深层页岩气地质工程一体化体积压裂关键技术及应用

Key Technologies in Geology-Engineering Integration Volumetric Fracturing for Deep Shale Gas Wells

摘要

针对深层页岩气埋深大、两向水平应力差大、垂向应力差小、岩石塑性特征强等地质特征，以地质工程一体化为设计理念，建立了包括测井曲线、页岩总有机碳含量、孔隙度、全烃、关键录井元素、矿物组分、过量硅、矿物脆性、岩石力学参数等评价方法，开展沿水平井段的地质工程双甜点研究，实现地质与工程一体化优选甜点段和最优甜点段准确识别，为深层页岩气水平井压裂改造提供依据.然后，基于高导流的立体缝网为体积压裂的目标函数，开展深层页岩气窄压力窗口下的体积压裂注入模式及工艺参数优化研究，包括迂回双暂堵工艺优化，支撑剂在复杂缝网下的动态运移规律与导流能力研究，以及一体化变黏度高降阻滑溜水研发等.研究成果在现场的应用结果表明，上述基于地质工程一体化的体积压裂技术，压后测试产量较邻井能提高30%~50%以上，可大幅度提高深层页岩气的经济开发效果，对今后垂深超过4 500 m的超深层页岩气的经济有效勘探与开发，也同样具有重要的指导和借鉴意义.

关键词

深层页岩气 / 地质工程一体化 / 体积压裂 / 立体缝网 / 一体化变黏度滑溜水 / 石油工程

Key words

deep shale gas / geology-engineering integration / volume fracturing / three-dimensional fracture network / integrated variable viscosity slick water / petroleum engineering

目前，随着垂深小于3 500 m的中深层页岩气勘探开发的成功实践，储量更大但垂深介于 3 500~4 500 m的深层页岩气逐渐进入广大科技工作者的视野，一旦突破，则必将带来中国页岩气更大的勘探开发局面（何治亮等，2020； 聂海宽等， 2020a），也必将助力中国双碳目标早日实现.

国外4 100 m以浅深层页岩气已实现成功商业化开发，证明了深层页岩气开发的经济、技术可行性.以Haynesville深层页岩为例，该区通过“密切割、强加砂”，2017年的平均单井日产量较2015年提高4.5倍以上.Haynesville深层页岩气井关键压裂工艺参数如下：①分段分簇：水平井簇间距从15.0~30.0 m缩小至目前的6.0~12.0 m，段内分5~6簇射孔.②施工参数：用液强度由2012年的~18.6 m³/m提高至2017年的~43.5 m³/m；液体类型中，为保证深层加砂量，2012-2017年混合压裂液（滑溜水+胶液）的比例不断提高.加砂强度由1 000 lb/ft（1.49 t/m）提高至 3 000 lb/ft（4.46 t/m）.该趋势与气测产量规律一致，在2015-2017年通过增加高黏液体用量，进一步提高加砂强度.③暂堵工艺：密切割条件下采用缝口暂堵压裂工艺，以改善多簇均衡进液.

国内深层页岩气压裂技术在借鉴国外技术的基础上，整体以密段短簇、大规模改造、暂堵改造为特点提升改造效果（曾波等，2020； 张烈辉等，2021）.关键压裂工艺参数为：①分段分簇：单段簇数由早期的3~5簇逐步过渡为6簇为主，逐步开展11簇实验，簇间距由初期的25~30 m缩短至8~15 m，孔数由早期的48孔/段逐步优化至15孔/段.②施工参数：排量由早期的10~12 m³/min提高至18~ 20 m³/min；“密簇”压裂井平均加砂强度3~5 t/m，高于常规压裂井的1.5~2 t/m；液体类型由初期的滑溜水+冻胶过渡为变黏滑溜水，同时确保压裂液具备较强的携砂能力和造缝能力.③暂堵工艺：实施缝内暂堵转向，人为造成应力干扰，促进裂缝转向扩展，从而沟通更多的储层.暂堵剂以粉末为主，以避免造成砂堵.

