川南泸州地区页岩气甜点地质工程一体化关键要素耦合关系及攻关方向

Coupling Key Factors of Shale Gas Sweet Spot and Research Direction of Geology-Engineering Integration in Southern Sichuan

摘要

页岩气甜点地质工程一体化关键要素分析与评价是页岩气高效勘探开发的必要工作.从甜点优选、钻完井工程、压裂工艺等多方面对川南泸州地区开展研究，结合地质工程一体化研究思路，系统分析了工程要素与地质要素的耦合关系.结果表明：泸州地区地质条件复杂，水平最大主应力方向为NWW-SEE向，由西向东裂缝发育程度减少；天然裂缝方向与最大主应力方向和井轨迹有效匹配提高压裂改造体积，井轨迹方位与地应力夹角大于60°、与裂缝主方向夹角大于20°时，水平井压裂效果越好；通过加密分簇、提高排量、暂堵转向、提高加砂强度等技术优化，可保证深层页岩改造体积及缝网有效性.综上，利用工程与地质双因素耦合分析，开展深层井轨迹与甜点预测关系、深层裂缝体积改造与地应力关系、深层钻‒完井工程与岩石力学关系技术攻关，能够有效推动地质工程一体化的动态运行，提高单井最大可采量和区块最大动用量.

关键词

复杂构造区 / 页岩气甜点 / 地质评价 / 水平井开发 / 靶体预测 / 压裂工艺 / 地质工程一体化

Key words

complex structure area / shale gas sweet spot / geological evaluation / horizontal good development / target prediction / fracturing technology / geology-engineering integration

0 引言

随着国家对页岩气大力勘探和开发，经历“十二五”和“十三五”持续技术攻关及实践，2021年我国页岩气产量超过230×10⁸ m³；其中四川盆地及周缘页岩气资源量丰富，具备大面积富集成藏条件，勘探开发潜力巨大，是我国页岩气开发的主战场，已经陆续实现长宁、泸州、威远、昭通、涪陵、太阳等地区商业性的开发（谢军等，2019；姜振学等，2020；聂海宽等，2020a，2020b；肖斌等，2021；王红岩等，2023）.随着川南页岩气的勘探开发逐渐迈向深层，深层页岩气开发面临着更大的挑战：深层构造条件复杂，井位布置困难；地应力差异较高，中等脆度不利于复杂缝网形成；岩石弹性模量低，可压性较差，裂缝复杂性及体积改造程度难以提升；储层孔隙类型多样，气藏渗流规律复杂；深层页岩钻完井周期长，井眼轨迹控制困难，存在井壁垮塌等一系列不利要素（刘清友等，2021；杨跃明等，2021；王红岩等，2023）.因此，需要以地质评价为前提、工程改造为核心的地质工程一体化技术，实现“资源最大化动用、最小化低效益井、力争实现单井效益最大化”的开发总体设计要求（谢军等，2019；姜振学等，2020；刘清友等，2021；王红岩等，2023）.

开展地质工程一体化研究，需要围绕提高单井产量这个关键问题，以三维模型为核心，以地质‒储层综合研究为基础，针对油气藏从预探、评价、开发、调整等各个阶段遇到的挑战及问题，开展针对性、有效性、前瞻性、实时性的分析和应用（吴奇等，2015；胡文瑞，2017；李国欣等，2019；谢军等，2019）.在“地质工程一体化”中“地质”是一个广义的概念，通常指为油气藏服务的相关学科的统称，包含油气藏建模、油气藏地质力学评价、油气藏储层表征、油气藏断裂表征等.“工程”主要是指勘探开发过程中从钻井到生产等一系列与工程相关技术问题，对钻井、压裂等工程技术方案进行不断调整和完善（胡文瑞，2017；吴奇等，2018；李国欣等，2019）.“一体化”是指新的工作流程，实现跨学科协作，将原先若干独立、相互分散的单元和要素，整合到一个平台（吴奇等，2015；胡文瑞，2017；李国欣等，2019；王红岩等，2023）.目前，地质工程一体化受到了国内外石油工程专家的大量关注.2017年胡文瑞院士针对地质工程一体化探讨了基本内涵、概念和适用领域，认为一体化决策者团队、协同管理、多学科数据基础和平台是开展地质工程一体化的必要条件；为了实现勘探开发效益最大化，有必要开展地质‒油藏工程‒方案研究一体化，钻井和完井设计‒施工工艺一体化，质量‒安全‒环保‒评价全过程管理一体化（胡文瑞，2017）.吴奇等（2018）提出以经济性为前提、数据整合为基础，多学科领域融合，抓住关键挑战性问题，解决实际问题.近年来，部分学者开始运用地质工程一体化技术在长宁、威远等地区陆续开展研究工作，均取得较好的经济效益（吴奇等，2015；谢军等，2017；刘清友等，2021；王红岩等，2023）.

