四川盆地不同類型頁巖氣壓裂難點和對策

王光付，李鳳霞，王海波，周 彤，張亞雄，王濡岳，李 寧，陳昱辛，熊曉菲

（1.中國石化 石油勘探開發研究院，北京 102206；2.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 102206）

四川盆地為中國陸上第三大含油氣盆地，面積達18×104km2，發育多套優質烴源巖與油氣成藏組合，頁巖氣資源豐富［1-2］。據自然資源部統計，四川盆地及其周緣頁巖氣技術可采資源量為11.3×1012m3，占全國總量的52 %。中國現有頁巖氣探明儲量基本來自四川盆地志留系海相頁巖，達到2.9×1012m3［3-5］。四川盆地頁巖氣資源規模性高效勘探開發意義重大。

四川盆地頁巖氣主要賦存于海相、海-陸過渡相和湖相頁巖層系，主要勘探突破層系包括寒武系筇竹寺組和奧陶系五峰組-志留系龍馬溪組海相頁巖氣，二疊系海-陸過渡相頁巖氣以及侏羅系湖相頁巖油氣［6-8］。目前，四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組海相頁巖經過10余年的勘探開發，先后發現了長寧、涪陵、威遠等多個海相頁巖氣田，3 500 m以淺的中-淺層海相頁巖氣藏已成功取得了商業化效益開發，形成了較完善的地質評價、優快鉆井、體積壓裂和高效開發等理論與技術體系［5］；3 500 m以深的深層海相頁巖氣藏受到埋藏深、壓力高、應力差異大等復雜地質工程條件影響，效益開發仍面臨極大挑戰，有待進一步突破［4，9］；同時，為了加快落實頁巖氣資源規模，陸相頁巖油和海-陸過渡相新領域新層系頁巖氣正在進行工業探索中［10-11］。總體上，四川盆地頁巖氣勘探開發尚處于早期階段。

與美國穩定的地質構造演化特征相比，四川盆地地質構造在演化過程中穩定性較差，經歷了多期次構造運動的疊加改造，地層發生強烈褶皺變形，盆地分割性強，難以復制北美大規模、高密度、多層立體布井開發模式。與此同時，在構造運動、成巖作用和流體活動等多因素共同作用下，四川盆地頁巖類型多，構造與熱演化史復雜，頁巖埋深、構造、地應力、裂縫發育程度和含氣性等差異大，需要結合不同區塊、不同類型頁巖儲層地質條件與資源稟賦差異，探索針對性的壓裂改造工藝技術，從而形成適應不同類型頁巖氣藏的提高單井產能技術［2］。

1 頁巖氣類型

四川盆地頁巖氣區塊統計表明（表1），優質含氣頁巖層系分布于寒武系筇竹寺組、志留系龍馬溪組、二疊系大隆組和侏羅系自流井組，其中志留系龍馬溪組為區域主力產層（圖1）。從頁巖氣效益角度出發，綜合考慮沉積類型、巖性組合、構造應力、氣藏埋深和地層壓力等因素，將四川盆地頁巖氣初步劃分以下6種類型。

圖1 四川盆地及盆緣主要頁巖氣區塊分布Fig.1 Distribution of major blocks of shale gas reservoirs in the Sichuan Basin and its periphery

1.1 海相中-淺層超壓頁巖氣

多位于盆地內部與邊緣，如焦石壩、長寧、威遠等區塊［12-13］。志留系龍馬溪組巖性以硅質頁巖為主，總有機碳含量（TOC）較高（＞2.5 %），孔隙度較大（＞3.8 %），為中、淺埋深（2 000～3 500 m），天然裂縫欠發育-發育，石英等脆性礦物含量相對較高，泊松比較低（0.16～0.25），儲層水平應力差較小（3～15 MPa），壓裂易形成復雜縫網，地層普遍超壓（地層壓力系數為1.2～1.9），目前已實現商業化規模開發。

1.2 海相深層超壓頁巖氣

多位于盆地內部，如涪陵江東、威榮、永川等區塊［17-19］，志留系龍馬溪組頁巖甜點段巖性為硅質頁巖、含硅質頁巖和黏土質頁巖，石英含量總體較高（41.5 %～74.4 %），部分區塊黏土礦物含量相對較高（24.0 %～58.8 %），TOC較高（＞3.0 %），埋深大（3 500～4 500 m），天然裂縫總體較發育-發育，泊松比較小（0.19～0.28），多數區塊儲層水平應力差較大（12～27 MPa），壓裂難以形成復雜縫網，地層普遍超壓（地層壓力系數為1.4～2.1），目前開發技術正處于創新迭代階段。

1.3 海相深層常壓頁巖氣

多處于盆地邊緣復雜構造區，如涪陵白馬、武隆、林灘場等區塊，志留系龍馬溪組，頁巖巖性為硅質頁巖、黏土質頁巖、粉砂質頁巖，石英含量總體較高（57.4 %～71.2 %），黏土礦物含量相對較低（16.0 %～28.5 %），TOC較高（4.0 %），孔隙度較大（3.4 %～4.7 %），埋深大（3 500～5 000 m），天然裂縫欠發育-發育，泊松比較小（0.18～0.38），多數區塊儲層水平應力差較大（13.0～25.4MPa），壓裂難以形成復雜縫網，地層普遍常壓（地層壓力系數為1.0～1.3），有效壓裂改造挑戰大［14-16］。

