针对川南深层页岩气水平井压裂技术不成熟、关键参数不合理、压裂后单井产量低的问题，在综合分析已压裂井压裂效果的基础上，结合川南深层页岩储层地质工程特点，以提高复杂缝网程度、增大裂缝改造体积、维持裂缝长期导流能力为核心，通过室内试验评价与数值模拟相结合的方式，优化了压裂工艺和关键参数，形成了以“密切割分段+短簇距布缝、大孔径等孔径射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高强度小粒径组合支撑剂、大规模高强度改造”为主的深层页岩气水平井体积压裂关键技术。在Z3 井应用该技术后，获得了21.3×104 m3/d 的产量，较同区块未用该技术的井提高1 倍以上；除此之外，在川南深层页岩气水平井应用该技术获得了多口高产气井，说明该技术有较好的适应性，可推广应用。川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术的成功应用，为川南3 500～4 500 m 页岩气资源的有效动用奠定了基础。

1 深层压裂难点及现有技术的不足

1.1 深层压裂技术难点

深层页岩气在川南大面积连片分布，深层与中深层（五峰组—龙马溪组）页岩气储层主要地质参数、工程参数的对比结果分别见表1、表2。对比可知，川南深层页岩气储层品质较好，具有高杨氏模量、低泊松比特征，页岩脆性较好，有利于体积压裂。但随着埋藏深度增加，温度和压力增大：闭合应力普遍为80~95 MPa，应力差增大到15~25 MPa，导致复杂缝网的形成难度加大；同时，岩石抗压强度值显著增大，压裂施工难度增加；地层温度普遍在120~150 ℃，部分区域达到150 ℃以上，对配套设施设备提出了更高要求。

表1 川南深层与中深层（五峰组—龙马溪组）页岩气储层主要地质参数对比

表2 川南深层与中深层（五峰组—龙马溪组）页岩气储层主要工程参数对比

1.2 现有技术的不足

中国石油于2009年开始在川南富顺—永川区块与国外公司进行页岩气联合评价开发，主要目的层为五峰组—龙马溪组，实施井平均埋深约3 650 m，压裂后井均测试产量仅12×104 m3/d左右，井均估计最终可采储量（estimated ultimate recovery，EUR）为0.24×108 m3/d，效果不理想，未能实现效益开发。结合川南深层已压裂页岩气水平井的压裂施工参数（见表3），分析可得压裂工艺主要存在有4方面的不足：完井管柱及井口装置不能满足高压大排量施工。已实施井以Φ127.0 mm套管为主要完井管柱，井口装置及高压管线均采用105 MPa压力等级，现场施工排量普遍较低（一般在7.5~12.0 m3/min），施工泵压高（普遍为90~95 MPa），未实现大排量延伸裂缝、增大改造体积的目的。单段改造规模小，导致形成复杂缝网的物质基础不足。单段液量规模小，用液强度低，普遍在9~15 m3/m，单段规模为800~1 500 m3，形成较大裂缝改造体积的物质基础不足；低排量与小规模的不利影响相互叠加，进一步加剧了压裂改造体积小的问题。

分段长且射孔簇数少，不利于簇间资源充分动用。分段段长普遍大于100 m，段距普遍大于30 m，无法充分发挥压裂过程中的应力干扰作用，簇间裂缝复杂程度不高，无法充分实现段间资源的充分动用。

以高黏液体为主要压裂液不利于造复杂缝网。为维持深层高闭合压力条件下的裂缝导流能力，大量采用胶液甚至冻胶携砂提高加砂量，胶液比平均达到54%，最高可达88%，这样虽然提高了加砂量，使加砂强度平均达到近1.4 t/m，但高黏液体不利于在高脆性储层造复杂缝网。

表3 川南深层已压裂页岩气水平井的压裂工艺参数

2 体积压裂关键技术

近年来，随着非常规油气尤其是页岩气的规模开发，体积改造技术蓬勃发展。针对上述川南深层高应力及高应力差页岩储层特征，认为应开展工艺优选和参数优化，提高裂缝复杂程度、扩大裂缝波及体积、维持裂缝长期导流能力，以实现体积压裂并提高有效性，从而达到效益开发的目的。基于此，研究形成了以“密切割分段+短簇距布缝、大孔径等孔径射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高强度小粒径组合支撑剂、大规模高强度改造”为核心的深层页岩气水平井体积压裂关键技术。