地质工程一体化关键要素包含地质甜点预测、井型/井距、靶体/优质储层钻遇率、储层改造工艺技术与有效性、排采制度、生产制度与开发技术政策等.在勘探开发过程中通过以上不同地质工程要素的充分耦合、不断迭代、不断更新，实现全生命周期的优化，其中地质类关键要素有构造样式、裂缝发育特征、物性特征、含气性特征等.工程类要素有岩石力学特征、地应力特征和靶体钻遇率等.地质类要素是基础，工程类要素则是能否制定合理的开发对策、充分释放产能的关键，保持较高的靶体钻遇率有利于保证页岩气生产过程（谢军等，2019；刘清友等，2021）.岩石力学特征主要反映了岩石受到外力作用后的变形特性，主要表征参数有泊松比、杨氏模量、岩石破裂压力等，其变化会对水力压裂的裂缝起裂与延伸规律产生重要影响，其性质受到埋深、构造应力的影响，需要深入地认识复杂改造区的岩石力学参数变化规律，有效指导不同位置、层位的储层改造工艺参数（熊健等，2021）.水力压裂裂缝发育程度与地应力特征密切相关，裂缝的延伸方向、延伸长度、改造体积等均受到地应力的控制.总体来说，以地质工程一体化思路为指导，掌握页岩气主要的地质要素对于工程实施效果的控制作用，研究不同构造单元的关键地质条件，阐明不同地质条件对于钻井、压裂及开发工程的影响，根据地质特征确定合适的开发技术，最终形成地质工程一体化方案.

川南深层页岩具有埋藏深、破裂压力高、水平应力差大、形成复杂缝网困难、地层压力系数高等一系列挑战，有必要开展地质工程一体化方案设计，逐步形成川南泸州地区深部储层页岩气钻完井配套技术，不断提升压裂施工主体排量和加砂量等关键参数，形成深层页岩气体积压裂高效加砂压裂模式，建立适合川南泸州地区深层页岩气地质工程一体化方案.因此，本次研究以四川盆地南部五峰‒龙马溪组页岩为例，对泸州地区构造及断裂发育特征、裂缝级别及发育特征、储层及含气量等地质要素开展分析，对地应力及储层敏感性、岩石力学特征等关键工程要素开展一系列研究，重点针对几个关键的构造（福集向斜、得胜‒宝藏向斜、来苏‒云锦向斜）系统分析工程要素与地质条件耦合关系，形成有效地质工程一体化方案，以期对泸州地区页岩气高效开发提供有效支撑.

1 区域构造背景

四川盆地是一个多旋回的沉积盆地，北部受到米仓山及大巴山、南部被楼山、西部被龙门山、东部被大隆山所限.在构造上，由华蓥山背斜和龙泉山背斜将四川盆地划分为5个构造区（Chen et al.， 2017）（图1）.四川盆地地层经历了从海相沉积到陆相沉积的转变，主要经历了加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动及喜马拉雅运动多期构造运动，形成了复杂的构造变形特征及沉积环境（郭伟等，2021）.

泸州地区位于四川盆地南部，主要包含齐岳山断裂带以西与华蓥山断裂以东的区域，是古隆起南斜坡和川东南拗褶带之间的川南低褶构造带.整体特征表现为褶皱变形强烈，东北部褶皱变形程度较强，向西南逐渐发散，逐渐变为窄陡状背斜及平缓向斜构造.研究区受到华蓥山断裂、綦江断裂以及齐岳山断裂带一级断裂共同控制（唐永等，2018；张坦，2020）.泸州地区整体以宽缓向斜和低陡斜坡构造为主，其面积占背斜构造面积的20倍以上（杨洪志等，2019）.由于受到多期构造组合综合改造的影响，NNE向构造带、SN向构造带以及WE向构造带相互叠加，形成多条不同走向的NE向、近NS向和近WE向的逆冲断层，呈现条带状分布（黄涵宇，2018）（图1）.

泸州地区内部Ⅰ级断层较少，主要分布在区块的西部和南部，Ⅱ级和Ⅲ级断层较为发育，断距20~300 m.研究区阳高寺构造、龙洞坪构造受华蓥山断裂带伴生的二级构造带控制明显，多发育高角度逆冲断层，形成多个窄陡状背斜.晚白垩世受到雪峰陆内造山运动的影响和NE向挤压应力的作用，形成一系列的NE向构造，并持续到古新世末期（图1）（梅廉夫等，2010）.渐新世早期，由北向南受到挤压应力的作用，NE走向断层逐渐偏转，南部变为NS向断层，呈现近平行式展布，局部地区出现斜交式断裂，形成一个大型的断裂走向转换带（唐永等，2018）.

2 复杂构造区地质要素发育特征

2.1　构造样式特征

构造样式与整体构造运动特征、应力环境密切相关，反映了局部构造变形在时间与空间上形成的阶段特征.构造样式的差异也造成页岩气藏保存条件不同，其构造变形程度及变形方式对于后续气藏勘探开发具有重要的借鉴意义.泸州地区三维地震剖面分析以及断层解释结果显示，研究区在不同期次挤压应力作用下，形成断弯、断展褶皱等不同类型复杂构造样式，以背冲断裂组合类型、对冲断裂组合类型及断背斜组合类型等为主（图2）.

