地质条件变化对涪陵页岩气井压裂的影响及对策

肖佳林

（中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院，湖北武汉430035）

地质条件变化对涪陵页岩气井压裂的影响及对策

肖佳林

（中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院，湖北武汉430035）

由于埋深、构造等地质条件发生改变，页岩气井压裂面临新的问题和挑战。涪陵区块平面及纵向上地质力学条件、深度和构造位置等变化，给水平井分段压裂工艺实施及压后效果带来一系列影响。文中分析总结本区域储层地质条件的具体变化，评估了各因素变化对压裂改造的影响，特别是埋深增加、复杂构造环境等对压裂工艺实施的综合影响；明确了由于深度、构造等变化，导致地应力、闭合应力及内聚力增加。另外，岩石塑性破坏影响，使得净压力消耗增加、有效净压力降低、剪切区面积减小、人工裂缝带层理剪切区域扩展受限，进而可能影响储层有效改造体积及压后效果。最后从分段分簇、压裂配套材料及泵注程序等方面提出了页岩气井压裂工艺参数优化的总体策略和具体方向。

地质条件；力学参数；派生应力；层理；改造体积；深井

涪陵焦石坝页岩气田位于重庆涪陵，属川东高陡褶皱带万县复向斜焦石坝构造带，目前探明储量3 805.98×108m3，含气面积383.54 km2，为全球除北美之外最大的页岩气田。在2013年井组开发试验基础上，经过2014—2015年一期产能建设阶段进一步优化压裂工艺及参数，完成164口井3 037段的压裂施工，形成了“复杂缝/网缝+主缝”的压裂改造思路以及“混合压裂、组合加砂”的压裂模式，现场取得了显著效果。

伴随勘探开发由主体区域逐渐南移，相比一期产建主体区域，外扩区域构造更为复杂，埋深显著增加，目的层垂深由2 400 m增加至3 800 m，穿行层位跨度增大。由于压裂地质条件发生变化，现场施工反映施工压力高、压力窗口小、加砂难度大、复杂缝网形成难度增大等问题。需深入分析这些变化对压裂工艺实施及压后效果的潜在影响，以指导不同区域不同单井、不同小层工艺参数的针对性优化设计。笔者选取本区块不同区域及构造位置具有代表性的部分单井，综合对比分析不同地质、力学等参数变化，评估了储层地质及构造条件变化对页岩储层改造的具体影响，并针对页岩气深井压裂提出了下一步工艺优化调整的具体策略及方向。

1　地质力学条件变化的影响

涪陵焦石坝区块目的层段上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组地层三分性特征明显，其中下部以碳质、硅质泥页岩为主，中部为浊积砂岩段，上部为含粉砂质泥岩段。下部含气泥页岩段是焦石坝地区页岩气开发的目的层段，富有机质泥页岩的厚度较大、分布稳定，厚度在80～114 m。综合岩性、电性、物性、地化、含气性等特征将五峰—龙马溪组含气页岩段纵向上划分为3段5个亚段9个小层，其中下部38 m优质气层段可划分为5小层，岩性以黑色、灰黑色含碳质、硅质页岩夹粉砂质页岩为主。选取本区块不同埋深、不同区域及不同构造位置的8口导眼井主力层段相关数据进行对比分析（见表1），8口井构造背景呈现背斜、向斜等多样性变化。

表1　不同单井地质力学参数对比

1.1弹性模量及泊松比

弹性模量和泊松比是表征页岩脆性的主要岩石力学参数，页岩弹性模量高、泊松比低，表示储层脆性高。脆性是材料的综合特性，是在自身天然非均质性和外在特定加载条件下产生内部非均匀应力，并导致局部破坏，进而形成多维破裂面的能力。页岩弹性模量一般为10～80 GPa，泊松比一般为0.20～0.40。随着深度的增加，不同单井储层弹性模量整体变化较小，而泊松比随区域位置、深度等变化整体增大，反映出储层岩石塑性增强的变化趋势，可能使得压裂裂缝扩展延伸难度增加。随着井深的增加，岩石的断裂韧性增大，也反映压裂过程中裂缝的延伸可能更加困难。

1.2最小水平主应力及水平两向应力差

对于深部页岩储层，由垂向应力、最大和最小水平主应力组成的原岩应力和孔隙压力与浅部岩层差异较大。水力压裂时岩层的起裂压力与原始最大最小主应力、孔隙压力、抗张强度等密切相关，具体关系为［1］

