角小。纵向地质条件表现出较为明显的“三段式”特征（表1），综合评价认为①—⑤小层为Ⅰ 类储层，⑥—⑨小层为Ⅱ类储层 [5] 。

表1 焦石坝区块纵向地质条件概况表

1.3 储层改造难点

以焦石坝区块为代表的页岩气调整井压裂改造主要存在2 大工程难点：①一次井网开发后储层非均质性变强，使得调整井压裂改造范围设计及预测难度增大；②一次井网开发后地层压力下降，不受控的调整井压裂波及区与前期生产井有效控制区部分交叉重叠，导致调整改造效率降低。

1.3.1 一次井网开发后地层非均质性变强

页岩气藏经历了一次大规模改造后，老井压裂改造的人工缝网及剩余储量分布都呈非均匀分布。横向上，微地震监测结果表明井间改造范围分布复杂， 单井单段压裂裂缝展布差异较大，如J8 平台3 口井平均单段压裂缝长介于216～319 m（图1），单段压裂缝高介于31～46 m，单段压裂缝宽介于45～90 m。纵向上。储量动用评价认为一次井网对下部气层（①—⑤小层）井间动用程度低，剩余地质储量丰度达4.69×10 8 m 3 /km 2 ；上部气层（⑥—⑨小层）储量基本未动用，地质储量丰度达4.11×10 8 m 3 /km 2 。

图1 J8 平台 3 口井微地震监测事件密度体、波及特征结果俯视图

1.3.2 一次井网开发后地层压力下降导致改造效率降低

长期开采导致焦石坝区块页岩气藏地层压力普遍降低，其中一次井网的老井压力降幅明显，地层压力系数由早期的1.4～1.5下降至0.9～1.2。以Z1井区为例，老井开采后地层压力降了6.4 MPa，属于低压区；调整井投产前平均地层压力约26.7 MPa，平均地层压力系数约1.10；上部气层投产前平均地层压力约24.8 MPa，平均地层压力系数约1.03。调整井的开井、延伸及停泵压力等关键核心压力指标相较于前期开发井均整体降低。另一方面，由于老井长期开采形成的衰竭区，对调整井压裂裂缝有较强诱导作用，进而降低对调整井的改造强度和效果 [6] 。下部气层加密井JY2-5井实施过程中微地震监测结果证实了上述认识，该井部分井段监测事件点向西侧偏移，东侧事件明显减少，可能受累产相对更高的老井（J-4井）影响。一次井网开采导致的气藏整体压力下降和老井衰竭区对调整井裂缝的诱导作用，共同导致了调整井压后测试产能普遍低于老井。

2.1 四维动态地质力学模拟分析技术

储层地质力学状态（孔隙压力、三向地应力、孔隙度及渗透率特性、岩石变形特性等）是制约井位部署、钻井、完井、压裂的主要因素。同区块前期生产页岩气井在开采过程中，包括孔隙压力、地应力在内的地质力学特征参数会随着生产时间发生变化，无法将已实施井原始地质力学状态直接应用于开发调整井。现场测量技术仅能反应单点地质力学状态且具有成本高昂的挑战，无法在大规模调整井部署中进行推广。因此，如何通过数值模拟手段获取四维（三维空间＋生产时间维）动态地质力学演化规律，成为开发调整井部署、钻井以及水力压裂优化设计的技术关键。四维动态地应力模拟分析技术是在高精度三维地质力学建模基础上，开展老井压后生产的渗流—应力耦合数值模拟，计算得到整个区域储层开采过程中地质力学参数随时间的动态演化规律 [3, 7] 。传统四维动态地应力建模分析方法难以综合考虑储层开发过程中非均质性、天然裂缝、储层地应力、孔隙压力等因素。本文创建了裂缝性页岩储层开采过程中的四维动态地应力模拟分析技术，其主要步骤为 [8-9] ：①三维综合地质力学建模，通过基础地质参数构建地质构造及网格模型，综合地震—测井—室内岩心实验开展三维物性及地质力学参数分析，并在地质模型中建立三维属性地质力学模型，为目标井压裂生产模拟提供基础地质力学参数；②天然—水力（人工）裂缝DFN（离散裂缝网络）建模，包括基于岩心、测井、地层数据进行天然裂缝分析建立的天然裂缝DFN模型，并结合水力压裂数值模拟结果建立水力—天然裂缝组成的复杂裂缝DFN模型，为页岩气复杂裂缝扩展提供前提条件；③渗流—地质力学建模及耦合，在三维动态渗流—应力耦合模型基础上，建立起真实地层尺度的页岩储层三维渗流模型、三维地质力学模型，并执行渗流—地质力学交叉迭代耦合计算。最后根据计算结果分析包括地应力在内的地质力学参数演变情况。