断背斜组合类型（图2a）：该类型主要发育于龙洞坪构造，上覆地层沿着奥陶系顶部‒志留系底部滑脱层形成断坡状弯曲褶皱类型，断弯褶皱前翼较陡，后翼较为宽缓，核部由于变形程度较强，形成复杂的内幕次级断褶.背冲断裂组合类型（图2b）：该类型主要发育于研究区主体地区，在福集向斜、德胜向斜的两翼较为发育，由于研究区地层具有多套滑脱层，平衡剖面演化过程显示泸州地区具有双层复式背冲特征，断层下部消减在基底内幕拆离面中，上部剪切龙马溪组页岩层系.对冲断裂组合类型（图2c）：该类型主要发育于古佛山、阳高寺、龙洞坪背斜构造，多以复式对冲出现，断裂两翼距离较短.挤压应力作用造成两条反向逆冲断层向统一的构造单元逆冲，形成共轭背形或对冲挠曲构造.

2.2　裂缝发育特征

裂缝是影响页岩气勘探开发效果的关键因素，页岩复杂的裂缝系统对于页岩气藏开发以及增产具有重要影响（Bowker， 2007）.天然裂缝的发育能够有效促进页岩气的富集、解吸、渗流和人工诱导缝的产生；人工诱导缝能够在天然裂缝的基础上实现延伸和拓展，通过沟通不同级别的裂缝，实现页岩储层改造体积大幅度提升（吴建发等，2021）.

根据泸州地区五峰‒龙马溪组FMI成像测井数据，绘制了3个向斜裂缝走向玫瑰花图.3个向斜的裂缝发育走向较为相似，福集向斜发育NNW-SSE向、NW-SEE向、NE-SW向和近S-N向四组构造裂缝（图3a）；得胜‒宝藏向斜主要发育NW-SE向、NE-SW向、近S-N向和近E-W向裂缝（图3b）；来苏‒云锦向斜裂缝走向主要为NNW-SEE向、NNE-SSW向和NEE-SEE向（图3c）.结合构造运动期次，对不同构造区的裂缝进行分析，并结合川南泸州地区的埋藏史和构造演化史以及断层交切关系，认为泸州地区主要经历了3次主要构造运动.燕山早期，受到NW向的挤压应力影响，表现为强烈的褶皱变形期，形成了现今NE向的隔挡式褶皱，福集向斜NNW-SSE向和NWW-SEE向裂缝较为发育；燕山晚期，受到NW向挤压应力转变为NE向，德胜‒宝藏向斜不仅受到NW向挤压应力，也受到NE等挤压应力影响，发育多条NE和NW双向的裂缝；喜山期以来，云锦‒来苏向斜受NS向挤压应力更明显，形成大量NNW-SEE走向裂缝.总体来说，泸州地区现今水平最大主应力方向为NWW-SEE向，在井筒垂直最大主应力方向的水力压裂过程中，云锦‒来苏地区更易沿早期裂缝延伸和扩展，导致不易形成复杂的裂缝网络.

对泸州地区不同向斜中不同类型的裂缝密度进行统计，可以看出福集向斜主要发育层内张裂缝，其中层内张裂缝的密度为6.68条/m，得胜‒宝藏向斜和来苏‒云锦向斜中3种构造裂缝发育程度均较小（图4）.福集向斜中泸203井获138×10⁴ m³/d的测试产量，岩心观察表明，层内张裂缝被限制在基质或黄铁矿纹层之间，一定程度上促进了页岩气的解吸，并提供了游离气的赋存空间，有利于页岩气的高产.其他向斜穿层裂缝发育程度较小，可能是因为岩石内部垂向应力与水平最小主应力差异不大，无法形成有效的垂向裂缝系统，需要有效的水力压裂工艺，实现多尺度多方向裂缝网络.

2.3　储层物性特征

对泸州地区不同构造区的五峰‒龙马溪组页岩进行储层物性及孔径分布统计，结果显示不同构造区页岩孔隙度以及孔隙结构存在一定的差异（图5）.福集向斜及宝藏向斜的五峰组平均孔隙度较高，多数介于2%~4%（图5a）.龙马溪组孔隙度整体与五峰组类似，但在德胜向斜内部，平均孔隙度达到4.5%，与五峰组相差较大（图5b）.泸州内部福集向斜、德胜向斜、宝藏向斜的龙马溪组孔隙度平均达到3%以上，来苏‒云锦向斜平均孔隙度较低，这可能和云锦向斜埋深较大相关.云锦向斜的典型井（黄207井和阳101H88-1井）龙马溪组底埋深均在 4 000 m以上，较大的埋深使得上覆岩石应力更强，孔隙受到垂向的挤压作用更强，造成孔隙度减少.

2.4　储层含气性特征

页岩的含气量是含气性研究的重要参数之一，对于页岩气资源评价、有利区优选以及产能预测具有重要的指示作用.通常，页岩含气量主要通过3种方法获得，包含等温吸附实验法、测井解释法以及现场解吸法；现场解吸法是最主要的方法，总含气量由解吸气、损失气以及残余气组成（李玉喜等，2011）.通过在标准大气压和解吸温度下，直接获取解吸气含量；通过线性回归获得页岩损失气量；对页岩样品进一步粉碎，通过解吸获得残留气含量.