1.4 海相新類型頁巖氣

該類頁巖氣沉積類型豐富多樣，砂質、泥質、灰質及砂泥灰混合沉積均有發育，縱向非均質性強。頁巖孔隙度整體偏低［11-12］，介于0.8 %～4.5 %，平均2.2 %，石英含量總體高（66.8 %～81.7 %），黏土礦物含量低（20.1 %～28.8 %），TOC偏低（0.1 %～2.1 %），埋深較大（3 200～3 600 m），天然裂縫欠發育，水平應力差中等（4.0～9.1 MPa），形成復雜裂縫難度大，地層壓力系數較高（1.3～1.5）。目前，海相新類型頁巖氣的勘探工作目前主要集中在寒武系筇竹寺組，由于頁巖儲層縱向非均質性強，影響了可改造性。

1.5 海-陸過渡相深層超壓頁巖氣

多位于盆地內部，如川東普光、利川紅星等區塊［20-21］，巖性以硅質頁巖、灰質頁巖和混合質頁巖為主。總有機碳含量及熱成熟度差異大（TOC=0.2 %～9.0 %，Ro=2.0～3.1 %），石英含量低（22.5 %～57.4 %），黏土礦物含量較低（4.3 %～38.0 %），天然裂縫較發育，地層總體為常壓-高壓（地層壓力系數為1.1～1.7）。與海相沉積相比，其頁巖巖相變化更快，存在巖薄夾層和特殊巖性夾層，縱向非均質性更強。

1.6 陸相盆緣中-淺層超壓頁巖氣

位于盆緣構造帶，以復興區塊為代表，其總有機碳含量及熱成熟度（鏡質體反射率Ro）均較低（TOC＜2.0 %，Ro＜1.9 %），侏羅系湖相頁巖主要為半深湖-淺湖沉積，巖性以介屑紋層型黏土質頁巖為主，夾多層介殼灰質薄層，中-淺埋深（2 000～3 000 m），孔隙度大（＞3.7 %），石英含量低（20.4 %～60.6 %）、黏土礦物含量高（43.6 %～59.0 %），天然裂縫分布差異大，泊松比0.23～0.28，儲層水平應力差較小（5.1～6.2 MPa），地層總體為超壓異常（地層壓力系數為1.7～2.1）。該類頁巖氣具有埋深淺、楊氏模量小，石英含量低、灰巖夾層發育，黏土礦物含量高，可壓性較差并易造成儲層傷害，目前該類儲層的改造工藝仍需改進［22］。

2 不同類型頁巖氣儲層壓裂改造難點

2.1 海相深層及盆緣頁巖氣地應力復雜，壓裂裂縫非均勻擴展現象嚴重

四川盆地為多旋回疊合盆地，具有多期構造變動和多級層次結構。構造活動改造與區域地應力場隨埋深增加而趨于復雜。埋深小于3 500 m，構造特征主要為平緩向斜和低緩斜坡為主；埋深大于3 500 m以低陡構造和低褶構造為主。不同構造樣式地應力特征存在差異性，相同埋深條件下的構造擠壓區地應力通常高于寬緩區或拉張區的地應力；同一構造樣式、不同構造位置地應力也不同，背斜核部往往處于擠壓應力狀態，地應力更為集中，背斜翼部斷裂裂縫較發育，地應力有所釋放比核部低。以丁山區塊為例，該區地處林灘場-丁山構造帶北西翼，被多個構造帶夾持、構造變形復雜，不同區塊間及區塊內部地應力場分布差異大，同一口水平井不同壓裂段表現出不同地應力特征（拉張應變、擠壓應變），局部地應力方向發生轉變，段間干擾嚴重、施工壓力變化大。圖2為丁山區塊DYA井各壓裂段停泵壓力變化，顯示該區應力場分布非均質性較強。

圖2 四川盆地丁山區塊DYA井全井段停泵壓力曲線Fig.2 The pressure variation across various stages at pump shutdown in fracturing in well DYA in the Dingshan block，Sichuan Basin

受地應力復雜條件、斷裂體系發育影響，多簇壓裂裂縫非均勻起裂和擴展現象嚴重，降低縫網覆蓋率，影響壓裂改造效果和作業效率。另外，統計結果顯示四川盆地主要頁巖氣區塊水平應力差變化范圍廣，水平應力差與埋深的整體呈現出正相關趨勢（圖3）。埋深3 500 m 以淺的中-淺層水平應力差范圍集中在4.6～12.5 MPa，3 500 m 以深的深層水平應力差普遍在15.0 MPa 以上。隨埋深增加，壓裂形成縫網的難度大幅度增加。

圖3 不同區塊頁巖氣埋深與水平應力差關系Fig.3 Burial depth vs.horizontal stress difference of shale gas reservoirs in different blocks