式中：pb为岩层破裂时的起裂压力，MPa；pp为孔隙压力，MPa；T0为岩层抗拉强度，MPa；σmin，σmax分别为地层原始最小和最大水平主应力，MPa。

当水平最小主应力较低时需要的岩石起裂压力也较小，岩层更易起裂进而延伸扩展。水平应力差异系数是复杂缝网能否实现的关键因素，当最大与最小水平主应力差异较小时，压裂改造易形成复杂的方向性较差的裂缝系统。

基于室内试验及测井数据对各井的地应力参数进行了分析计算。随埋深增加，地应力明显增加，由51 MPa增加至77 MPa，反映岩层的起裂难度加大，地层闭合压力增大，对压裂支撑剂的抗破碎强度和长期导流能力也提出了更高的要求；两向水平应力差异系数差异较小（0.11～0.15），有利于裂缝转向复杂化；随深度增加，水平应力差由7.6 MPa增至8.3 MPa，压裂施工中需要较高的净压力来促使裂缝转向。

1.3内聚力变化

内聚力反映了同种物质内部相邻各部分之间的相互吸引力，主要与岩石的密度、黏土含量、上覆岩层压力、泊松比等有关。对于页岩储层而言，剪应力克服使材料颗粒脱落间联系的内聚力和与正应力、摩擦角有关的摩擦力，促使岩体内部发生滑移而形成剪切破坏。内聚力和内摩擦角一般根据三轴压缩试验得到的数据并通过Mohr-Coulomb破坏准则来计算获取。基于砂岩储层测井资料计算内聚力和内摩擦角的经验公式进行推导，得出计算内聚力的关系为

式中：C为内聚力，MPa；α为与上覆岩层压力相关的系数；ρ为岩性密度，g/cm3；Vp为测井声波时差的倒数，m/ μs；μ为动态泊松比；VSH为页岩的泥质体积分数，%。

应用式（2）对Z1，W2，W4，W5等井的内聚力进行分析，计算得到的内聚力分别为9.0，12.7，15.2，16.5 MPa。伴随深度增加，内聚力明显增加，一方面可能使得发生层理剪切破坏的难度高于主体区域，另一方面考虑层理面黏聚力与剪切区长度变化关系，内聚力每增加1.0 MPa，会使得水力裂缝剪切区长度有所减小［2］，亦可能对页岩压裂改造过程中人工裂缝剪切区域的扩展产生负面影响。

2　埋深增加的影响

2.1不同深度页岩脆塑性破坏特征

不同破坏模式下具有不同的应力一应变特征，页岩变形破坏过程中的应力一应变特征，对于理解页岩脆塑性破坏过程以及复杂破裂模式的形成机制具有重要意义。实验获取了不同深度Z1，W1，W2三口井不同层位岩心试样在相同及不同围压下破坏特征及应力一应变曲线，如图1所示。

图1　不同单井、不同层位应力-应变曲线

由图可以看出，在相同围压20 MPa条件下，由于深度增加导致原岩应力增加，3口井相同层位的岩石破坏特征由脆性向偏塑性转变。三轴条件下Z1井①—④号层表现出较强的脆性特征，W2井反映出明显的塑性特征。峰值应变大于在峰值前轴向应力-应变曲线表现为直线段，反映本区域页岩内部异常致密。

2.2埋深对人工裂缝延伸扩展影响

涪陵焦石坝区块五峰—龙马溪组主力层段层理缝发育，胶结强度弱，应力差异系数为0.10～0.15，脆性指数50%～60%。从裂缝延伸机理分析，认为水力裂缝易沿最大水平主应力方向和层理弱面同时起裂，同时液体的横向波及传递压力，层理缝发生张性破裂，受上覆岩层压力的影响，横向波及产生一定的作用距离，发生层理面的剪切滑移。与此同时，页岩发生偏离最大主应力方向发生张性破坏，在此过程，遇到弱面或天然裂缝开启，压裂裂缝会发生多缝的共轭剪切破坏。横向波及范围较大，缝高扩展受到抑制，形成较复杂的缝网。

在主裂缝靠近层理面的过程中，层理面的张开区长度非常小，剪切区相对于张开区长度要大很多，剪切区提供主要的导流通道，由于水力压裂中张开区在压裂完成后经过一段时间会闭合，因此剪切区相对于张开区提供更稳定的导流通道［2-11］。由于深度增加，导致地应力、闭合应力及黏聚力增加，加之岩石塑性破坏影响，净压力消耗增加，使得有效净压力降低、剪切区面积减小。塑性增强、层理黏聚力增大，人工裂缝带层理剪切区域扩展受限，使得压裂过程中储层有效改造统计受限，进而可能影响压后效果。