目前，3 500~3 800 m深层页岩气开发已部分实现突破，获得工业气流.但由于埋深的增加，导致其三向应力及岩石弹塑性特征等也发生了较大的变化，并给压裂带来了一系列的挑战（蒋廷学等，2017， 2018），即使通过密切割、强加砂等措施，裂缝的复杂程度、横向覆盖率、增产效果依然受限.技术难点主要包括地质工程双甜点的评价方法、窄压力窗口下立体缝网的形成机制及控制方法、复杂缝网下支撑剂动态运移规律及导流能力等，都与中深层相比发生了较大的变化，必须开展针对性的攻关研究.

1 深层页岩气地质工程双甜点评价方法

深层页岩气地质工程双甜点评价是其经济效益开发的基础（吴奇等，2015； 鲜成钢等，2017； 曾义金，2019； 张金川等，2021； 蒋廷学等， 2022），定量化评价有利于优化深层页岩气甜点优选、钻井和压裂施工，提高页岩气开发效率.前人通过地震预测了页岩气双“甜点”参数（李曙光等，2019； 陈国辉等，2020； 任文希等，2022； 姚程鹏等，2022），通过对物质基础（总有机质含量、优质页岩厚度及其分布面积、储层级别和资源丰度等）和保存条件（地层压力系数、含气量等）等参数赋值定量评价了地质甜点、对体积改造各参数（地应力、应力差异系数、埋深、裂缝密度、曲率、硅质矿物含量和脆性指数等）赋值定量评价了工程甜点（廖东良等，2019； 何希鹏，2021），明确了页岩气甜点区，支撑了页岩气规模有效开发.考虑到深层页岩气水平井穿行层段均在甜点区的甜点层段①~③号层硅质页岩、含灰硅质页岩穿行（聂海宽等， 2020b），本次研究基于录井资料和测井解释成果，开展水平井水平段穿行小层精细识别与划分，并将①~③号层进一步细分.在此基础上，优选各细分小层单元的地质工程参数，包括测井曲线、页岩总有机碳含量、孔隙度、全烃、关键录井元素、矿物组分、过量硅、矿物脆性、岩石力学参数等，开展沿水平井段的地质工程双甜点研究，实现地质工程一体化优选甜点段和最优甜点段的准确识别，为深层页岩气水平井压裂改造提供依据.需要说明的是，由于钻时对气井气测显示影响显著，因此本次研究利用钻时对水平段气测结果进行归一化校正，结合归一化校正的气测结果进行水平段划分，增加了地质分段的科学性.另外，引入了过量硅作为地质分段的关键指标.前人研究发现，过量硅可以反映页岩中生物成因石英的含量，而生物成因石英含量高的页岩有利于有机质的富集、原始孔隙空间的保存，同时增加岩石脆性，即含量越高的层段页岩品质越好（孙川翔等，2019； 聂海宽等， 2022）.基于元素录井中的Si、Al含量，过量硅可以通过Si_过量=Si-［（Si/Al）_背景×Al］计算得出，以此作为地质分段的关键指标之一.

以永川地区H井为例，通过水平段小层精细识别，实现了③号小层3分（3¹、3²、3³）、②号小层2分（2上、2下GR峰）和①号小层2分（观音桥层和1小层）.选取影响页岩品质均质性和储层改造效果的5个关键因素，包括黏土矿物含量（Al元素）、碳酸盐矿物含量（Ca元素）、过量硅、归一化全烃和应力，结合测井评价结果，将H井水平段划分为24段，各单段段长介于33.1~120.6 m.其中，第4、9、10、14、19段最优（Al<6%，Ca<8%，Si_过量>24%，平均全烃含量>14%，两向应力差<14%）（图1），5个地质工程最优甜点段均位于②小层.