2.2 盆緣和構造復雜區天然裂縫發育，壓裂裂縫形態控制難

受構造運動和儲層埋深等因素影響，四川盆地不同區塊天然裂縫發育特征差異顯著［23］。主力開發層系志留系龍馬溪組底部紋理縫發育而上部欠發育。區域上威榮地區構造簡單、天然裂縫不發育，永川地區構造復雜、天然裂縫較發育；涪陵焦石壩地區發育高角度縫、低角度縫和層理縫。頁巖儲層壓裂改造實踐表明，天然裂縫與地應力決定裂縫擴展形態。天然裂縫發育壓裂有利于形成復雜縫網，但壓裂裂縫形態控制程度差，壓裂液造縫效率低，改造體積受限。同時，壓裂液向天然裂縫內大量濾失，造縫效率低，造成加砂難度較大、加砂強度低，壓后裂縫有效性差，穩產周期較短、遞減快。

2.3 陸相和海-陸過渡相頁巖氣巖相變化快，巖石力學性質差異大

美國海相頁巖氣儲層主要含硅質和灰質脆性礦物，黏土礦物含量低；四川盆地頁巖氣儲層礦物組成多樣，黏土礦物含量高（圖4）。海相頁巖氣巖相為硅質/混合質頁巖，以四川盆地志留系龍馬溪組頁巖氣為代表，發育厚層富有機質黑色頁巖，以硅質頁巖為主，深水陸棚沉積。海相新類型頁巖氣巖相發育硅質頁巖和泥質粉砂巖，如寒武系筇竹寺組頁巖氣。海-陸過渡相頁巖氣巖相為硅質/混合質/灰質頁巖，巖石類型和礦物成分多樣。陸相頁巖氣巖相為黏土質/混合質頁巖，黏土礦物含量高。其中，侏羅系自流井組縱向發育多套巖性，如大安寨段和東岳廟段頁巖氣儲層為黑色頁巖與薄層介殼灰巖和粉砂巖不等厚互層［24］；千佛崖組儲層深灰-灰黑色塊狀硅質泥巖、黑色紋層狀硅質頁巖、夾灰色粉砂巖及泥質粉砂巖，偶夾介殼頁巖，夾層厚度普遍在0.5～2.0 m，巖石力學性質差異大（楊氏模量18.4～41.0 GPa），水力裂縫三維擴展困難、控制體積有限。縱向巖性和應力非均質性強，導致縫寬剖面變化快，支撐劑縱向輸送難度大。

圖4 四川盆地頁巖氣巖相礦物圖版Fig.4 Lithofacies and minerals of shale gas reservoirs in the Sichuan Basin

2.4 常壓頁巖氣壓裂閉合應力增加，導致導流能力降低

受構造位置、構造活動期次、斷裂特征和流體活動等因素影響，四川盆地盆緣頁巖氣保存條件極為復雜，地層壓力既有常壓又有超壓（表1）。常壓頁巖氣儲層孔隙孔徑小，小孔占比高，吸附氣占比高，努森效應更顯著，導致氣體在納米孔隙中運移微尺度效應更明顯、毛細管壓力大、壓裂后液相返排阻力更大，呈現壓后產量低、遞減快的典型生產特征，儲量高效動用難度大［26］。同時，相同地層應力條件下，壓力系數越低，縫內流體壓力偏低，裂縫有效閉合應力增加，支撐裂縫導流能力降低［27］。

2.5 陸相頁巖氣儲層高含黏土礦物，水化現象嚴重

與國外頁巖氣儲層相比，四川盆地頁巖層系黏土礦物含量較高，陸相頁巖儲層黏土礦物含量更高，其中復興區塊儲層黏土礦物含量在43.6 %～59.0 %，壓裂改造面臨諸多挑戰。頁巖的礦物組成一定程度上反映巖石脆性和可壓性，黏土礦物含量越高，巖石塑性越強，可壓性越差，壓裂形成復雜縫網的難度增加［28］，同時伊/蒙混層等水敏性黏土礦物使得頁巖儲層的水化現象嚴重［29-30］。在注入大規模壓裂液情況下，高黏土頁巖水化膨脹、崩解分散運移，易造成基質內部流體滲流通道的堵塞；壓裂裂縫表面頁巖骨架在水化作用逐漸松散、破碎，加劇裂縫面的軟化，導致支撐劑嵌入量增加、裂縫快速閉合失效，嚴重影響縫網長效導流能力的保持。

3 壓裂難點與技術對策

3.1 地應力對裂縫擴展的影響

基于離散元復雜裂縫擴展模擬技術［32-33］，研究不同水平應力差條件下的誘導應力場和復雜裂縫形態分布規律，發現水平應力差較低時，復雜裂縫的誘導應力擾動范圍較大，天然裂縫面上受到的閉合應力較小，并且隨著天然裂縫密度增加，水力裂縫容易激活天然裂縫形成“寬短型”的復雜縫網（圖5a，水平應力差較低和天然裂縫密度與壓裂裂縫擴展特征）。當水平應力差較高時，復雜裂縫網絡的誘導應力擾動范圍較小，天然裂縫面上受到的閉合應力較大，天然裂縫難以被激活，水力裂縫趨于穿過天然裂縫擴展，整體上裂縫網絡呈窄長型、復雜度較低。同時，天然裂縫發育會造成壓裂液濾失量大、縫內凈壓力顯著降低，造縫效率低，因此，天然裂縫發育的儲層需要提升施工排量增加縫內凈壓力，促進多分支縫擴展，同時增加壓裂液用量，提高改造體積。