上述建模分析方法及成果于2018年首次应用于焦石坝区块页岩气开发调整井（JY2-JY10平台）。受老井压后生产波及影响，储层三向地应力变化存在差异，最小主应力变化最大，其次是最大水平主应力，而垂向主应力变化微小。与初始应力差相比，老井附近水平应力差升高达3～5 MPa，新井附近基本无变化（图2）。开采后期井周地层压力降低50%时，压力衰减波及距离达200～500 m（因各井及井内各段前期改造效果而异），使得开发调整井井周地层处于老井压后开采的波及范围内。与一次老井和加密井的测井解释对比可知，开发调整阶段相对早期地应力场发生变化，四维模型预测成果得到了验证。

图2 沿裂缝扩展方向的三向地应力分布情况图 ^[8]

与传统单一裂缝压后生产导致两向水平应力差逐渐减小的情况不同，焦石坝区块页岩气藏呈现出随老井开采孔隙压力变化，垂向—水平地应力及水平两向地应力差值变大的现象，其主要原因在于：传统单一裂缝的泄压方向为最大水平主应力方向，因此最大水平主应力下降速率大于最小水平主应力（即水平两向应力差减小，甚至出现应力关系逆转）。而页岩体积压裂改造模式下，压裂各段之间基本无未改造区，即沿着井筒轴线方向（最小水平主应力方向） 形成连续泄压区，因此最小水平主应力下降速率大于最大水平主应力（即水平两向应力差增大）。平面和纵向上地应力非均匀分布及老井诱导效应叠加影响， 导致层理开启难度增大、人工缝复杂度降低，进而影响开发调整井近端—远端压裂成缝复杂度及改造效果。因此，页岩气老井压后开采的压力—应力场动态变化对新压井缝网形成易产生抑制与劣化作用。

2.2 水平井组立体缝网精准压裂工艺

从地质—工程一体化角度出发，针对开发调整井储层特征变化及开发需求，压裂思路应由“单井单层改造”向“多井立体改造”转变，如何实现多井立体改造条件下的人工裂缝系统精准布缝和控缝协同优化成为充分动用立体剩余储量的关键。基于储层复杂构造、天然裂缝、四维动态地质力学分析关键认识， 前期研究与实践形成了以“井间”精准布缝、“层间” 精准促缝—控缝、井间干扰识别与实时调控为主要技术特点的水平井组立体缝网精准压裂工艺目标，具体通过2 个方面的优化设计和施工实时调控来实现。

2.2.1 基于四维地应力—压力场分析的井间精准布缝优化设计

不同常规单井设计，由于老井采出导致地层压力、裂缝的不规则展布，加之原始先存天然裂缝分布特征差异，井间和层间剩余储量均存在分布不均的情况。开发调整井应更加注重老井压后生产的渗流— 地质力学特征变化对新井人工裂缝和井组综合改造效果影响。重点考虑裂缝展布、改造强度与井网井距、剩余储量动用相匹配，以井组为设计单元，优化匹配立体井网的压裂缝网形态。①结合生产动态参数及四维地应力—压力场模拟，分析前期压裂和生产过程中储层地应力—压力的演化情况；②建立耦合水力/ 天然裂缝、地应力—压力场动态变化的三维开发调整井水力压裂扩展模型，并进行不同施工参数组合开发调整井水力压裂裂缝模拟，评价老井应力— 压力场作用下对开发调整井裂缝展布形态、压后产能影响，以缝网三维空间展布为核心制订改造主体思路，包括簇间距、簇数、施工规模等关键参数设计策略（图3）。

