重慶涪陵國家級頁巖氣示范區開發調整井壓裂工藝關鍵技術

肖佳林 游 園 朱海燕 唐煊赫 張 峰 劉 煒

1.中國石化江漢油田分公司石油工程技術研究院 2.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·成都理工大學

0 引言

焦石壩區塊作為重慶涪陵頁巖氣田主產氣區，其目的層系為上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組一段，厚度約89 m。根據礦物含量、物性、含氣性特征，縱向上可劃分9個小層，五峰組—龍馬溪組中①—⑤小層為下部氣層，龍馬溪組中⑥—⑨小層為上部氣層。前期開發布井主要基于對北美頁巖氣開發經驗總結和焦石壩儲層地質條件，采用“1 500 m水平段+600 m井距的一次井網、山地叢式交叉布井，穿行①—③小層”的開發模式，將五峰組—龍馬溪組地層作為一套頁巖層系開發。一次井網實施完成后，壓裂改造范圍和壓后產能評價均顯示該區塊下部氣層以600 m井距不能充分動用儲量，平面上儲量動用差異大[1]。2018年以來，焦石壩區塊率先實施調整井（包括加密井、子母井等）開發，在一次井網基礎上，通過對下部氣層進行井間加密+上部氣層部署調整井的方式，將壓裂縫網由單井控制的局部范圍拓展到多井控制的全局范圍，從而有效提高頁巖氣藏采收率。調整井開發技術的關鍵在于使用合理的人工壓裂改造方式強化現有的人工縫網系統，大幅提高氣田的儲量動用程度[2]。

北美頁巖氣已實施開發調整井，在井位布置與時機選擇、井間壓竄預測與控制、壓后產能評價等方面已開展了大量研究和現場應用[3]。但相較于北美頁巖氣，焦石壩區塊開發調整井是對一套無明顯隔層的單一頁巖層開展工作，焦石壩區塊五峰組—龍馬溪組具有非均質性強、埋深變化大、裂縫分布復雜等特點，北美頁巖氣的開發調整井經驗及技術難以適用。作為國內首個實施開發調整井布井及壓裂的頁巖氣區塊，焦石壩區塊主要面臨一次開發后應力場—地層壓力復雜多變，以加密井、上部氣層為代表的開發調整井單井技術可采儲量相比老井有不同程度降低等壓裂改造新挑戰，亟需對技術提檔升級以實現剩余儲量高效動用。

針對焦石壩區塊開發調整井改造面臨的問題，通過總結分析開發調整井的儲層特征和改造難點，提出了以四維動態地質力學模擬分析為核心，以井間精準布縫優化設計、縱向分層促縫—控縫精細化設計和井間干擾識別與實時調控為關鍵措施的頁巖氣開發調整井立體縫網精準壓裂工藝。該工藝在焦石壩開發調整井中進行了大規模推廣應用，并取得了良好的應用效果，為我國頁巖氣開發調整井壓裂提供了有益借鑒。

1 焦石壩區塊開發調整井儲層特征與改造難點

相比一次井網，焦石壩區塊開發調整階段按下部氣層（①—⑤小層）和上部氣層（⑥—⑨小層）兩套層系開發。平面上具有平臺井數更多、井網更密集、水平段更長的特征；縱向上立體井位部署、兩套目的層品質差異大等特點。開發對象、地質條件等一系列變化給高效壓裂帶來了新難題，主要表現為地層非均質性更強、改造效率降低、降本提產要求更高等三個方面。

1.1 一次井網開發后資源較豐富

焦石壩區塊一次井網投產254口井，平均井口生產壓力為4.79 MPa，日產氣量為1 027×104m3，①—⑨小層整體平均采收率為12.57%，其中①—⑤小層平均采收率為21.33%，可見上部氣層（⑥—⑨小層）儲層剩余資源較豐富，具有良好的開發前景。

1.2 儲層特征

焦石壩區塊受北東向和近南北向兩組斷裂控制，整體呈箱狀斷背斜形態，主體變形較弱，斷裂不發育、地層傾角小。縱向地質條件表現出較為明顯的“三段式”特征（表1），綜合評價認為①—⑤小層為Ⅰ類儲層，⑥—⑨小層為Ⅱ類儲層[5]。