圖6 為壓裂裂縫復雜性與水平應力差模擬結果統計曲線，隨著水平應力差由3 MPa逐漸增加到15 MPa，復雜裂縫網絡覆蓋率由82 %逐漸降低到24 %，裂縫復雜因子由0.51降低到了0.17，說明水平應力差控制著水力裂縫形態的復雜性。從裂縫復雜性變化曲線來看，可以分為3個階段：在水平應力差小于6 MPa時，易于形成復雜裂縫，裂縫網絡覆蓋率較高，裂縫復雜因子隨受應力差變化的影響明顯；在水平應力差為6～9 MPa時，由復雜裂縫逐漸向簡單裂縫過渡；在水平應力差高于9 MPa 時趨于形成簡單裂縫，裂縫網絡覆蓋率較低，裂縫復雜因子受應力差變化不明顯。

圖6 壓裂裂縫復雜性與水平應力差關系Fig.6 Relationship between stimulated fracture complexity and horizontal stress difference

同時，盆緣和深層復雜構造區地應力分布復雜，應力大小和方向差異會導致裂縫呈非對稱、非均勻擴展，高應力區的壓裂簇裂縫難以起裂擴展，影響儲層壓裂裂縫覆蓋率。采用限流射孔或投球暫堵（圖5b），通過增加優勢通道孔眼流動摩阻、封堵優勢流動孔眼通道，有效提高多簇裂縫擴展的均衡性，大幅度提高壓裂裂縫覆蓋率［31］。

3.2 天然裂縫發育對裂縫擴展和支撐劑運移的影響

涪陵頁巖氣等以細分密切割為核心理念，壓裂工藝呈現簇數不斷增加、簇間距不斷縮短的趨勢，目的在于通過高密度布縫，縮短油氣滲流距離，追求對儲集體的極限控制。但不同類型頁巖氣儲層地質工程條件差異較大，過度追求密切割的做法并非具有普遍適應性。模擬發現射孔簇優化應充分考慮天然裂縫發育密度、產狀等地質因素，以實現多簇裂縫的有效擴展。天然裂縫不發育時，降低簇間距、增大壓裂簇數的密切割，有利于實現高密度布縫；天然裂縫發育時，僅靠增加射孔簇數、降低簇間距并不能有效提高布縫密度。射孔簇數過多、簇間距過小，強烈的縫間應力干擾不利于多簇裂縫同時起裂延伸，射孔簇有效率降低且裂縫擴展中趨于合并，導致遠井區域縫網復雜程度和壓裂裂縫覆蓋率降低，改造效果變差（圖7）。相反，天然裂縫發育段，通過控制壓裂簇數與簇間距，可有效避免簇間裂縫合并，促進多簇裂縫均勻擴展，提高對儲集體的控制效果。

圖7 天然裂縫發育時的多簇裂縫合并擴展現象Fig.7 Merging and propagation of multiple clusters of fractures in the presence of natural fractures

將支撐劑顆粒從主裂縫有效的輸送到分支裂縫中，是實現多尺度壓裂縫網整體有效支撐的關鍵。研究結果表明，采用大排量、變黏滑溜水交替泵注可以降低主裂縫砂堤平衡高度，提高支撐劑縫遠輸送距離。圖8a1和圖8a2顯示了復雜裂縫中的支撐劑運移、沉降及堆積過程。支撐劑首先在主裂縫沉降形成堆積層，堆積層高度達到平衡高度后趨于穩定，沿縫長方向逐步延伸。當主裂縫遭到天然裂縫后，在攜砂液攜帶與重力滾動效應作用下轉向進入天然裂縫。研究表明主裂縫與天然裂縫縫寬的相對大小是支撐劑轉向進入天然裂縫的主控因素，而高黏度壓裂液、低砂比、小支撐劑密度與粒徑，有利于改善天然裂縫進砂比例。圖8b為支撐劑進入天然裂縫百分比的等值線圖，隨著天然裂縫縫寬增大，支撐劑進入天然裂縫質量占比提高。因此，對于水平應力差異較大的深層頁巖儲層，天然裂縫開啟困難、轉向縫寬小，支撐劑進入天然裂縫難度大，采用變黏度滑溜水、變排量、變粒徑支撐劑交替注入方式，可以有效提高支撐劑縫遠輸送距離，同時增加天然裂縫進砂比例。

圖8 復雜裂縫中支撐劑運移沉降數值模擬分析Fig.8 Numerical simulations and analysis of proppant migration and settlement in complex fractures