2 深层页岩气体积压裂设计及实施控制方法

2.1　窄压力窗口下的缝网改造与暂堵压裂技术

立体缝网的主控因素是缝内净压力的大幅度提升（曾义金，2019），且一般采用提高压裂液黏度与排量的乘积、施工砂液比及采用双暂堵等措施来实现上述技术目标.但深层页岩气的施工压力窗口窄（施工限压与施工压力的差值），尤其是常规的双暂堵，可操作性较差（赵金洲等，2018； 郭建春等，2021； 沈骋等，2021）.此外，多簇裂缝的均衡起裂与延伸控制是实现深层页岩气立体缝网和避免套管变形的主要手段.

2.1.1　深层页岩多簇裂缝起裂扩展及加砂机理

以相似性原理为基础，建立了可考虑3簇射孔的裂缝起裂扩展大型物理模拟装置，可模拟三向应力加载条件，以及水平层理缝与高角度天然裂缝等情况.采用声发射、CT扫描及示踪剂等方法，对裂缝形态及几何尺寸进行精细描述.结果表明，随着射孔簇数的增加，各簇裂缝的非均衡起裂与非均衡延伸程度加剧，即单簇、双簇、三簇的非均衡延伸程度依次为0%、86%和95%.且先压开的射孔簇裂缝对未压开的或延伸程度小的簇裂缝，具有强烈的抑制作用，裂缝形态反演结果见图2.层理缝对裂缝扩展形态的影响十分重大，理想的情况是形成图3中横切缝和层理缝正交组合的裂缝形态，而不是阶梯型裂缝.

另外，上述多簇裂缝内支撑剂动态分布规律的数值模拟结果也表明，受支撑剂跟随性差的影响，其更容易进入靠近趾端射孔簇，加砂初期趾部射孔簇的砂浓度是井口的2.3倍，缝内流动阻力增加1倍以上；导致进入靠近趾部射孔簇排量锐降，而靠近跟部射孔簇排量锐增（图4），致使后续的压裂液及支撑剂会绝大部分进入靠近跟部射孔簇，进而使各簇裂缝加砂的非均衡分布程度更大.

因此，深层页岩气多簇射孔压裂具有造缝及加砂的双重非均质性影响，必须采用缝口及缝内的双暂堵技术来进行相应的均衡性控制，以控制多簇射孔压裂中的套管变形及生产中的均衡动用.

2.1.2　窄压力窗口下各簇裂缝均衡起裂延伸及控制技术

针对起裂、造缝阶段，优化关键工艺参数，形成了“快提排量（>12 m³/min）增压促起裂”、“中低黏（5~15 mPa•s）、高排量（>16 m³/min）、小夹角（井眼方向与最小水平主应力夹角<10°）促均衡”的工艺参数体系，多簇扩展的非均衡性可降低30%以上；针对加砂阶段，优化施工参数，形成了“高排量（>16 m³/min）、高小粒径比例（>30%）、复合强加砂、慢提砂比（<10%）”的工艺参数体系.

2.1.3　窄压力窗口下的迂回暂堵技术

常规的双暂堵压裂技术在深层页岩气压裂中基本不适用，主要表现为暂堵压力升高后很快就会超过井口限压而过早停止施工（邹才能等，2021）.为此提出了迂回双暂堵技术.所谓迂回双暂堵就是当井口压力接近施工限压时，主动降低排量，同时实施暂堵工艺.降低排量后，井筒沿程摩阻、孔眼摩阻、近井筒裂缝弯曲摩阻都会有相应幅度的降低，上述摩阻降低幅度之和就是井口压力的降低幅度，也是压力窗口的拓宽值.且该拓宽值随排量的不同降低幅度而变化.排量降低幅度越大，压力窗口拓宽值越大，反之则越小.如井口压力再次超过施工限压，则可重复上述的迂回暂堵作业过程.但考虑到对套管变形的影响，每次降排量的最大幅度不能超过4 m³/min.只要降低后的排量值大于0，则在完全暂堵的前提下井筒内压力或裂缝内的净压力应该是持续增加的（图5）.但排量越小，井筒内的压力或缝内净压力的增加速度越慢，直到新的射孔簇裂缝破裂或新的转向支裂缝产生，此时就可再次将排量恢复至第一次降低前的水平甚至更高.