表1 焦石壩區塊縱向地質條件概況表

1.3 儲層改造難點

以焦石壩區塊為代表的頁巖氣調整井壓裂改造主要存在2大工程難點：①一次井網開發后儲層非均質性變強，使得調整井壓裂改造范圍設計及預測難度增大；②一次井網開發后地層壓力下降，不受控的調整井壓裂波及區與前期生產井有效控制區部分交叉重疊，導致調整改造效率降低。

1.3.1 一次井網開發后地層非均質性變強

頁巖氣藏經歷了一次大規模改造后，老井壓裂改造的人工縫網及剩余儲量分布都呈非均勻分布。橫向上，微地震監測結果表明井間改造范圍分布復雜，單井單段壓裂裂縫展布差異較大，如J8平臺3口井平均單段壓裂縫長介于216～319 m（圖1），單段壓裂縫高介于31～46 m，單段壓裂縫寬介于45～90 m。縱向上。儲量動用評價認為一次井網對下部氣層（①—⑤小層）井間動用程度低，剩余地質儲量豐度達4.69×108m3/km2；上部氣層（⑥—⑨小層）儲量基本未動用，地質儲量豐度達4.11×108m3/km2。

圖1 J8平臺3口井微地震監測事件密度體、波及特征結果俯視圖

1.3.2 一次井網開發后地層壓力下降導致改造效率降低

長期開采導致焦石壩區塊頁巖氣藏地層壓力普遍降低，其中一次井網的老井壓力降幅明顯，地層壓力系數由早期的1.4～1.5下降至0.9～1.2。以Z1井區為例，老井開采后地層壓力降了6.4 MPa，屬于低壓區；調整井投產前平均地層壓力約26.7 MPa，平均地層壓力系數約1.10；上部氣層投產前平均地層壓力約24.8 MPa，平均地層壓力系數約1.03。調整井的開井、延伸及停泵壓力等關鍵核心壓力指標相較于前期開發井均整體降低。另一方面，由于老井長期開采形成的衰竭區，對調整井壓裂裂縫有較強誘導作用，進而降低對調整井的改造強度和效果[6]。下部氣層加密井JY2-5井實施過程中微地震監測結果證實了上述認識，該井部分井段監測事件點向西側偏移，東側事件明顯減少，可能受累產相對更高的老井（J-4井）影響。一次井網開采導致的氣藏整體壓力下降和老井衰竭區對調整井裂縫的誘導作用，共同導致了調整井壓后測試產能普遍低于老井。

2 高效壓裂對策及實踐

2.1 四維動態地質力學模擬分析技術

儲層地質力學狀態（孔隙壓力、三向地應力、孔隙度及滲透率特性、巖石變形特性等）是制約井位部署、鉆井、完井、壓裂的主要因素。同區塊前期生產頁巖氣井在開采過程中，包括孔隙壓力、地應力在內的地質力學特征參數會隨著生產時間發生變化，無法將已實施井原始地質力學狀態直接應用于開發調整井。現場測量技術僅能反應單點地質力學狀態且具有成本高昂的挑戰，無法在大規模調整井部署中進行推廣。因此，如何通過數值模擬手段獲取四維（三維空間+生產時間維）動態地質力學演化規律，成為開發調整井部署、鉆井以及水力壓裂優化設計的技術關鍵。四維動態地應力模擬分析技術是在高精度三維地質力學建模基礎上，開展老井壓后生產的滲流—應力耦合數值模擬，計算得到整個區域儲層開采過程中地質力學參數隨時間的動態演化規律[3,7]。傳統四維動態地應力建模分析方法難以綜合考慮儲層開發過程中非均質性、天然裂縫、儲層地應力、孔隙壓力等因素。本文創建了裂縫性頁巖儲層開采過程中的四維動態地應力模擬分析技術，其主要步驟為[8-9]：①三維綜合地質力學建模，通過基礎地質參數構建地質構造及網格模型，綜合地震—測井—室內巖心實驗開展三維物性及地質力學參數分析，并在地質模型中建立三維屬性地質力學模型，為目標井壓裂生產模擬提供基礎地質力學參數；②天然—水力（人工）裂縫DFN（離散裂縫網絡）建模，包括基于巖心、測井、地層數據進行天然裂縫分析建立的天然裂縫DFN模型，并結合水力壓裂數值模擬結果建立水力—天然裂縫組成的復雜裂縫DFN模型，為頁巖氣復雜裂縫擴展提供前提條件；③滲流—地質力學建模及耦合，在三維動態滲流—應力耦合模型基礎上，建立起真實地層尺度的頁巖儲層三維滲流模型、三維地質力學模型，并執行滲流—地質力學交叉迭代耦合計算。最后根據計算結果分析包括地應力在內的地質力學參數演變情況。