3.3 高應力隔夾層及紋層對壓裂的影響

當儲層存在高應力隔夾層時，突破縱向巖性及應力遮擋、實現對整個目的層厚度范圍的充分改造和有效支撐是壓裂工藝參數設計需要解決的關鍵問題。從不同條件下的模擬結果來看，采用低黏滑溜水壓裂時，縫內凈壓力不足，壓裂裂縫難以突破縱向隔夾層溝通上部儲層（圖9a）。提高壓裂液黏度可有效改善縫高擴展，但高應力隔夾層處形成的裂縫窄口易導致大粒徑支撐劑在此處堆積，最終造成上部儲層進液不進砂（圖9b）。此類裂縫將在生產過程中快速閉合失效，影響上部儲層的動用效果。為進一步改善隔夾層上部儲層的改造效果，需通過采用更高黏度的壓裂液改善縱向上縫寬剖面或采用更小粒徑支撐劑降低支撐劑輸送難度（圖9c）。

圖9 復興區塊高應力隔夾層下的支撐裂縫剖面模擬Fig.9 Simulated profiles of propped stimulated fractures in the presence of high-stress baffles and barriers in the Fuxing block

頁巖儲層紋層結構特征顯著，水平方向滲透率普遍高于垂直方向。模擬結果顯示，不同紋層發育情況下的壓裂裂縫形態與支撐劑鋪置效果存在顯著差別（圖10）。相比于紋層弱發育的儲層，密集紋層發育的頁巖儲層濾失更加嚴重。壓裂施工過程中，壓裂液沿高滲透紋層大量濾失，一方面導致液體造縫效率降低，壓裂縫長變短、縫寬變窄；另一方面造成液體的攜砂能力降低，支撐劑易發生沉降并在近井裂縫的底部堆積甚至造成砂堵，裂縫長度和高度方向的支撐效果變差。為了提高密集紋層發育儲層的改造效果，可以采用的工藝措施包括：①增加高黏液體的用量，降低濾失；②提高排量并適當控制單段射孔簇數，保證單簇進液排量；③增加小粒徑支撐劑用量或降低砂比，保證支撐劑的長距離輸送。

圖10 不同紋層發育儲層的壓裂裂縫形態及支撐劑展布Fig.10 Simulated fracture morphologies and proppant distribution in shale reservoirs with different lamina extents

3.4 壓力系數對滲流的影響

與高壓頁巖氣儲層相比，常壓頁巖氣儲層滲流機理更復雜、有效動用難度更高。常壓頁巖儲層小孔徑孔隙比更發育，孔徑小于10 nm的孔隙占比50 %～70 %，頁巖納米孔氣體傳輸主要受壓力和納米孔結構控制，導致氣體在納米孔隙中運移微尺度效應更明顯、毛細管壓力大，并由于常壓儲層含氣豐度和壓力系數低，常壓頁巖氣儲層更難實現規模效益開發。同時，常壓頁巖氣儲層吸附氣含量較高，頁巖氣衰竭開發過程中易達到解吸壓力，使吸附氣更早解析出來，生產過程具有產量遞減較慢的特征，為此需在長時間內保持裂縫的高導流能力。因此，在常壓頁巖氣儲層改造時，需要充分改造儲層形成更大的裂縫波及體積，并充分支撐人工裂縫、保持裂縫的長期導流能力，壓裂后才能獲得理想的產氣量。

3.5 高含黏土礦物頁巖水化作用對壓裂的影響

蒙脫石、伊/蒙混層等黏土礦物晶層吸附水合陽離子，并在表面形成水化膜導致頁巖水化膨脹。實驗表明，隨著水化作用的增強，頁巖微觀結構變化將會導致頁巖不同尺度力學性質的劣化，加劇支撐劑在裂縫表面的嵌入，加速裂縫閉合失效（圖11）。若維持裂縫長效支撐，一方面需要降低裂縫面水化傷害，另一方面需要優化壓裂加砂工藝。通過優化壓裂液體系的添加劑（如黏土穩定劑、助排劑、防水鎖劑等）類型和用量來抑制頁巖水化作用、優選組合粒徑支撐劑可以實現縫網多尺度支撐、采用強加砂模式提高裂縫內支撐劑的鋪置濃度，是實現頁巖氣儲層壓裂縫網長效支撐的關鍵工藝措施。

圖11 四川盆地龍馬溪組不同黏土礦物含量頁巖水化后表面支撐劑嵌入對比Fig.11 Comparison of proppant embedment onto fracture surfaces after hydration of shales with different clay mineral contents in the Longmaxi Formation，Sichuan Basin

4 不同類型頁巖氣壓裂技術與實踐

4.1 焦石壩中-淺層海相高壓頁巖氣

四川盆地頁巖氣，尤其是3 500 m以淺的中-淺層海相頁巖氣，先后經歷評層選區（2006—2009年）、先導實驗（2009—2014 年）、示范建產（2014—2016 年）和規模開發（2017年至今）4個階段，已形成了較完善的地質評價、優快鉆井、體積壓裂和高效開發等勘探開發核心技術，成功取得了商業化效益開發。目前，以涪陵焦石壩區塊為代表的中-淺層海相頁巖氣正開展“立體開發+密織井點+人工氣藏”技術實踐，最大程度提高氣田開發整體采收率，水平井井距250～350 m，水平段長1 500～3 000 m，壓裂段數20～30，簇間距5～8 m，排量16～18 m3/min，用液強度20～30 m3/m，加砂強度2.5～3.0 m3/m，平均砂比6 %～8 %。目前，中-淺層海相頁巖氣開發難點，已由壓裂改造挑戰轉向提高采收率。