对泸州地区不同构造部位典型井的含气量、解吸气含量、损失气含量等进行分析（图6），结果显示宝藏向斜整体平均含气量较大，介于1.61~2.92 m³/t；其次为福集向斜和德胜向斜，其平均总含气量介于1.56~1.91 m³/t.来苏‒云锦向斜内部含气量存在较大的差异，埋深较浅的窄陡状向斜（埋深小于 3 500 m）的含气量要高于埋深较大（4 000 m以上）的宽缓向斜核部.如黄202H2-1井（窄陡状向斜核部）的平均含气量能够达到2.33 m³/t，但是阳101H91-4井平均含气量仅仅为1.54 m³/t（宽缓向斜核部）.这可能是由于构造运动差异造成向斜南部埋深较大，部分有机质发生石墨化，储集能力下降造成含气量较低.损失气及解吸气含量与总含气量有相似的变化趋势（图6b、6c），不同构造单元内损失气与解吸气含量占比结果显示多数井损失气含量占40%~70%，解吸气含量通常占20%.

泸州区域性的含气量与沉积相、构造样式、保存条件、有机碳含量等存在较为明显的关系.泸州地区不同向斜构造的含气量和总有机碳均呈现较为明显的相关性（图7a），页岩总有机碳含量越高，有机质孔隙度越高，含气量越大.但不同向斜构造的含气量和孔隙度关系不是特别明显（图7b），特别是来苏‒云锦向斜、德胜向斜，并且不同向斜构造的总含气量与含水饱和度具有较为明显的负相关关系（图7c）.这可能是较高的含水饱和度对于气藏的破坏作用巨大，页岩储层充满大量的水，造成页岩含气量下降明显.此外，在后期气藏改造调整过程中，气藏保存条件发生变化，气体发生逸散，造成含气量与孔隙关系不紧密.

3 复杂构造区工程要素特征

3.1　岩石力学及脆性特征

页岩储层脆性影响着水力压裂改造效果，通过页岩脆性评价研究，为压裂设计提供支持，保证改造效果，对于页岩气产能意义重大.此外，压裂工艺技术的选择和施工参数的设计也要依据储层的脆性特征.前人的研究表明，具备商业开发的页岩，其石英、长石等脆性矿物含量一般高于40%，黏土矿物含量低于30%（孙川翔等，2019）.应用矿物成分计算岩石脆性指数的公式如下：

B_{\mathrm{1}} = \frac{V_{\mathrm{q}\mathrm{a}}+V_{\mathrm{f}\mathrm{e}}+V_{\mathrm{d}\mathrm{o}}+V_{\mathrm{c}\mathrm{a}}}{V_{\mathrm{q}\mathrm{a}}+V_{\mathrm{f}\mathrm{e}}+V_{\mathrm{c}\mathrm{a}}+V_{\mathrm{d}\mathrm{o}}+V_{\mathrm{c}\mathrm{l}}}，(1)

式中， V_{\mathrm{q}\mathrm{a}}、 V_{\mathrm{f}\mathrm{e}}、 V_{\mathrm{c}\mathrm{a}}、 V_{\mathrm{d}\mathrm{o}}、 V_{\mathrm{c}\mathrm{l}}分别为石英、长石、方解石、白云石和黏土的含量，单位为 %.

泸州地区五峰‒龙马溪组页岩从下往上脆性指数逐渐降低，在龙一1^1-2小层部分脆性指数主要分布于0.70~0.85，平均值为0.77，表明川南海相页岩在龙一1^1-2小层具备较高的脆性指数，属于水力压裂的优势目的层位（图8）.随着深度变浅，脆性指数逐渐降低，龙一2亚段的脆性指数明显不如龙一1¹小层，主要分布于0.37~0.68，平均值为0.54.随深度变浅，多数构造区的脆性指数也相对降低，但同一层位的脆性指数差异不明显（图8）.

岩石力学参数能够反映页岩在外界应力作用下发生破坏产生裂缝的能力.选取泸州地区龙一1¹小层的页岩进行岩石力学测试，结果显示在129 ℃和82.2 MPa及71.8 MPa的围岩条件下，页岩杨氏模量介于 35~45 MPa，平均为42 MPa，泊松比介于0.21~0.31，平均为0.25，显示出较好的可压性.

3.2　地应力发育特征

地应力的分布特征对于页岩储层的压裂施工以及井位部署具有重要的影响，其大小及方向控制了页岩气井的水力压裂裂缝起裂压力、起裂位置及裂缝形态（唐书恒等，2011）.高水平主应力差条件下，容易产生较为平直的水力主缝；在低水平主应力差条件下，径向网状扩展模式占优势.因此，准确的预测地应力是优化水力压裂设计的前提条件.

垂向主应力由上覆地层重力引起（垂向应力以上覆岩层为主要来源，同时不排除局部构造遮挡的附加应力），水平主应力来源于上覆岩层的垂向挤压作用以及水平构造活动造成岩石受到侧向挤压作用，使得岩石发生横向变形.通过对泸州地区不同构造区典型井进行测量，结果显示不同构造部位最大水平主应力方向存在差异，向斜内部最大地应力多呈现NE-SW方向，走向为97.3°~120.3°（图9）.部分背斜构造（阳高寺构造、龙洞坪构造）与向斜内部最大主应力分布方向具有明显区别，其方向多为NW-SE.地应力统计结果显示，水平和垂向主应力梯度差异不大.水平最大主应力介于94.5~ 115.8 MPa，平均108.1 MPa；水平最小主应力介于83.6~100.0 MPa，平均93.3 MPa；垂向主应力介于89.8~109.1 MPa.基于应力的研究显示研究区主要是走滑应力状态，其水平主应力大于垂向应力，整体上较容易形成垂直裂缝（盛秋红和李文成，2016）.泸州地区福集向斜与德胜向斜的整体水平应力差异系数相对较小，结合天然裂缝和脆性评价结果认为，在水力压裂过后形成复杂网状裂缝的可能性较大.但是泸州地区部分五峰‒龙马溪组埋深相对较大，构造运动对气藏改造作用较强，造成岩石的可钻性较差，岩石闭合应力梯度相对较高，水平应力变化程度较强，施工过程中常常出现井壁失稳、井眼变形的状况.不同构造区的对比表明，福集向斜和德胜向斜的水平主应力相对较小，而宝藏、云锦向斜的水平主应力相对较大，可能是由于泸州地区北东方向受到燕山期以来的NE向挤压作用，造成泸州地区东部水平主应力差相对较大，在后续水力压裂过程中不易产生较大裂缝.