上述建模分析方法及成果于2018年首次應用于焦石壩區塊頁巖氣開發調整井（JY2-JY10平臺）。受老井壓后生產波及影響，儲層三向地應力變化存在差異，最小主應力變化最大，其次是最大水平主應力，而垂向主應力變化微小。與初始應力差相比，老井附近水平應力差升高達3～5 MPa，新井附近基本無變化（圖2）。開采后期井周地層壓力降低50%時，壓力衰減波及距離達200～500 m（因各井及井內各段前期改造效果而異），使得開發調整井井周地層處于老井壓后開采的波及范圍內。與一次老井和加密井的測井解釋對比可知，開發調整階段相對早期地應力場發生變化，四維模型預測成果得到了驗證。

圖2 沿裂縫擴展方向的三向地應力分布情況圖[8]

與傳統單一裂縫壓后生產導致兩向水平應力差逐漸減小的情況不同，焦石壩區塊頁巖氣藏呈現出隨老井開采孔隙壓力變化，垂向—水平地應力及水平兩向地應力差值變大的現象，其主要原因在于：傳統單一裂縫的泄壓方向為最大水平主應力方向，因此最大水平主應力下降速率大于最小水平主應力（即水平兩向應力差減小，甚至出現應力關系逆轉）。而頁巖體積壓裂改造模式下，壓裂各段之間基本無未改造區，即沿著井筒軸線方向（最小水平主應力方向）形成連續泄壓區，因此最小水平主應力下降速率大于最大水平主應力（即水平兩向應力差增大）。平面和縱向上地應力非均勻分布及老井誘導效應疊加影響，導致層理開啟難度增大、人工縫復雜度降低，進而影響開發調整井近端—遠端壓裂成縫復雜度及改造效果。因此，頁巖氣老井壓后開采的壓力—應力場動態變化對新壓井縫網形成易產生抑制與劣化作用。

2.2 水平井組立體縫網精準壓裂工藝

從地質—工程一體化角度出發，針對開發調整井儲層特征變化及開發需求，壓裂思路應由“單井單層改造”向“多井立體改造”轉變，如何實現多井立體改造條件下的人工裂縫系統精準布縫和控縫協同優化成為充分動用立體剩余儲量的關鍵。基于儲層復雜構造、天然裂縫、四維動態地質力學分析關鍵認識，前期研究與實踐形成了以“井間”精準布縫、“層間”精準促縫—控縫、井間干擾識別與實時調控為主要技術特點的水平井組立體縫網精準壓裂工藝目標，具體通過2個方面的優化設計和施工實時調控來實現。

2.2.1 基于四維地應力—壓力場分析的井間精準布縫優化設計

不同常規單井設計，由于老井采出導致地層壓力、裂縫的不規則展布，加之原始先存天然裂縫分布特征差異，井間和層間剩余儲量均存在分布不均的情況。開發調整井應更加注重老井壓后生產的滲流—地質力學特征變化對新井人工裂縫和井組綜合改造效果影響。重點考慮裂縫展布、改造強度與井網井距、剩余儲量動用相匹配，以井組為設計單元，優化匹配立體井網的壓裂縫網形態。①結合生產動態參數及四維地應力—壓力場模擬，分析前期壓裂和生產過程中儲層地應力—壓力的演化情況；②建立耦合水力/天然裂縫、地應力—壓力場動態變化的三維開發調整井水力壓裂擴展模型，并進行不同施工參數組合開發調整井水力壓裂裂縫模擬，評價老井應力—壓力場作用下對開發調整井裂縫展布形態、壓后產能影響，以縫網三維空間展布為核心制訂改造主體思路，包括簇間距、簇數、施工規模等關鍵參數設計策略（圖3）。