在迂回双暂堵条件下，进一步优化暂堵球的密度及注入排量，由图6可知，采用适中的排量与密度才能取得更均衡的封堵效果.

2.2　深层页岩气多簇压裂参数优化

2.2.1　极限簇间距优化

针对目前一味强调密切割的主流模式，从流动干扰及应力干扰耦合的角度进行极限簇间距的优化模拟，实例井应用效果见图7.现场应用结果统计显示，无效产气射孔簇由3.6簇/段降低至0.3簇/段.

2.2.2　促进各簇射孔裂缝均衡延伸的射孔技术

考虑到深层页岩气压裂的压力窗口较窄，常规的限流或极限限流技术不适用，可变形为局部限流技术，即在部分射孔簇采用限流或极限限流，在剩余射孔簇则采用常规射孔技术，使得段内总的射孔眼数量较常规射孔技术少但比常规限流或极限限流技术多.另外，也可采用平面射孔技术（图8）、变参数射孔技术等.上述射孔技术都具有促进各簇射孔裂缝均衡延伸的目的，同时也可促进单簇裂缝几何尺寸的增长.

2.2.3　多尺度支撑裂缝系统参数的协同优化方法

针对多尺度裂缝参数难以定量优化的难题（卞晓冰等，2016， 2019），基于塑性修正的诱导应力及流动耦合模型，在纵向上分别对龙马溪组①~⑤号层进行储层地质及力学特性建模，在此基础上建立了考虑三种裂缝尺度的压裂井气藏数值模拟模型，其中利用双重介质模型对页岩基质及天然裂缝特性进行差异化建模；以及考虑纵向地应力非均质性特征的三维DFN缝网扩展模型，基于裂缝宽度的体积占比量化多尺度裂缝的比例.采用正交设计方法，可同步优化出主、支、微三种尺度的裂缝参数、导流能力及段间距等.尤其是段间距从中深层的20~30 m优化为15~20 m，可大幅度增加水平段的利用率.示例井的具体模拟优化结果见表1.

2.2.4　增强多尺度裂缝系统间连通性的混合暂堵技术优化

综合材料成本及裂缝导流能力，形成了“高黏（>40 mPa∙s）+小粒径石英砂（100目）+中粒径暂堵剂（20/80目，粒径中值为50目）”的混合粒径暂堵方式.该暂堵方式的优势是可降低支撑剂与暂堵剂混合后的沉降速度（图9），且压后暂堵剂彻底溶解后仍留有支撑剂原地支撑，可以避免以往的暂堵前后支撑裂缝连通性变差甚至完全失去连通性的被动局面，具有更高的导流能力.现场应用效果表明，新暂堵技术的压后累产较常规方式可提高24.6%.

2.2.5　纵向穿层压裂技术

针对深层页岩气垂向应力差相对较小导致每簇射孔裂缝的纵向缝高延伸受限的局限性，开展了多岩性/不同小层穿层压裂技术研究工作，采用Cohesive单元法描述纵向页岩不同小层力学特性，模拟砂泥岩互层及岩性界面和层理面对主裂缝缝高扩展的影响.结果表明，低隔层应力差、高注入排量和高压裂液黏度有利于水力裂缝穿层扩展.提出采用高黏度胶液及高排量组合（逆压裂），较全程滑溜水压裂缝高增加40%以上，模拟结果见图10.