4.2 丁山深層海相高壓頁巖氣

丁山背斜構造位于川東南低陡構造帶林灘場-丁山構造帶，目的層位五峰組-龍馬溪組頁巖埋深大于4 000 m、優質頁巖厚度35.5 m，地層壓力系數1.5，水平最小主應力平均103.42 MPa，裂縫開啟難度較大，受高應力層影響，裂縫在縫高方向上擴展困難。同時，DY2-1 井區斷層和天然裂隙較發育，存在套變風險。針對高地應力導致裂縫寬度小、加砂難度大的問題，一方面采用前置酸降低地層破裂壓力，另一方面優選支撐劑粒徑比例和砂比，采用長段塞式加砂模式，并在中-高砂比階段提升液體黏度；針對縱向高應力層阻礙縫高擴展，設計中降低單段簇數、增加單簇射孔進液量、降低砂比與綜合砂液，同時提升前置液黏度并盡可能提高施工排量，促進縱向裂縫擴展。針對微斷層及天然裂縫發育段，設計射孔位置遠離微斷層15～25 m，靠近斷層段降低綜合砂/液比4 %～6 %，并在天然裂縫發育段降低施工排量（＜15 m3/min）、提高70/140 目石英砂比例（＞40 %）近井筒暫堵。

DY2-1井采用“多段少簇密切割+大液量高排量增體積+縫口縫內雙暫堵轉向+段塞式高強度加砂”體積改造工藝模式，針對1 530 m水平段長，共計完成32段135簇壓裂改造，平均簇間距9.7 m，用液強度37.2 m3/m、加砂強度3.3 m3/m，主體施工排量18～20 m3/min。本井壓后測試產量55×104m3/d，為該區頁巖氣井壓后最高產能，實現了川東南丁山區域頁巖氣的高效開發。

4.3 井研-犍為海相新類型頁巖氣

井研-犍為區塊位于四川盆地川西南平緩構造帶鐵山-威遠構造帶，其目的層位為筇竹寺組頁巖，埋深3 235～3 591 m，地層壓力系數1.5。JS103 井為該區域一口預探井，該井穿行層段裂縫不發育，整體上水平段裂縫欠發育。同時該井目標層段中部應力較低，中部與上部存在應力夾層，差應力超過9.0 MPa，中部與下部存在厚度較大的應力遮擋，應力差超過10.2 MPa，壓裂改造縫高延伸難，改造體積受限。針對天然裂縫欠發育，采用細分密切割壓裂工藝，提高人工裂縫密度、增加改造后泄氣面積；針對隔層應力大，采用多段少簇、超大規模壓裂模式以增大縫長及改造體積，同時提升壓裂液黏度以突破應力遮擋、改善縱向縫寬剖面，降低支撐劑粒徑（以70/140 目石英砂為主），降低支撐劑輸送難度，實現壓裂裂縫全支撐。

JS103井采用“多段少簇密切割+高強度、組合粒徑支撐劑、循環連續加砂+變黏滑溜水體系”壓裂改造模式，針對2 015 m 水平段長，共計完成26 段110 簇壓裂改造，平均段間距21 m，簇間距5.5～20 m，用液強度39.5 m3/m，加砂強度3.2 m3/m，平均砂比8.3 %。通過前置階段微地震監測分析，前置階段對縫長分布62～223 m、縫高分布8～67 m，縱向上裂縫的縫高擴展得到有效改善（圖12）。前置階段結束，縫長繼續擴展，縫高方向小幅度擴展，表明前置膠液對于擴縫高有著明顯作用。本井壓裂后測試無阻流量53.6×104m3/d，是四川盆地寒武系筇竹寺組頁巖氣勘探首次重大突破。

圖12 井研-犍為JS103井前置液量與縫長（a）、縫高（b）對應關系Fig.12 Relationships of preflush volume with the length（a）and height（b）of stimulated fractures in well JS103 in Jingyan-Jianwei area