圖3 基于四維地應力—壓力場分析的精準布縫優化設計圖

以JL56井組下部氣層加密井（Z1、Z2、3HF、4HF）簇間距優化為例。①從改造裂縫的角度，不同簇間距下（段長不變）單井裂縫形態變化對比反映（圖4），在同一壓裂段施工液量相同時，簇間距越小，射孔簇數越多，使得單簇進液量越少，導致裂縫縫長、改造寬度及儲層改造體積越小；②從單井壓后產能和縱向波及范圍角度，不同的分簇方式則表現出多種不同的規律：當簇間距為5 m時初期產能最大；后期簇間距為10 m和15 m穩產效果更好；③10 m簇間距在5年內的總產量最大。

圖4 JL56井組下部氣層加密井不同簇間距裂縫參數模擬平面圖

出現上述特征的主要地質力學原因在于：①隨著簇間距增大，裂縫長度增加，加密井生產壓力波及范圍變大（橫向波及由180 m增加至260 m）；②簇間距降低，單簇液量降低，不利于主裂縫擴展，但能解決部分非均勻起裂和非對稱擴展導致的簇間地層未被充分改造的問題，同時增加裂縫復雜度和激活天然裂縫數量；③簇間距降低不利于形成更大的改造范圍，后期穩產效果較差。

具體到不同井組、下部氣層加密和上部氣層不同單井，可以視老井開采程度、井間剩余儲量具體分布狀況，以裂縫形態及壓后產能為雙重約束指標，差異化設計簇間距，同時匹配優化對應井段單段簇數、用液及加砂規模。以單簇裂縫改造強度即單簇用液量、單簇加砂量等為設計要點，更能準確控制裂縫平面展布，前期單井生產數據統計分析顯示上述參數對頁巖氣井長期累產作用明顯，應作為匹配控制剩余儲量的關鍵。

2.2.2 縱向分層促縫—控縫精細化設計

頁巖縱向應力是控制人工縫高的關鍵因素，脆性、層理密度是導致上部、下部氣層壓裂裂縫復雜度差異的主控因素。針對上下部氣層特征及成縫機制的共性和差異，形成了不同小層、不同類型井段差異化壓裂參數設計方法。

儲層縱向上不同應力差異背景下，人工縫高擴展模擬揭示應力差異越小，縫高向上延伸能力越強，控制范圍越大，人工壓裂縫高與頁巖小層間的應力差呈正相關關系，即差值越大，半縫高越高。當應力差低于5 MPa時，壓裂上縫高提升20%～50%。考慮焦石壩區塊五峰組—龍馬溪組一段為一套厚層頁巖層、儲層內部無明顯隔層等特征，基于“層間應力弱遮擋+壓力墻保護”雙效應制訂了針對性工藝對策，綜合應用造縫階段階梯控制排量變化速率及頻次、粉砂/暫堵劑封堵等多種手段控制縫高擴展。同時施工過程中老井提前關井補壓，新井與老井形成壓力屏障，緩解低壓區影響；上部氣層井施工前，通過下部氣層老井關井和加密井先行壓裂補壓，控制縱向波及，促進上下部氣層壓裂裂縫在目標層位延伸，實現了人工裂縫由“單層充分擴展”向“層間適度擴展”轉變。

細密布縫模式下，布縫密度、段內多簇裂縫均衡起裂擴展成為提升人工裂縫質量的關鍵。針對不同地層壓力區域井段進行差異化設計，形成了匹配井組地質特點的多簇布縫方式。相鄰老井低采出高地層壓力井段，以適當密切割為主，擴大改造體積，保證裂縫有效性；老井高采出低壓井段，以增大布縫密度為主，降低老井影響，提高近井復雜度，實現近井高采出。針對上部、下部兩套氣層的思路、對策和推薦參數體系見圖5，自下而上儲層由于成縫條件變差，布縫密度需進一步增強（提升50%）。考慮下部氣層加密井“地層虧空、應力場改變、鄰井老縫誘導”效應影響，以“控縫長、提高近井裂縫密度”為目標優化參數設計，結合焦石壩區塊頁巖儲層地質力學特征，通過平面三維多裂縫擴展邊界元法模擬分析，制訂了適應加密井改造需求的限流射孔設計方法，形成并推廣應用了水平井多簇限流壓裂工藝；針對上部氣層塑性、層理欠發育、局部高應力等特征，從控縫高促裂縫復雜角度出發，確定了“控縫高+前期促縫長延伸”關鍵參數優化原則，應用CFD和DEM井筒內流固耦合分析方法，研究長水平段與射孔孔眼處暫堵球運移特性[10]，明確了“投球坐卡封堵—液體能效再分配—新縫破裂開啟”暫堵工藝增產機理，在國內率先推廣應用了多簇投球暫堵工藝。