2.2.6　压后返排制度

页岩气井压后返排可分为返排初期（油嘴放喷）、返排中期（敞喷）和返排后期（若能量充足则定产或定压生产，若能量不足则下泵助排）3个阶段.针对不同时期井底‒井筒中的气液两相流动特性，优化页岩气压后返排制度，并确定最优返排设计方案.对于深层页岩气井，初期返排速率用针型阀或油嘴控制在5~20 m³/h，依靠连续返排，直至见气为止；当压力降至小于裂缝闭合压力5 MPa后进一步提高返排速度（前3天不超过20 m³/h）；油嘴推荐为3 mm、4 mm、5 mm、14 mm，孔板（主、副放喷均装孔板30~36 mm测（2~90）×10⁴ m³/d），总体原则“先慢后快，逐步放大”；排液效果差不能自喷排液，则考虑气举助排或下入电潜泵进行抽汲排液.

2.3　一体化变黏度高降阻滑溜水体系研发及评价

为更好地满足深层页岩气藏储层体积压裂需求，提高压裂现场配液施工效率，降低不同压裂液间配伍性对压裂液性能的影响，综合考虑高分子聚合物的降阻剂增黏机理，用反相乳液聚合法合成了一种用于压裂用滑溜水胶液一体化变黏度高降阻降阻剂；该降阻剂低浓度可作滑溜水，高浓度可作胶液，溶解时间小于10 s.在此基础上优选了配伍性能好、协同效应好的助排剂和黏土稳定剂，优化形成了新型滑溜水胶液一体化压裂液配方体系，滑溜水黏度1~40 mPa∙s可调，胶液黏度50~150 mPa∙s可调，可满足深层页岩气藏体积压裂中不同压裂工艺对液体配方快速调整的需求.

2.3.1　研究思路

降阻性能和携砂性能是一体化压裂液体系的关键性能，也是对降阻剂分子的核心要求.以丙烯酰胺为主体结构单元，添加离子型结构单元和疏水缔合单体进行共聚，针对疏水缔合聚合物低浓度下增黏效果差等问题，进一步优化疏水单体的用量及合成工艺，兼顾降阻和携砂及速溶，通过反相乳液聚合获得聚丙烯酰胺类高分子降阻剂.由于溶解速度快，增黏效果好，低浓度可作滑溜水，高浓度可作胶液，实现滑溜水胶液一体化；可满足滑溜水压裂液在线混配的要求，其体系与钻井液配伍性好，返排液可重复利用，适用范围广.

2.3.2　一体化变黏度高降阻降阻剂的合成

在高温反应釜中按比例加入乳化剂、白油（15∶100）等形成均匀油相介质，将按一定质量比混合的AA、AM、单体A、疏水单体B（30∶60∶10∶0.1）水溶液（用NaOH溶液中和至pH=7~8）慢慢加入油相中搅拌均匀后快速乳化得到稳定的乳液体系，冷水浴恒温至15 ℃后通入N₂；充分乳化20 min，缓慢滴加适量引发剂，控制反应时间4~5 h，完成后加入转相剂即得到反相乳液状一体化变黏度降阻剂.

一体化变黏度高降阻降阻剂是一种乳白色或透明液体，乳液表观黏度为30~100 mPa·s，溶解速度小于10 s，使用浓度为0.1%~1.0%时配成的滑溜水溶液为乳白色液体，实验室测试降阻率可达80%以上.主要性能指标见表2.

2.3.3　一体化变黏度高降阻滑溜水配方构建及性能评价

（1）一体化变黏度高降阻降阻剂使用浓度及黏度变化.将一体化变黏度高降阻降阻剂样品分别配制成浓度为0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%、0.6%、0.7%、0.8%、0.9%、1.0%的水溶液，在室温下用六速黏度计分别测试表观黏度，测试结果见表3、图11所示.从图11可以看出，在乳液降阻剂的使用浓度为0.10%~1.0%时，黏浓曲线基本呈线性关系，低浓度可作滑溜水，高浓度可作胶液.