4.4 林灘場深層海相常壓頁巖氣

林灘場背斜構造位于盆地邊緣齊岳山推覆構造斷裂發育帶，目的層位五峰組-龍馬溪組頁巖橫向展布穩定，厚度80～106 m，儲層埋深大于4 000 m，地層壓力系數1.1，為深層常壓頁巖氣儲層。受擠壓構造應力影響，地層應力高，兩向水平應力差異顯著（15.2～19.5 MPa），壓裂施工及形成復雜縫網的難度較大。前期探井LY1 井壓裂施工過程中出現施工壓力高、加砂難度大、返排困難的現象，壓后未達到工業氣流。同時，各壓裂段施工壓力變化大，反映了儲層地應力分布的非均勻性，后期在南端構造核部完鉆LY3 井。地震極大似然體疊合分析儲層整體天然裂縫弱發育，但存在5個可能裂縫發育區。針對天然裂縫不發育區，單段射孔簇數增加至6簇、簇間距降低至6～8 m，以黏度3～10 mPa·s的低-中黏度滑溜水與40/70目陶粒為主，提高裂縫密度；針對天然裂縫發育區，采用單段3～5簇射孔模式，簇間距增加至10～15 m，通過增加黏度15～30 mPa·s高黏滑溜水以及100/200目石英砂與70/140目陶粒小粒徑支撐劑用量，實現降低濾失和平穩加砂。同時，配合暫堵劑、暫堵球對裂縫非均勻起裂與擴展進行調控，提高壓裂裂縫覆蓋率與裂縫復雜程度。

LY3井采用“多段多簇細分密切割+一體化變黏滑溜水+變排量+多粒徑組合強加砂+堵球、堵劑雙暫堵”壓裂改造模式，針對1 500 m水平段長，共計完成28段130簇壓裂改造，平均簇間距7.8 m，用液強度34 m3/m、加砂強度2.4 m3/m，綜合砂比7.16 %。微地震監測結果表明，暫堵前、后的裂縫非均勻擴展得到明顯改善（圖13）。壓后產剖測試表明，每米產氣較高區域與天然裂縫發育區具一定一致性。本井壓后測試產量17.2×104m3/d，與鄰井LY1 井相比產量提高4 倍，實現赤水深層常壓頁巖氣突破。

圖13 林灘場區塊LY3井壓裂暫堵工藝對裂縫非對稱擴展的控制效果Fig.13 Controlling effects of temporary plugging diversion technology on asymmetric fracture propagation in well LY3 in the Lintanchang block

4.5 普光大隆組海-陸過渡相頁巖氣

普光雷音鋪構造位于四川盆地川東褶皺帶黃金口構造帶，目的層位大隆組頁巖展布相對穩定、埋深3 500～4 600 m，地層壓力系數1.6，為深層超壓頁巖氣儲層。LYE1井為該區的水平預探井，目的層位為二疊系大隆組隆一段頁巖，厚58 m，水平最小主應力96.4 MPa，水平應力差9.7 MPa，楊氏模量41.6 GPa，泊松比0.24。由于該儲層地應力高，彈性模量和泊松比高，壓裂形成的裂縫寬度小，導致加砂難度較大。同時，層間發育了多套灰質應力隔層（6～7 MPa），縫高向下穿層擴展難度大，也為該層位的有效改造動用帶來挑戰。針對形成的裂縫寬度小、加砂困難問題，優選不同粒徑支撐劑比例和砂比（包括70/140 目粉砂、70/140 目陶粒、40/70 目陶粒和30/50 目陶粒粒徑），增強不同粒徑支撐劑進入各級裂縫的能力，并整體提升液體黏度，增加縫寬和支撐劑輸送距離；針對多套灰質應力隔層發育，優化液體黏度及泵注方式，前置黏度60～80 mPa·s 交聯滑溜水，以增加裂縫擴展高度，主體以黏度3～10mPa·s 低黏滑溜水與12～18 mPa·s 高黏滑溜水為主，并盡可能提高施工排量，提升縫內凈壓力，增加裂縫改造體積。

LYE1 井采用“多段少簇聚能+前置膠液縱向擴縫+大排量高液量+組合粒徑高強度鋪置”改造工藝模式，共計完成25 段87 簇壓裂改造，主體簇間距平均10.7 m，段間距平均18 m，主體排量12～16 m3/min，加砂強度3.7 t/m，用液強度62.4 m3/m。該井壓后獲日產42.6×104m3高產頁巖氣流，實現了四川盆地二疊系大隆組新層系頁巖氣勘探重大突破。

4.6 普光千佛崖組陸相頁巖氣

PLY1 井位于四川盆地川東斷褶帶黃金口構造帶普光東向斜，為該區的一口預探水平井，目的層位為千佛崖組一段陸相頁巖，埋深3 393 m，地層壓力系數1.3，水平段楊氏模量為23.3～48.6 GPa，泊松比為0.20～0.25，力學脆性指數為0.39～0.60，最小水平主應力為56.8～74.0 MPa（均值67.0 MPa），水平應力差8.5 MPa。目的層縱向多巖性互層，巖相力學性質差異大，灰質介殼紋層密集發育，裂縫縱向延伸困難。同時，黏土礦物含量達53.2 %，儲層敏感性強。針對巖性縱向非均質性較強、介殼層導致縱向延伸困難，采用“酸預處理+超高黏滑溜水擴縫+定向射孔+快提排量”促進縱向穿層；針對黏土礦物含量高，優選防膨劑長效防膨。

PLY1井水平段長1 431 m，采用“多段多簇密切割+多級雙暫堵+定向射孔+一體化變黏防膨滑溜水”改造工藝模式，完成23 段113 簇壓裂改造，主體簇間距平均8.8 m，段間距平均20 m，主體排量12.0～16.5 m3/min，加砂強度3.9 t/m，用液強度37.9 m3/m，平均砂/液比6.9 %。該井壓后獲日產氣10.4×104m3、日產油1.3 t的工業油氣流，取得了川東北湖相頁巖氣勘探突破。