圖5 開發調整井上下部氣層壓裂工藝差異化設計思路及對策圖

2.2.3 基于天然裂縫—構造應力的井間干擾識別與實時調控

井間干擾是壓裂方案制訂、施工工藝實時調整、排液采氣制度優化的重點防控對象[11]。無論是北美和我國焦石壩區塊早期400～600 m井距，還是四川盆地當前大規模采用的150～300 m井距，井間干擾與調整井擾動老井的現象均普遍存在[12]。美國和加拿大頁巖氣生產井的完井與生產現場資料與室內機理研究顯示：壓裂沖擊帶來的負面影響主要體現為調整井采氣系數下降20%～40%，老井影響更大、套管損壞、地面設備故障和井筒出砂等方面[13-16]，決定壓裂沖擊正負面的決定性因素是生產時間和產量，超過這兩個極限，壓裂沖擊將產生負面影響[17]。焦石壩區塊開發調整井在老井壓裂及生產地應力演化基礎上，充分考慮天然裂縫和構造應力，進行井間干擾識別與實時優化調控方法。

一方面，頁巖氣的開發主要依賴于壓裂段之間相互溝通的裂縫網絡，從而與更大面積的儲層相互接觸，而天然裂縫發育的程度是決定裂縫網絡形成的核心[18]。焦石壩區塊壓裂設計及實踐主要依賴曲率間接反映天然裂縫發育特征。焦石壩區塊根據裂縫發育程度強弱，可劃分為空白、斑點、條帶狀3種類型（圖6），3類曲率特征與人工裂縫延伸密切相關，曲率空白區即天然縫相對不發育，需重點考慮層理影響；斑點狀曲率發育區域反映天然裂縫發育程度適中，利于人工縫延伸和復雜度的提高；條帶狀曲率間接反映近井局部地層構造變形大，可能對人工裂縫形成阻礙。另一方面，構造應力（張應力、擠壓應力）而言，地應力強度和方向隨單井及周緣的構造特征及產狀變化，直接影響井筒兩側壓裂裂縫非均勻擴展及有效改造體積，是預判人工裂縫延伸方向和縫網展布關鍵因素。

圖6 基于曲率體的天然裂縫識別圖

根據本區塊平面上不同井區構造應力、天然裂縫特征，以促進復雜地質條件下裂縫延伸擴展和復雜化為目標，制訂了差異化的工藝實施對策及參數調控措施（表2），從而保障壓裂方案有效性和單井改造效果。

表2 不同構造應力、天然裂縫特征背景下工藝對策及調整方法表

以現有的調整井壓裂施工對鄰井影響作用機制研究及認識為基礎[19-21]，焦石壩區塊開發調整井目前已總結出多種類型的井間壓裂干擾分析方法，即利用調整井和相鄰老井可建立壓裂井排量與老井壓力響應曲線，開展壓力響應形態分析，并依據上漲壓力、響應變化主斜率、壓力下降時間3個指標，實現了彈性介質響應、混合響應、直接沖擊等不同類型響應類型識別（圖7）：①彈性介質一般為鄰近裂縫之間的純應力相互作用；②混合響應為裂縫之間的應力相互作用+流體路徑，直接沖擊模式下連通裂縫沖擊的主要是液體，地層壓力衰竭越嚴重，壓力反映強烈，造成沖擊的可能性越大；③直接壓裂沖擊的井段造成影響可能性較大，短時間、高壓力響應時需考慮采取控制措施。