（2）一体化变黏度高降阻滑溜水体系配方构建.将降阻剂与助排剂、黏土稳定剂等添加剂复配滑溜水胶液一体化配方体系，其基本配方为0.1%~1.0%（一体化变黏度降阻剂）+0.1%高效助排剂+0.3%黏土稳定剂（以下实验和现场应用体系均为该配方）.

（3）一体化变黏度高降阻滑溜水体系性能评价.①降阻性能.采用酸蚀管路摩阻仪对滑溜水体系的降阻剂性能进行测试，测定其在室温下、直径为 15 mm的直管中不同剪切速率下的压降，并与同速下清水压降进行对比，测得不同剪切速率下的降阻率，实验数据如图12所示.从图12可以看出，在同一浓度下，随着剪切速率的增加，降阻效果明显.在0.1%使用浓度下，最高降阻率达到了80%.这是由于聚合物大分子的加入，大分子线性基团在管道流体中伸展使得流体内部的紊动阻力下降，抑制了径向的湍流扰动，使更多作用力作用在沿着流动方向的轴向；同时吸收能量，干扰薄层间的水分子从缓冲区进入湍流核心，从而阻止或者减轻湍流，湍流越大，抑制效果越明显，表现出的降阻效果越好.

② 携砂性能.悬砂性能指压裂液对支撑剂的悬浮能力.悬砂能力越强，压裂液所能携带的支撑剂粒度和砂比越大，携入裂缝的支撑剂分布越均匀.如果悬砂性太差，容易形成砂堵，造成压裂施工失败.以增稠剂质量分数1%、助排质量分数0.1%、黏土稳定剂的质量分数0.3%配制滑溜水胶液一体化胶液，按照30%砂比（体积比）称量30/50目陶粒进行静态悬砂性能测试；测试结果24 h不沉降，说明一体化胶液具有良好的携砂性能.

③ 配伍性及重复利用.由于采用入井液一体化设计，无论是一体化滑溜水体系，还是破胶返排液与钻井液配伍性良好，而且返排液配制可以直接配制滑溜水重复利用.一体化变黏度降阻剂用返排液直接配制滑溜水配方为0.1%降阻剂+0.2%黏土稳定剂+0.05%助排剂.

采用焦页X-10HF井返排液直接配制一体化变黏滑溜水，黏度可达2.9 mPa∙s，降阻率达到79.3%，配制胶液挑挂性良好，耐温120 ℃，证明一体化变黏度降阻剂可用返排液直接配制滑溜水使用.

2.4　多尺度立体缝网指数表征及反演技术

在以往常规的裂缝复杂性指数的基础上（直井压裂的微地震事件覆盖云图的缝宽与缝长的比值）（蒋廷学等，2014），针对水平井分段多簇压裂特性，又进行了五因子修正，分别是缝长修正因子I _l、诱导应力干扰因子I _fi、缝宽修正因子I _w、缝高修正因子I _h以及多簇裂缝均匀延伸程度因子I _e.最终得出考虑主裂缝与转向支裂缝的复杂缝网指数模型见式（1）.上述5个修正因子的最大值为1，此时表明该裂缝波及体积范围覆盖了井网控制的区域.而同时考虑主裂缝、转向支裂缝及三级微裂缝的多尺度立体缝网指数模型见式（2）.

F _CI=I _l(1+I _fi)(1+I _w)\left[\frac{{\int }_{\mathrm{o}}^{L}h(x)}{Lh}{I}_{\mathrm{h}}\right] I _e \frac{A}{L^{\mathrm{2}}} , （1）