图3 基于四维地应力—压力场分析的精准布缝优化设计图

以JL56 井组下部气层加密井（Z1、Z2、3HF、4HF）簇间距优化为例。①从改造裂缝的角度，不同簇间距下（段长不变）单井裂缝形态变化对比反映（图4），在同一压裂段施工液量相同时，簇间距越小， 射孔簇数越多，使得单簇进液量越少，导致裂缝缝长、改造宽度及储层改造体积越小；②从单井压后产能和纵向波及范围角度，不同的分簇方式则表现出多种不同的规律：当簇间距为5 m 时初期产能最大；后期簇间距为10 m 和15 m 稳产效果更好；③ 10 m 簇间距在5 年内的总产量最大。

图4 JL56 井组下部气层加密井不同簇间距裂缝参数模拟平面图

出现上述特征的主要地质力学原因在于：①随着簇间距增大，裂缝长度增加，加密井生产压力波及范围变大（横向波及由180 m 增加至260 m）；②簇间距降低，单簇液量降低，不利于主裂缝扩展，但能解决部分非均匀起裂和非对称扩展导致的簇间地层未被充分改造的问题，同时增加裂缝复杂度和激活天然裂缝数量；③簇间距降低不利于形成更大的改造范围，后期稳产效果较差。

具体到不同井组、下部气层加密和上部气层不同单井，可以视老井开采程度、井间剩余储量具体分布状况，以裂缝形态及压后产能为双重约束指标，差异化设计簇间距，同时匹配优化对应井段单段簇数、用液及加砂规模。以单簇裂缝改造强度即单簇用液量、单簇加砂量等为设计要点，更能准确控制裂缝平面展布，前期单井生产数据统计分析显示上述参数对页岩气井长期累产作用明显，应作为匹配控制剩余储量的关键。

2.2.2 纵向分层促缝—控缝精细化设计

页岩纵向应力是控制人工缝高的关键因素，脆性、层理密度是导致上部、下部气层压裂裂缝复杂度差异的主控因素。针对上下部气层特征及成缝机制的共性和差异，形成了不同小层、不同类型井段差异化压裂参数设计方法。

储层纵向上不同应力差异背景下，人工缝高扩展模拟揭示应力差异越小，缝高向上延伸能力越强，控制范围越大，人工压裂缝高与页岩小层间的应力差呈正相关关系，即差值越大，半缝高越高。当应力差低于5 MPa时，压裂上缝高提升20%～50%。考虑焦石坝区块五峰组—龙马溪组一段为一套厚层页岩层、储层内部无明显隔层等特征，基于“层间应力弱遮挡+压力墙保护”双效应制订了针对性工艺对策，综合应用造缝阶段阶梯控制排量变化速率及频次、粉砂/暂堵剂封堵等多种手段控制缝高扩展。同时施工过程中老井提前关井补压，新井与老井形成压力屏障，缓解低压区影响；上部气层井施工前，通过下部气层老井关井和加密井先行压裂补压，控制纵向波及，促进上下部气层压裂裂缝在目标层位延伸，实现了人工裂缝由“单层充分扩展”向“层间适度扩展”转变。

细密布缝模式下，布缝密度、段内多簇裂缝均衡起裂扩展成为提升人工裂缝质量的关键。针对不同地层压力区域井段进行差异化设计，形成了匹配井组地质特点的多簇布缝方式。相邻老井低采出高地层压力井段，以适当密切割为主，扩大改造体积，保证裂缝有效性；老井高采出低压井段，以增大布缝密度为主，降低老井影响，提高近井复杂度，实现近井高采出。针对上部、下部两套气层的思路、对策和推荐参数体系见图5，自下而上储层由于成缝条件变差，布缝密度需进一步增强（提升50%）。考虑下部气层加密井“地层亏空、应力场改变、邻井老缝诱导”效应影响，以“控缝长、提高近井裂缝密度”为目标优化参数设计，结合焦石坝区块页岩储层地质力学特征，通过平面三维多裂缝扩展边界元法模拟分析，制订了适应加密井改造需求的限流射孔设计方法，形成并推广应用了水平井多簇限流压裂工艺；针对上部气层塑性、层理欠发育、局部高应力等特征，从控缝高促裂缝复杂角度出发，确定了“控缝高＋前期促缝长延伸”关键参数优化原则，应用CFD和DEM井筒内流固耦合分析方法，研究长水平段与射孔孔眼处暂堵球运移特性 [10] ，明确了“投球坐卡封堵—液体能效再分配—新缝破裂开启”暂堵工艺增产机理，在国内率先推广应用了多簇投球暂堵工艺。