3　复杂构造带附加应力的影响

焦石坝区块及周缘由东向西可划分为齐岳山复背斜、石柱复向斜、方斗山复背斜、万县复向斜及大天池复背斜5个三级构造单元。鉴于本区江南—雪峰板缘由东南向北西强烈递进挤压的力学背景，东倾断裂为主控断裂。其中包括北东向的齐岳山、平桥、石门、山窝、梓里场断层，北西向的乌江、大耳山西断层。整体来看，随开发南移及外扩，区域构造分布及形态愈加复杂，复杂构造带的水平井沿井眼轨迹应力环境存在多样性，可能对人工裂缝延伸扩展产生重要影响。构造应力作用使得背斜、向斜等不同构造位置由于岩层弯曲而产生的派生应力（附加应力）存在明显差异，在中性面以上派生拉张应力，中性面以下为挤压应力区，应力大小与岩层弯曲程度有关，一般用曲率作为评价岩层弯曲程度的指标。关于派生应力的叠加问题，就背斜区而言可能派生拉张应力，拉张应力叠加在最小水平主应力上，拉张应力为负值，会抵消一部分现今最小水平主应力；向斜区则派生正应力，派生正应力的叠加，可能使得原始最小水平主应力增大［3］。由于构造派生应力影响使得水平两向应力差值发生变化，进而对裂缝扩展形态和压裂施工造成影响。考虑地层的塑性情况，曲率与派生应力关系式为

式中：σp为弯曲派生应力，MPa；E为弹性模量，GPa；er为岩石弹塑性系数；h为变形层厚度，为最大变形曲率，1/km。

结合涪陵区块储层特征，分析计算了构造派生应力随不同变形曲率、不同弹性模量变化情况，对应于本区域变形曲率0.02，弹性模量35～40 GPa的情况下可能产生5～7 MPa的派生应力，因而背斜区域，派生应力的负向叠加于最小水平主应力，增大两向水平应力差异系数，不利于裂缝转向和复杂化；向斜区域派生应力则正向叠加于最小水平主应力，造成施工压力增加，加砂难度加大。

以W3井为例，该井位于石门向斜西翼斜坡，水平段长1 742.00 m，垂深跨度较大（3 200.00～3 800.00 m），A，B靶点垂深差584.35 m。A靶点东边发育一断层，直线距离300.00 m，本井水平段中后段裂缝相对发育。不同井段施工压力、曲线特征存在明显差异（见图2）。其中第1—8段施工压力在80～92 MPa的高位区间运行，第21—25段施工压力则降低至45～60 MPa。这也间接反映出在复杂构造带沿水平井段轨迹应力多样性条件下，人工裂缝扩展受应力影响大，裂缝形态差异大，导致施工曲线响应特征也存在较大差异。

图2　W3井第1—25段施工曲线

4　页岩气深井压裂工艺优化

页岩储层压裂的目标在于有效改造体积最大化，改造体积内裂缝复杂程度最大化。对于涪陵焦石坝区块埋深适中、构造平缓的主体区域，储层总体上脆性好、地应力差异小，一方面选择减阻水压裂液，可提高裂缝转向、剪切的概率，沟通更多的天然裂缝和页岩层理，增大泄气面积；另一方面采用黏度相对较高的胶液，扩展裂缝宽度、提高支撑剂浓度和粒径，增强液体在局部应力差异大、泥质含量较高层段的造缝能力，形成主缝，提高裂缝导流能力。采用2种液体组合，减阻水造复杂网缝、扩大改造体积；胶液造主缝、提高裂缝导流能力，利用各自优势，以实现“复杂网缝+高导流能力主缝”的压裂改造目的。压裂注入初期，裂缝弯曲大、缝宽小，选择低浓度、小粒径支撑剂；然后，利用中等粒径支撑剂，对裂缝系统形成主要支撑；后期，采用胶液携带高浓度、大粒径支撑剂，形成主导缝，采取“混合压裂+组合加砂”方式。该工艺的主要目的在于对不同裂缝系统的分级支撑，进一步满足形成复杂缝网的工艺要求。