F _CI=(F _CI-1,F _CI-2)(w ₁,w ₂)^T= 0.62 F _CI-1+0.38 F _CI-2,（2）

式中：A为分支裂缝渗流干扰波及面积，m²；I _h为缝高垂向延伸因子， I_{\mathrm{h}} = \frac{h}{H}；I _l为缝长延伸因子， I_l = \frac{l}{L}；I _fi为缝间应力干扰因子， I_{\mathrm{f}\mathrm{i}} = \frac{d}{D}；I _w为缝宽非平面扩展因子， I_{\mathrm{w}} = \frac{{\sigma }_{\mathrm{w}}}{w}；I _e为多簇裂缝均衡扩展因子；h为实际的造缝高度，m；H为贯穿整个页岩厚度的造缝高度，m；l为实际的造缝半长，m；L为预期的主裂缝造缝半长，m；d为水平井相邻裂缝间的诱导应力高于原始水平应力差时的传播距离（一侧裂缝算起），m；D为水平井相邻裂缝间的段间距的一半，m；σ _w为裂缝半缝宽的均方差，m；w为裂缝半缝宽的均值，m；F _CI为多尺度立体缝网指数，无因次；F _CI-1为考虑主裂缝及转向支裂缝的复杂缝网指数；F _CI-2为考虑转向支裂缝及三级微裂缝的复杂缝网指数；w ₁和w ₂分别是F _CI-1和F _CI-2的权重，依据多尺度裂缝支撑剂输砂机理研究成果，主裂缝吸收的压裂液量及支撑剂量占据60%以上，而转向支裂缝及三级微裂缝的相应参数占比不到40%，本文权重分别取值为0.62和0.38.

压后实际的生产数据表明，综合考虑多种尺度裂缝的立体缝网指数与压后无阻流量的相关性程度更高，见表4.而在压后反演方面，可基于压裂井底压力波动的标准差进行2、3级裂缝划分，大于1 MPa是支裂缝，0.1~1 MPa是微裂缝.通过上述标准差计算各级裂缝液量及体积占比.

3 地质工程一体化体积压裂示例

按地质工程一体化理念，对川渝地区两口井进行了设计及施工，取得了更为理想的效果.

3.1　白马区块实例

A井位于涪陵外围白马区块.本井地层倾角较大，井斜角在70°左右，缝间干扰更为严重，故本井在簇间距的基础上适度放大.依据裂缝发育、微幅构造、地应力特征，结合裂缝延伸难度，将水平段划分为三大类，结合地质分段开展工程分段.结合极限簇间距的优化结果，为减少段间干扰、保证动用程度，微幅构造段、中曲率段及近B靶埋深大的井段段间距为23~27 m，簇间距为18~21 m，减少单段簇数以保证各簇流量，减小施工难度；强挤压、漏失井段增加簇数，段间距为21~25 m，簇间距为13~17 m；其余6簇的段间距为15~21 m，簇间距为10~16 m，段长约85 m.

主体工艺为“多簇密切割+暂堵促均衡+差异化变排量变黏度”.依据裂缝发育、微幅构造、地应力特征，优化了施工参数，在近B靶埋深大的井段，为保证穿层效果采用前置胶液，全程采用高黏滑溜水携40/70目和30/50目覆膜砂；在挤压、漏失井段，采用前置胶液减小滤失对压裂的影响，采用“快提+大排量（16~20 m³/min）”减小地层漏失对压裂的影响；在弱挤压段，综合考虑压裂难度及施工成本，前置液体换为高黏滑溜水，并且控制规模.为提高多簇改造均衡性，在中途采用大粒径暂堵剂实现转向.考虑到施工压力窗口较窄，为减少暂堵剂进入地层后压力陡升对施工的影响，排量降至5 m³/min，压力稳定后恢复排量.

实际压裂施工总液量42 570 m³、砂量 2 227 m³，用液符合率和加砂符合率均达到100%，验证了本井的压裂地质环境描述及工艺对策的合理性.施工压力曲线以“爬升型”为主，说明本井通过提排量、暂堵工艺等多种提净压手段，保证了净压力的持续增加，从而有效降低了缝网形成难度.该井多尺度立体缝网指数为0.456，测试产量较邻井提高了50%以上，改造效果显著.

在套管生产期间，日产气稳定，但井筒存在积液，由于生产初期井底压力较高，维持了自喷生产.