3.3　储层压缩系数特征

与常规油气储层相比，页岩储层具有较为明显的弹塑性变形以及应力敏感性特征，随着地下流体采出，页岩内部孔隙压力下降，岩石上覆压力增加，造成基质内部孔隙以及裂缝减少，表现出孔隙度随着有效应力的增加而降低（孟雅，2018）.因此，覆压下页岩储层孔隙压缩系数的研究对于页岩气排采具有理论和实际意义（孟雅和李治平，2015）.

对于储层压缩系数，通常采用指数模型研究孔隙度/渗透率与上覆压力的关系，更容易将低围压下的预测结果推广到高围压的结果当中.通过指数模型获得相关储层压缩系数及应力敏感性回归系数.泸州地区不同构造区覆压孔隙度曲线存在差异，但不同深度的孔隙度变化程度不具备显著规律性（图10）.福集向斜页岩孔隙度下降程度最大，页岩储层压缩系数为0.099~ 0.136 MPa^-1，平均0.114 5 MPa^-1；来苏‒云锦向斜孔隙度下降程度较小，储层压缩系数介于0.001~0.006 MPa^-1.随着有效应力的增大，页岩储层覆压下孔隙度应力损害率均服从两段式增加的规律，有效应力小于15 MPa时，孔隙度减少量和有效应力增加值呈线性增大，有效应力大于 15 MPa后孔隙度变化量随着有效应力的增加量逐渐放缓（图10）.由于不同构造区埋深差异，造成孔隙形态差异和杨氏模量及泊松比的变化，从而造成应力敏感性系数差异.页岩储层压缩系数与孔隙形态和页岩储层本身杨氏模量相关；椭圆形孔隙纵横比越小，孔隙形状越接近裂缝，孔隙压缩系数越大；裂缝模型的孔隙压缩系数仍然与杨氏模量和裂缝纵横比有关，裂缝的纵横比越低，孔隙压缩系数就越大（张睿等，2015）.由于其他向斜埋深较大，较高的岩石上覆应力造成脆性颗粒间孔隙更难被压缩，压缩系数普遍偏小.福集向斜埋深介于3 300.0~3 376.3 m，均小于其他向斜，其孔隙压缩系数偏大.吴根水等（2018）研究了岩石受应力扰动影响下的变形破坏规律，不同含气量岩石三轴压缩破坏实验结果显示，随着应力的加载，裂隙不断发育，孔隙压力增高，内部气体沿着裂隙不断释放，进一步扩展了裂隙发育程度，岩石发生塑延性转换破坏，产生宏观裂隙；造成样品的强度大大降低，抵抗变形破坏的能力也随之降低.因此，孔隙和含气量增加降低了样品由弹性变形至延性破坏的临界拐点应力值，也相应地造成样品的压缩系数明显增高.

4 工程要素与地质要素的耦合关系

4.1　地应力及裂缝控制下水平井开发效果

地应力条件是影响页岩破裂的主要因素，低围压下主要表现为劈裂破坏，高围压下表现为剪切破坏（陈天宇等，2014），水平地应力差是决定页岩是否易于压裂以及是否易于形成网状裂缝的关键因素（盛秋红和李文成，2016）.对地下储层进行压裂改造施工时，当水力裂缝内部的流体压力超过地应力、孔隙压力以及岩石强度之和时，岩石发生破裂，其裂缝的产状与水平的应力之差以及天然裂缝和水力压裂缝的夹角密切相关（何建华等，2015）.目前地应力主要通过天然裂缝大小、地应力方向与大小以及与水力压裂流体压力变化量来对压裂开发起作用.

4.1.1　水平应力及垂向应力关系决定水力裂缝方向

随着水平应力差增大，最大主应力方向周围两侧形成张应力区域，造成裂缝沿着最大水平主应力方向延伸.随着主应力差的增大，裂缝区域也随之增大，但纵向分布密度较低（张金才和尹尚先，2014）（图11a~11c），无法形成多尺度有效压裂网络裂缝.垂向应力与最小水平主应力之差较小时，裂缝形态表现为单一的层理缝，裂缝面与层理面基本平行，压裂液在裸眼段内未上下扩展，为沿层理的渗滤；随着垂向应力与最小水平主应力之差逐渐变大，水力压裂裂缝形态由单一水平缝向垂直缝转变，层理结构逐渐被纵向垂直缝破坏，岩石产生了垂直缝和多条水平缝隙，与自然裂缝形成了 “丰”型的多尺度复杂裂缝网络（图11d）.