图5 开发调整井上下部气层压裂工艺差异化设计思路及对策图

2.2.3 基于天然裂缝—构造应力的井间干扰识别与实时调控

井间干扰是压裂方案制订、施工工艺实时调整、排液采气制度优化的重点防控对象 [11] 。无论是北美和我国焦石坝区块早期400～600 m井距，还是四川盆地当前大规模采用的150～300 m井距，井间干扰与调整井扰动老井的现象均普遍存在 [12] 。美国和加拿大页岩气生产井的完井与生产现场资料与室内机理研究显示：压裂冲击带来的负面影响主要体现为调整井采气系数下降20% ～ 40%，老井影响更大、套管损坏、地面设备故障和井筒出砂等方面 [13-16] ， 决定压裂冲击正负面的决定性因素是生产时间和产量，超过这两个极限，压裂冲击将产生负面影响 [17] 。焦石坝区块开发调整井在老井压裂及生产地应力演化基础上，充分考虑天然裂缝和构造应力，进行井间干扰识别与实时优化调控方法。

一方面，页岩气的开发主要依赖于压裂段之间相互沟通的裂缝网络，从而与更大面积的储层相互接触，而天然裂缝发育的程度是决定裂缝网络形成的核心 [18] 。焦石坝区块压裂设计及实践主要依赖曲率间接反映天然裂缝发育特征。焦石坝区块根据裂缝发育程度强弱，可划分为空白、斑点、条带状3 种类型（图6）， 3 类曲率特征与人工裂缝延伸密切相关，曲率空白区即天然缝相对不发育，需重点考虑层理影响；斑点状曲率发育区域反映天然裂缝发育程度适中，利于人工缝延伸和复杂度的提高；条带状曲率间接反映近井局部地层构造变形大，可能对人工裂缝形成阻碍。另一方面，构造应力（张应力、挤压应力）而言，地应力强度和方向随单井及周缘的构造特征及产状变化，直接影响井筒两侧压裂裂缝非均匀扩展及有效改造体积，是预判人工裂缝延伸方向和缝网展布关键因素。

图6 基于曲率体的天然裂缝识别图

根据本区块平面上不同井区构造应力、天然裂缝特征，以促进复杂地质条件下裂缝延伸扩展和复杂化为目标，制订了差异化的工艺实施对策及参数调控措施（表2），从而保障压裂方案有效性和单井改造效果。

表2 不同构造应力、天然裂缝特征背景下工艺对策及调整方法表

以现有的调整井压裂施工对邻井影响作用机制研究及认识为基础 ^[19-21] ，焦石坝区块开发调整井目前已总结出多种类型的井间压裂干扰分析方法，即利用调整井和相邻老井可建立压裂井排量与老井压力响应曲线，开展压力响应形态分析，并依据上涨压力、响应变化主斜率、压力下降时间3 个指标，实现了弹性介质响应、混合响应、直接冲击等不同类型响应类型识别（图7）：①弹性介质一般为邻近裂缝之间的纯应力相互作用；②混合响应为裂缝之间的应力相互作用＋流体路径，直接冲击模式下连通裂缝冲击的主要是液体，地层压力衰竭越严重，压力反映强烈， 造成冲击的可能性越大；③直接压裂冲击的井段造成影响可能性较大，短时间、高压力响应时需考虑采取控制措施。