3.2　永川区块实例

B井位于永川区块局部构造的南部向斜区，埋深4 280 m左右，水平段长1 500 m.由于两向应力差20 MPa左右，因此通过增加分段和射孔簇提高储层接触面积和裂缝密度，提高横向覆盖率，降低气体渗流距离.综合考虑影响地质方面页岩品质均质性以及工程方面储层密切割改造效果等关键因素，设计B井分为18段139簇改造，水平段整体簇间距小于10 m，单段射孔以9簇为主，段长80 m左右、段间距16 m左右.

形成了“快提排量（>12 m³/min）增压促起裂”、“中低黏（5~15 mPa•s）、高排量（>16 m³/min）、小夹角（井眼方向与最小水平主应力夹角<10°）促均衡”的工艺参数体系，多簇扩展的非均衡性可降低30%以上；针对加砂阶段优化施工参数，形成了“高排量（>16 m³/min）、高小粒径比例（>30%）、复合强加砂、慢提砂比（<10%）”的工艺参数体系.

主体工艺为“密切割、强加砂、缝口缝内双暂堵”，采用一体化变黏高降阻压裂液体系，100/200目石英砂、70/140目陶粒、40/70目陶粒支撑剂组合.在现场施工过程中，横向上采取限流压裂及缝口暂堵转向，保障各簇改造充分性；纵向上采取“快提排量+前置高黏胶液”提高净压力，实现裂缝纵向延伸，强化暂堵转向，促使多簇均匀进液，提高改造的充分性和裂缝的复杂程度.

为了获得最优改造体积，数值模拟优化得到最优排量14~16 m³/min，总液量34 024 m³，总砂量2 873 m³.实际压裂施工排量达14~15 m³/min、总液量34 148 m³、砂量2 373 m³.该井用液强度达到了23.28 m³/m、加砂强度达到了 2.0 m³/m，与设计符合率较高.暂堵压力涨幅一般为1.5~2 MPa，且采用低砂比+大粒径暂堵剂工艺实施后加砂压力缓慢上涨，停泵30 min压降较不暂堵工艺提高2 MPa以上.该井多尺度立体缝网指数达0.482，说明采用地质工程一体化压裂设计使得裂缝扩展达到了较好的转向效果.

4 结论

（1）地质工程一体化设计及实施控制是深层页岩气体积压裂技术的关键，体现在压裂前、压裂中及压裂后的全生命周期的动态一体化分析和实时参数调整上，内容涵盖压前地质工程双甜点评价、压裂段簇位置优选、立体缝网参数设计、体积压裂工艺实施控制、压后返排优化及控制、配套的一体化变黏度高降阻压裂液体系研发及压后评估分析等，共同构成了地质工程一体化的体积压裂的完整技术链.

（2）地质工程一体化体积压裂技术的核心是动静态资料的结合，以及如何基于压裂施工参数对储层参数及裂缝参数进行实时的反演分析，实现动态分析和实时调参一体化，以最大限度地挖掘储层的生产潜力.

（3）用AA、AM、单体A做单体，设计合成了一体化变黏度高降阻降阻剂，溶解时间小于10 s，黏度1~150 mPa·s可调，实验室测试降阻率达到80%以上.同时配套了助排剂和黏土稳定剂，构建了滑溜水胶液一体化压裂液体系，该体系具有较好的降阻、携砂、配伍、可重复利用及低伤害性能.

（4）现场实例井一体化研究及实施的效果表明，该技术适应性强，压后效果提升明显，对深层页岩气压裂突破及后续的高效开发具有重要的现实指导和借鉴意义.

（5）建议扩大在深层页岩气压裂中的应用规模，并建立相应的学习曲线，以不断地实现参数的优化调整和技术的迭代升级，最终实现深层页岩气开发效益的最大化.

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基金资助

国家自然科学基金项目(U19B6003)

中石化科技攻关项目(P20046-3)