4.1.2　井轨迹应考虑最大水平主应力及天然裂缝方向

单井产量与井轨迹和最大主应力的夹角具有较明显的正相关性，其夹角越大，测试效果越好（图12）.天然裂缝和水力裂缝交互是产生复杂裂缝的主要影响因素.通过地质工程一体化模拟技术，结合裂缝不同夹角组合与最大水平地应力方向的关系，可明确获得最大改造效果的最优井轨迹方位（图13）.结合川南不同构造样式的地质和工程特征，考虑天然裂缝主方向与最大水平主应力方向夹角关系，将其井轨迹部署方位归结为5类.通过最终压裂效果看出，井轨迹方位与地应力夹角大于60°、与裂缝主方向夹角大于20°时，页岩气井获得较好改造效果.这是由于裂缝与最大水平主应力方向夹角为较低角度（<20°）和高角度（>60°）时，裂缝面仅受到拉应力作用；而夹角介于20°~60°时，裂缝面同时受到拉应力和剪应力作用，更容易形成复杂的裂缝（邵尚奇等，2014）.值得注意的是，在水力裂缝与层理缝和高角度裂缝的相互作用后，产生的裂缝受到胶结强度、接触角、地应力的影响会出现不同扩展形态，从而影响井轨迹特征（侯冰等，2022）.因此根据主要裂缝的走向以及主要地应力大小和方向，利用地质工程一体化的思想，明确水平井钻进方向、现今最大主应力方向、主要裂缝走向三者之间的关系，对页岩储层最大程度地进行体积压裂改造.

4.2　复杂构造背景下优势靶体分布预测

由于地震资料分辨率较低，并且泸州地区页岩气具有复杂构造的地质条件背景，需要利用三维地质建模技术建立相关储层的精细化三维构造模型、属性模型、地应力模型、天然裂缝模型，进行地质工程一体化关键储层甜点的三维建模.在水平钻井过程中，通过精确的地震解释以及钻井结果开展相关水平井靶体位置预估和趋势判断，但由于页岩埋深过大、 断裂发育复杂，造成靶体位置预测较为困难（王治平等，2021；郑建雄等，2021）.对泸州地区具备勘探效益的大量井生产特征进行分析，结果显示龙马溪组龙一1^1-3层多数为I类储层，储层孔隙发育、含气量较高，I类储层厚度普遍大于6 m.地质条件的含气量预测分析对于确定有利射孔层位及后续测试产量具有明显的指导作用，依据含气量高、裂缝发育、脆度高、固井质量优选射孔位置.通常单井的测试产量与水平井靶体位置密切相关，开采射孔层位越靠近龙一1¹小层，页岩气含量越高，其产能越高（杨洪志等，2019）.当目标层钻遇率达到一定程度后，测试产量才会产生相关分异；钻遇率达到70%以上时，地质条件对其的控制作用才有所显现（图14）.因此，在小断层不发育、构造倾角较为稳定的地区，需要保持箱体尽量在I类储层内部，水平井段的I类储层钻遇率能够达到90%以上.

较高的优质储层钻遇率对页岩气产能的影响非常显著，优质页岩层段钻遇长度与厚度是页岩气井高产的物质保障（文卓等，2021）.由于泸州地区受到多期构造挤压作用，形成了较为复杂的断裂系统.为了确保水平井实际获得最高的靶体钻遇率、最优的水平井轨迹，泸州地区在钻前阶段利用建立的三维地质模型，落实构造、断层、裂缝的精细解释以及岩石力学分析，开展精细的水平井轨迹设计，制定相关地质导向方案.在随钻过程中增强井轨迹的控制能力，开展储层地质属性识别、三维地质模型修正、优势靶体预测、钻井轨迹精准控制的地质工程一体化技术（王治平等，2021）.通过精确小层对比、计算地层倾角、随钻地震分析，确保水平井能顺利入靶；采用自然伽玛+元素录井+旋转导向技术，在钻井过程中跟踪井轨迹提高优质储层钻遇率以及轨迹的平滑度，形成一套页岩气水平井地质工程一体化导向技术.

4.3　深层页岩力学特征与压裂工艺选择

页岩气储层的力学特征是压裂技术研究的核心之一，地下岩石应力与孔隙压力控制着水力压裂裂缝扩展与压裂效果，并且最大、最小水平主应力都具有岩性依赖的特点（张金才和尹尚先，2014）.开展页岩储层破坏机理、力学性质、脆性评价等方面的研究能够为页岩气钻井及压裂改造过程提供技术支持（李庆辉等，2012）.与浅层页岩相比，深层页岩的地层温度较高、应力差异较大、岩石破裂压力大、上覆压力高，这给页岩气储层的有效压裂工作带来了极大的困难，需要较高的净压力才有利于激活或沟通天然裂缝，形成复杂裂缝（冯国强等，2017）.