图7 焦石坝区块井间典型压裂冲击响应特征图

根据压力响应判别机制，制定了动态调整对策， 实时优化工艺参数（表3）。现场采用压裂干扰判别机制进行调控，基于相邻老井响应判断扰动类型、验证缝网波及有效性，实时调整施工规模、改造强度、缝间及缝内暂堵工艺参数（暂堵干预时机、暂堵材料类型/组合模式、用量）等关键参数，可有效控制井间负面干扰，实现新井充分改造、老井同步受效。

表3 不同压力响应特征压裂实施调整对策表

3.1 典型井应用效果

基于四维地应力—压力场分析的精准压裂优化设计方法，在焦石坝区块开发调整井中推广应用取得了显著的效果 [22] 。以J6井组为例，通过一次井网后的四维动态地应力反演，老井开采5年后，上部气层地层压力下降了7.91～19.01 MPa，地应力基本与原始状态相当；下部气层地层压力下降了29.63～30.73 MPa，当前地层压力介于5.40～5.82 MPa，井周两向水平应力差由4～6 MPa上升至10.8～11.5 MPa，老井开采后横向应力扰动波及区约为老井改造缝长的1.6倍，纵向波及范围基本与老井改造缝高相当。下部气层加密井以克服老井亏空区影响、提升缝内净压力促复杂裂缝为目标，上部气层井以提高裂缝复杂度、扩大改造体积为目标，针对性优化工艺参数设计，现场实施后该井组取得了较好的试气效果，上部气层平均单井测试产量为16.4×10 4 m 3 /d，下部气层平均单井测试产量为22.8×10 4 m 3 /d。微地震监测结果显示，平面上新井压裂裂缝基本覆盖了井间未动用储量区，确保动用井控储量；纵向上未出现明显窜层，整体缝高控制较好，实现了立体缝网的精准有效控制。

3.2 总体应用效果评价

通过前期一次井网动态地应力演化评价，平面与立体布井压裂优化与施工，调整井网压后产能评价等多期次研究与现场试验，形成了水平井立体缝网精准压裂工艺及配套技术，并在焦石坝区块开展了大规模推广应用，有效解决了新老井协同受效、新井改造效率低等难题，提产降本效果显著。截至2021年12月，开发调整井压裂工艺累计应用255井次，相比实施初期，下部气层加密井单井测试产量提升10.8%，上部气层单井测试产量提升1倍，单井压裂费用最大降幅达30%。一次井网175口老井受开发调整井压裂影响，正面影响（压力、产量恢复）井占比87%，负面影响（压力、产量加速衰减）井占比3%，负面影响井占比明显低于国外同类页岩气藏（负面影响占比15%～64%）。该工艺技术在未来焦石坝区块上部气层南扩、下部气层评价、江东和平桥区块立体开发调整中可进一步推广应用，以进一步提升气田采收率。

1）焦石坝区块页岩气开发经历一次井网开采后，井间压力—应力场变化对新压井缝网形成存在一定的抑制与劣化影响，主要包括2方面因素：①老井裂缝低压亏空区产生诱导效应，导致新井改造不能充分动用剩余气富集区；②老井生产后井周的地应力场呈现强非均质性分布，水平两向应力差增加，降低了人工裂缝系统复杂度。

2）在开发调整井技术可采储量降低、建井成本控制和常规压裂技术相对低效共同约束下，需以井组剩余气资源有效动用为目标，转变改造理念：以密切割增大储层接触面积、多场动态演化规律、多层储层特征差异化为核心方法，开展井间精准布缝、纵向精准促缝、地质—工程多要素识别调控3方面的精细设计和现场实施，进而实现新—老井、上部—下部气层、多簇裂缝间的压裂参数协同优化。

3）前期平面加密、两层立体开发良好的施工及生产效果表明，地质—工程一体化压裂设计及可迭代优化实现储层品质和完井交互融合的关键。在此基础上，开展不同分区、不同井网模式下上—下部气层开发试验，是持续提高采收率的重要方向，应以少井高产、低成本开发为目标，持续开展地质—工程一体化技术攻关，完善页岩气田立体开发压裂关键技术和模式，提高气田资源利用率。

论文原载于《天然气工业》2022年第11期