圖7 焦石壩區塊井間典型壓裂沖擊響應特征圖

根據壓力響應判別機制，制定了動態調整對策，實時優化工藝參數（表3）。現場采用壓裂干擾判別機制進行調控，基于相鄰老井響應判斷擾動類型、驗證縫網波及有效性，實時調整施工規模、改造強度、縫間及縫內暫堵工藝參數（暫堵干預時機、暫堵材料類型/組合模式、用量）等關鍵參數，可有效控制井間負面干擾，實現新井充分改造、老井同步受效。

表3 不同壓力響應特征壓裂實施調整對策表

3 現場應用效果

3.1 典型井應用效果

基于四維地應力—壓力場分析的精準壓裂優化設計方法，在焦石壩區塊開發調整井中推廣應用取得了顯著的效果[22]。以J6井組為例，通過一次井網后的四維動態地應力反演，老井開采5年后，上部氣層地層壓力下降了7.91～19.01 MPa，地應力基本與原始狀態相當；下部氣層地層壓力下降了29.63～30.73 MPa，當前地層壓力介于5.40～5.82 MPa，井周兩向水平應力差由4～6 MPa上升至10.8～11.5 MPa，老井開采后橫向應力擾動波及區約為老井改造縫長的1.6倍，縱向波及范圍基本與老井改造縫高相當。下部氣層加密井以克服老井虧空區影響、提升縫內凈壓力促復雜裂縫為目標，上部氣層井以提高裂縫復雜度、擴大改造體積為目標，針對性優化工藝參數設計，現場實施后該井組取得了較好的試氣效果，上部氣層平均單井測試產量為16.4×104m3/d，下部氣層平均單井測試產量為22.8×104m3/d。微地震監測結果顯示，平面上新井壓裂裂縫基本覆蓋了井間未動用儲量區，確保動用井控儲量；縱向上未出現明顯竄層，整體縫高控制較好，實現了立體縫網的精準有效控制。

3.2 總體應用效果評價

通過前期一次井網動態地應力演化評價，平面與立體布井壓裂優化與施工，調整井網壓后產能評價等多期次研究與現場試驗，形成了水平井立體縫網精準壓裂工藝及配套技術，并在焦石壩區塊開展了大規模推廣應用，有效解決了新老井協同受效、新井改造效率低等難題，提產降本效果顯著。截至2021年12月，開發調整井壓裂工藝累計應用255井次，相比實施初期，下部氣層加密井單井測試產量提升10.8%，上部氣層單井測試產量提升1倍，單井壓裂費用最大降幅達30%。一次井網175口老井受開發調整井壓裂影響，正面影響（壓力、產量恢復）井占比87%，負面影響（壓力、產量加速衰減）井占比3%，負面影響井占比明顯低于國外同類頁巖氣藏（負面影響占比15%～64%）。該工藝技術在未來焦石壩區塊上部氣層南擴、下部氣層評價、江東和平橋區塊立體開發調整中可進一步推廣應用，以進一步提升氣田采收率。

4 結論

1）焦石壩區塊頁巖氣開發經歷一次井網開采后，井間壓力—應力場變化對新壓井縫網形成存在一定的抑制與劣化影響，主要包括2方面因素：①老井裂縫低壓虧空區產生誘導效應，導致新井改造不能充分動用剩余氣富集區；②老井生產后井周的地應力場呈現強非均質性分布，水平兩向應力差增加，降低了人工裂縫系統復雜度。

2）在開發調整井技術可采儲量降低、建井成本控制和常規壓裂技術相對低效共同約束下，需以井組剩余氣資源有效動用為目標，轉變改造理念：以密切割增大儲層接觸面積、多場動態演化規律、多層儲層特征差異化為核心方法，開展井間精準布縫、縱向精準促縫、地質—工程多要素識別調控3方面的精細設計和現場實施，進而實現新—老井、上部—下部氣層、多簇裂縫間的壓裂參數協同優化。

3）前期平面加密、兩層立體開發良好的施工及生產效果表明，地質—工程一體化壓裂設計及可迭代優化實現儲層品質和完井交互融合的關鍵。在此基礎上，開展不同分區、不同井網模式下上—下部氣層開發試驗，是持續提高采收率的重要方向，應以少井高產、低成本開發為目標，持續開展地質—工程一體化技術攻關，完善頁巖氣田立體開發壓裂關鍵技術和模式，提高氣田資源利用率。