岩石压裂改造程度与页岩的层理方向、围压、裂缝特征、埋深等具有密切的联系（李庆辉等，2012）.页岩符合塑性‒弹性变形曲线，单轴压缩时，应力‒应变曲线弹性变形阶段较长，塑性变形阶段几乎不存在；三轴压缩时，轴向变形明显快于侧向应变.在变形的开始没有出现非线性变形阶段，应变曲线显示上凸的特征，之后经历了较长时间的弹性阶段，在屈服点后发生剪切破裂破坏，塑性变形阶段较少.泸州地区抗压强度分布在360~ 600 MPa，平均抗压强度为490 MPa，平均杨氏模量为3.706 MPa，平均泊松比为0.22.龙一1¹小层岩样具有较高的杨氏模量以及较低的泊松比特征.L205井和L207井的样品在轴向应力为0.405 kN/mm²和0.59 kN/mm²、应变为0.015时，岩石发生破裂（图15）.围岩大小对于页岩岩石力学性质以及裂缝发育特征具有重要的控制作用，围压越高，样品产生的微裂缝越少，以剪切破坏为主；围压越低，岩石的碎裂特征越显著，劈裂式破坏成为主导（李庆辉等，2012）.并且超过50 MPa时，同一类型页岩的力学性质变得非常类似，主要是由于高围压下，侧向压力对于裂缝离散扩散能力的限制作用增强，显示较为相似的力学形态（李庆辉等，2012）.埋深小于 3 500 m的面积为211 km²，占比2.6%，说明泸州地区五峰‒龙马溪组埋深较大，因此需要考虑深层的岩石力学特征，选择相适宜的压裂工艺.

由于深层页岩地层条件复杂，温度及压力较高，岩石破裂及裂缝张开的难度较大.因此，对于深层钻井压裂需要针对中浅层压裂工艺进行优化，缩小分段段长，实施加密分簇、提高施工排量、实施暂堵转向、提高加砂强度等技术，促进复杂缝网的形成，初步形成了川南深层页岩气压裂工艺技术.Z201与Z203井的埋深为4 200 m，泊松比为0.21~0.25、杨氏模量为40 091.4~42 039.4 Pa，岩石力学参数相差不大（表3）.但Z201井在压裂过程中依旧采用中浅层压裂主体工艺，造成压裂后SRV和裂缝复杂程度偏低，其测试产量为10.56×10⁴ m³/d，全井SRV为2 800×10⁴ m³.而同一构造单元的Z203井采用密切割分段、高排量施工、高强度加砂压裂工艺，其测试产量为21.3×10⁴ m³/d，全井SRV为6 189×10⁴ m³，实现了改造效果的显著提升.

5 地质工程一体化攻关方向

随着勘探程度增大，深层页岩气是中国油气资源的重要战略接替领域，泸州地区处于川南低陡构造带，埋深多介于3 500~4 500 m（郭彤楼，2021）.近两年在泸州地区的部分探井取得了突破，但是深层页岩气勘探及开发依旧面临较多挑战.地质上的复杂构造样式造成井轨迹控制难度较大；天然裂缝发育程度及地应力方向影响水平井钻井方位；含气量垂向及平面差异性分布影响了目标靶体分布.特别是深层页岩随着温压条件上升，脆性指数下降，岩石水平两向应力差异较大，裂缝内净压力提升困难，裂缝有效性难保持.对于深层页岩气井的开发过程不能简单套用中浅层气井开发模式，需要根据深层地质特点优选适合的开发方案，开展地质工程一体化关键要素耦合分析，实现多学科油藏地质研究与钻完井及压裂和开发设计一体化的动态结合.

5.1　加强深层井轨迹与甜点预测耦合关系研究

针对川南泸州地区复杂构造带页岩气地质特征（断背斜+背冲式+对冲式构造组合样式），开展构造演化分析、成藏过程恢复、地应力分布研究，明确不同构造部位、不同构造样式的页岩气富集规律.基于地震、地质、测录井等数据建立三维地质模型，通过三维地质体建模，建立相关地应力模型、断裂模型、岩石力学模型等一系列精细模型，实现井眼轨迹可视化，开展储层甜点预测，确定优势靶体位置.建立地层边界、靶点位置、测井曲线等工程预警模式，提高复杂构造区箱体钻遇率，有效增加单井测试产量.

由于泸州地区断层、微幅构造发育，地层倾角变化大，地质导向困难.在泸州地区勘探早期，部分井的储层钻遇率以及水平井段的长度均较差.如L204井和L202井，水平井段长度为1 200 m，但储层钻遇率仅在50%左右（图16）.实钻地质导向图显示，L204井由于地层倾角过大，不得不提前完钻，说明有效开展甜点预测并且精确控制钻井轨迹对于实现有效开发非常重要.

5.2　加强深层裂缝体积改造与地应力耦合关系研究

受到华蓥山和齐岳山断裂的北西向逆冲作用，泸州地区深层页岩具有较强的非线性变形特征，导致深层页岩压裂后平均裂缝尺度偏小，高施工压力条件下加砂困难，提净压受限，进而导致复杂缝占比低（20%~30%），导流能力和改造体积有限，层间层内转向困难、压裂液耐温性和酸液缓蚀性要求高等一系列问题（冯国强等，2017）.因此，有必要剖析深层页岩高温高压条件下地应力及裂缝改造体积的形成.