5 討論

1）四川盆地及盆緣頁巖氣地質條件的復雜性與多樣性，多尺度天然裂縫及空間地應力預測的準確性直接決定壓裂優化設計的針對性。現有方法從地球物理、地質、測井和地質力學等多學科的角度出發，實現了對天然裂縫分布、空間應力狀態的刻畫，但針對相對較薄的優質頁巖層儲層參數預測、小尺度裂縫預測以及地應力空間分布等預測的精度依然不夠。同時，現有三維地質力學建模方法目前尚不完善，主要利用靜態參數開展區域應力場建模，尚需要進一步考慮壓裂施工到生產過程中的動態變化，為壓裂模擬與參數優化設計提供基礎模型。

2）深化復雜巖相特征頁巖與應力環境下的壓裂裂縫擴展規律，應進一步加強微幅構造、非均勻應力分布、多尺度密集交互弱面、各向異性巖石力學性質與縱向多巖相組合等因素對頁巖三維復雜裂縫擴展的影響規律研究，探索適合不同地質條件、不同類型頁巖的人工裂縫調控技術，提高壓裂改造效果。同時，充分考慮大液量壓裂施工引起的局部應力場變化，探索壓裂過程中段間、井間地應力場動態演化規律，攻關四維地質力學-裂縫擴展-滲流耦合模擬技術，實現頁巖氣藏應力場、孔隙壓力場等四維動態刻畫，為水平井平臺多層布井立體壓裂作業模式優化提供關鍵手段。

3）頁巖儲層內壓裂液、地層水和氣多種流體共存，多尺度人工裂縫、微裂縫和納米孔隙基質等流體分布與運移存在空間不均勻性，頁巖氣儲層復雜多重介質內滲流機理復雜。另外，壓裂液與頁巖水化作用誘發頁巖不同尺度力學性質的劣化，再加上開發過程中儲層流體壓力的不斷下降，有效應力的增大會導致裂縫逐漸閉合，生產過程中滲流通道時變。現有頁巖氣藏模擬方法需要進行有針對性的創新和修正，從而適應常壓、高壓等不同類型頁巖氣藏高精度EUR（單井評估最終可采儲量）預測需求，通過合理布井、布縫，最大限度提高儲層動用程度。

6 結論

1）對比四川盆地已探明頁巖氣區塊地質工程參數特征，從效益開發角度出發，依據沉積類型和巖相組合特征、埋藏深度和壓力系統，劃分6 種類型頁巖氣，即海相中-淺層（深度＜3 500 m）超壓頁巖氣、海相深層（深度＞3 500 m）超壓頁巖氣、海相深層常壓頁巖氣、海相新類型頁巖氣、海-陸過渡相深層超壓頁巖氣和陸相中-淺層超壓頁巖氣。

2）分析天然裂縫發育、地應力場劇烈變化、高含黏土礦物、發育夾層和紋層等是影響和制約不同類型頁巖氣儲層壓裂效果的關鍵共性問題。壓裂機理和實驗研究表明：①天然裂縫發育及復雜的地應力分布會導致壓裂裂縫非均勻擴展和裂縫合并現象，優化射孔參數和采用暫堵工藝可有效調控裂縫形態，提高改造體積；②夾層和紋層則影響縫高縱向擴展和支撐劑的運移鋪置，提高前置高黏壓裂液和小粒徑支撐劑用量，有利于裂縫縱向穿層與支撐劑均衡支撐；③高黏土頁巖強水化作用會導致頁巖力學性質劣化和加劇支撐劑嵌入，優化壓裂液體系添加劑類型和用量可抑制頁巖水化作用。

3）探索并形成不同類型頁巖氣水平井體積壓裂工藝技術對策模式，如：①水平最小主應力高且裂縫發育的深層海相高壓頁巖氣，采用“多段少簇密切割+大液量高排量增體積+縫口縫內雙暫堵轉向+段塞式高強度加砂”；②水平兩向應力差異大且裂縫發育的盆緣深層海相常壓頁巖氣，采用“多段多簇細分密切割+一體化變黏滑溜水+變排量+多粒徑組合強加砂+堵球、堵劑雙暫堵”；③泥質粉砂巖海相新類型頁巖氣，采用“多段少簇密切割+高強度、組合粒徑支撐劑、循環連續加砂+一體化變黏滑溜水體系”；④灰質應力隔層發育的海-陸過渡相頁巖氣，采用“段內少簇聚能+前置膠液縱向擴縫+大排量高液量+組合粒徑高強度鋪置”；⑤高含黏土礦物的陸相頁巖氣，采用“酸預處理+超高黏滑溜水擴縫+定向射孔+快提排量”，同時優選滑溜水防膨劑長效防膨、保護儲層。上述模式應用效果顯著，已大幅度提高單井產能，為復雜類型頁巖氣高效壓裂和效益開發提供借鑒。