2.1 “电缆泵送桥塞+分簇射孔”工艺

当前国内深层页岩气勘探开发尚处于起步阶段，施工经验不足，应选择成熟可靠的工艺进行作业，以确保施工成功为首要条件。

为降低压裂施工中的井筒摩阻、满足大排量施工需要，汲取早期经验教训，川南深层页岩气水平井主要以?139.7 mm 套管为完井管柱。

以北美为代表的页岩油气在开发过程中，“电缆泵送桥塞+分簇射孔”工艺占有主导地位，工艺成熟；川南中深层页岩气规模效益开发过程中，该工艺也已成熟应用。因此，“电缆泵送桥塞+分簇射孔”工艺是川南深层页岩气水平井压裂作业的首选。

受垂深增大的影响，深层页岩气水平井斜深普遍在5 500 m 以上，部分井的斜深甚至超过6 000 m，给连续油管作业带来挑战。首段压裂通道的建立，成为深层页岩气水平井需要特别重视的环节。对于地层倾角不大且井眼轨迹光滑的井，或者下倾井，仍可选择连续油管进行首段射孔作业，下入过程中可配合使用金属减阻剂，延伸下入深度；对于井眼轨迹不够平滑或者上倾井眼轨迹，连续油管无法满足首段射孔要求，可考虑采用套管启动滑套或电缆带爬行器建立首段通道。

2.2 密切割分段+短簇距布缝

增加单井水平段裂缝条数、缩短裂缝间距可增强应力阴影效应，利用应力干扰可促使裂缝更加复杂，该方法正成为当前提高页岩气单井产量的普遍做法。总结北美页岩气水平井压裂分段分簇的变化趋势，发现其正朝着段长更短、簇数更多的方向发展：以Haynesville 为例，2011 年分段长度主要在90~120 m，簇间距20~30 m；2012 以后段间距和簇间距逐年缩短，2016 年主要段间距30~60 m，簇距6~15 m，且50~60 m 段长的普遍采用暂堵转向工艺。川南中深层采用“密切割分段+短簇距布缝”工艺后，单井产量和EUR得到了提高，多口井的测试产量超过40×104 m3/d，证明该工艺对川南高应力差页岩储层具有适应性。深层页岩气区块的应力差较中深层更大，大型物模试验结果表明，同等条件下，随着应力差变大，裂缝复杂程度降低，裂缝形态由发散状逐渐变为条束状，这将导致单缝的覆盖宽度变窄。因此，采取缩短簇距、缩小气体由基质向裂缝的流动距离、减小单缝与单缝之间未充分改造区域，是提高单井产量和储量动用率的必要途径。为保证段内各簇均匀起裂，当前主要以3 簇为主，单段长度50～55 m。为提高裂缝复杂程度，在部分段配合使用暂堵转向工艺。

2.3 大孔径等孔径射孔

深层页岩储层岩性致密、应力高、抗压强度大，导致施工破裂压力高、难度大，降低破裂压力和施工压力对提高压裂成功率非常关键。在相同注入条件下，射孔孔眼直径与孔眼摩阻成负相关关系。增大射孔孔眼直径，可以降低破裂压力和施工难度，对深层页岩气压裂施工有重要意义。

另外，在水平井进行分簇射孔作业时，射孔管串受重力作用的影响，在套管内不能完全居中；常规射孔存在套管上射孔孔眼大小不规则的缺陷——贴近套管壁一侧的射孔孔眼尺寸大，远离套管壁的一侧射孔孔眼尺寸小，大小不一的射孔孔眼，会影响各射孔孔眼的液体注入量，进而影响压裂施工和改造效果。如采用等孔径射孔工艺，因套管上各射孔孔眼的大小基本一致，能有效降低这种影响。为深入研究不同射孔工艺对射孔孔眼带来的影响，选用?89 mm 射孔枪对?139.7 mm 的套管进行射孔模拟试验，结果见表4。

 表4 常规射孔弹与等孔径射孔弹射孔参数对比

由表4 可知，相比常规射孔工艺，等孔径射孔工艺在套管壁上的射孔孔眼直径基本一致，孔径偏差率（孔径标准偏差与孔径平均值的比值）仅3.53%，远低于常规射孔工艺的20.42%，说明孔径射孔工艺有助于各射孔孔眼均匀进液，确保改造效果...................

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