泸州部分地区储层埋深差异大、局部构造差异大、小断层发育、应力高、水平应力差异大（差异系数一般大于0.13，差值一般大于10 MPa）、天然裂缝欠发育、难以形成复杂裂缝.岩心实验结果显示垂向应力居中为主，易开启水平层理.垂向应力最大时，水力压裂沿最大水平主应力方向扩展，产生明显的垂向横切缝.压裂缝沿最大水平主应力方向扩展，产生垂向缝；垂向应力居中（大小介于最大和最小水平应力）时，水力压裂沿垂向主应力方向扩展一定程度时开启水平层理缝，且极易产生大量层理裂缝.因此，深层页岩气地质力学条件决定了仅仅依靠诱导裂缝和应力场干扰难以形成复杂网络缝，天然裂缝发育程度对深层页岩气形成复杂裂缝更加重要，天然裂缝与诱导裂缝的匹配是深层页岩气形成复杂裂缝的关键.

5.3　加强深层钻‒完井工程与岩石力学关系研究

由于深层高温、高压的复杂地质条件，造成岩石的脆性指数降低、塑性特征增强，微裂缝发育非均质性更强.深层钻井存在周期长、可钻性较差、井壁失稳、井眼变形、岩石闭合应力梯度相对较高等问题.泸州部分地区（如L211井）埋深超过 4 600 m，地层压力能够达到96 MPa，温度可达到140 ℃（图17）.因此，针对井下一系列复杂问题，需要提高钻井控制技术，优选井下工具，优化钻具组合，增强对于钻速以及方位的把握，同时研究相关的耐高温井下工具、压裂液耐温性和酸液缓蚀性，加快研制抗175 ℃导向工具仪器，提高工具抗高温性能.针对长期高压工作下套管变形等问题，准备98、95、85 mm小直径桥塞装备，并且开展高压力施工压裂装备、地面管汇系统、油气储集装备等工具研发，从而在不利的岩石力学条件下实现较高的单井产能及EUR.

5.4　加强地质工程一体化综合研究

页岩气甜点地质工程一体化关键要素可以分为3个部分，分别是综合地质甜点导向研究、综合地质工程研究以及综合压裂工艺研究（图18）.其中页岩气甜点导向研究要从构造、裂缝、物性、含气性等地质要素的角度去确定相关优质甜点发育层段及有利区域.由于龙马溪组部分地层倾角较大、微裂缝以及微幅构造发育，会造成甜点评价困难，并且由于钻井控制难度较高，因此必须将地质甜点评价和钻井工程结合在一起，依据地质参数建立相关地质模型，在实际钻井过程中结合最新的钻井资料进行逐步修正，对钻井关键要素与地质甜点要素进行耦合分析，实现对水平井箱体精准控制，提高优质储层钻遇率.钻井工程中要充分考虑岩石力学参数、区域地层应力发育特征.钻井的井距大小以及水平井井轨迹的方位对于压裂效果具有明显的影响.水平井井距的大小与水力压裂缝隙延伸相关，通过设置不同的井距，形成多尺度立体复杂孔隙网络.通过缩小段间距和簇间距、提高压裂改造强度，可获得较高的测试产量.井轨迹与最大水平主应力的夹角和天然裂缝的匹配关系能够决定有效压裂的程度.总的来说要充分考虑地质工程一体化中有效的工程要素（钻井工程、压裂工艺）与地质要素的耦合关系，在勘探开发过程中创新研究思路，优化方案设计，实现单井产量突破，达到高效开发目的，确保“十四五”及以后页岩气持续规模上产.

6 结论

（1）泸州地区主要有断背斜、背冲式、对冲式3种构造组合样式，发育多种成因的裂缝，并且不同裂缝类型在不同构造单元内分布存在差异.储层物性分布范围较大，展现出较强的非均质性，平均含气量在0.5~2 m³/t之间，损失气含量占40%~70%，解吸气含量通常占20%左右.

（2）泸州地区脆性指数从下往上逐渐降低，杨氏模量平均为 42 MPa，泊松比平均为 0.25，脆性指数平均为 67%，显示出较好的可压性.多数向斜内部地应力方向为NW向，背斜构造区地应力方向呈现为NE向.多数构造区应力敏感性差异不大，孔隙度压缩系数与深度关系不密切.

（3）泸州地区需要根据地质条件选择合适的工程参数，明确水平主应力差异、水平最小主应力与垂向应力差值、裂缝夹角及最大水平地应力方向对于水平井裂缝的控制作用.龙一1^1~3小层为优势靶体，水平井段的I类储层钻遇率能够达到90%以上.泸州地区龙一1¹小层岩样具有较高的杨氏模量以及较低的泊松比特征，采用酸预处理使得页岩的弹性模量和泊松比大幅降低，页岩抗压强度减少，有效改善储层岩石力学参数，易于开展压裂工作.

（4）泸州地区需要加强深层井轨迹与甜点预测耦合关系研究，在甜点预测基础上，根据实时钻井结果及时修改相关地质模型，提高复杂构造区箱体钻遇率；加强深层裂缝体积改造与地应力耦合关系研究，根据地应力大小及方向，采用多簇射孔工艺以及小粒径陶粒增大储层改造体积；加强深层钻‒完井工程与岩石力学耦合关系研究，根据高温高压下岩石力学参数，优选井下工具，优化钻具组合.基于以上工程与地质双因素耦合分析，可以有效推动地质工程一体化的地质及工程动态运行，提高单井最大可采量和区块整体动用量.

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基金资助

国家自然科学基金项目(42072151)

中国石油西南油气田公司科研项目(2020-57912;20210604-02)