区域平面、纵向上压裂地质条件的变化：一方面，由于埋深增加，使得塑性增强、温度升高、闭合应力、地应力及施工压力明显增加；另一方面，深井多分布在陡坡带、构造高部位，构造类型（向斜、背斜）多样化，地层倾角、地应力方位及大小发生较大变化，近井弯曲摩阻增大。纵向不同层段物性、天然裂缝发育情况等差异，给本区块页岩气深井压裂工艺实施带来一系列变化和挑战，需结合压裂工艺需求对工艺参数进行调整。

4.1分段分簇

随埋深增加，地层塑性增强，相同间距下裂缝尖端剪应力减小，可能使得剪切破裂区域变小。通过优化段簇间距参数（如减少段、簇间距、簇数等），以合理利用诱导应力影响，提高裂缝复杂度。分段分簇总体上应以多段少簇为原则，以优化裂缝参数、增加有效裂缝条数为目的，以实现水平段充分改造，提高泄气面积。

4.2压裂配套材料

针对深层页岩气储层高温、高压等特点，优化包括前置酸液、压裂液及支撑剂等配套材料以满足深层页岩气层改造的工艺需求。目的层段储层塑性增强，裂缝延伸相对困难，同时上覆岩层压实作用增加，酸液与天然裂缝、层理接触面积减小，一定程度上限制了酸化效果，考虑优化前置酸液体系，比如采用土酸，加入抑制二次沉淀酸液添加剂，提高酸液的处理效果，降低施工压力。压裂液体系需综合考虑耐温、抗剪切、降阻性能、携砂、破胶等性能。通过优化减阻水及胶液配方，适当提高液体黏度，促进主缝延伸，同时提高防膨剂用量，减小压裂液对储层的伤害。支撑剂应选择高强度、低嵌入、高导流的系列支撑剂和组合。

4.3施工参数

深井页岩储层黏土矿物含量增加，储层塑性增强，闭合应力增大，对裂缝导流能力要求更高。为实现有效的裂缝改造体积，一方面可调整前置液阶段类型、用量及排量变化，优化造缝时机及造缝效果；另一方面适当增加用液规模，泵注程序设计应尽可能提高综合施工砂液比，延缓导流能力递减，提升高闭合应力下低铺砂浓度下裂缝导流能力。如采用低起步小增幅、段塞式、中长段塞连续加砂、增加中低砂比段塞数量和携砂液量等模式的加砂程序设计；考虑多粒径支撑剂与多尺度裂缝宽度匹配，适当增加小粒径的比例；改善支撑剖面，避免形成点或不连续的小面积支撑，采用大段塞或连续加砂模式，以形成连续支撑剖面为目标；针对天然裂缝发育储层，为增加裂缝复杂度，从暂堵转向考虑优化泵注程序，施工后期可采取中间加入“减阻水+粉陶”或“胶液+粉陶”主动性粉陶段塞、中途转换胶液等措施，提高净压力，促使天然裂缝/次生缝开启，促进裂缝复杂化。

5　结论

1）伴随埋深、构造形态、裂缝发育状况、穿行层位等一系列地质及构造条件变化，形成复杂缝网的基础地质条件发生了一定的变化。由于深度增加、塑性增强、层理黏聚力增大，净压力消耗增加，使得有效净压力降低、剪切区面积减小，人工裂缝带层理剪切区域扩展受限，可能造成压裂过程中储层有效改造体积受限，进而影响压后效果。

2）复杂构造带存在的应力多变环境及大尺度天然裂缝，会间接影响压裂裂缝延伸扩展，导致各区域人工裂缝形态存在明显差异。不同构造位置（背斜、向斜、断层）派生应力差别较大，使得水平两向应力差值发生变化，会对涪陵区块页岩气水平井现场压裂施工造成一定影响。

3）针对页岩气深井及复杂构造带单井，在充分认识岩性、应力、天然裂缝产状变化的基础上，可以从分段分簇、压裂液配方体系及泵注程序优化等几个方面完善工艺参数，以实现增加储层有效改造体积和裂缝复杂程度的目标。

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（编辑杨会朋）

Influence of geological condition change on shale gas well fracturing in Fuling and its strategy

XIAO Jialin
（Research Institute of Petroleum Engineering，Jianghan Oilfield Company，SINOPEC，Wuhan 430035，China）

Because of the change of the geological conditions such as the buried depth and geological structure，the hydraulic fracturing for shale-gas wells is facing new problems and challenges.The change of geological mechanics condition，depth and structure position of the Fuling Block both in the plane and vertical directions has brought about a series of effects on the fracturing technique for horizontal well.Analyzing and summarizing the specific change of reservoir geological conditions，the influence of various factors on the fracturing transformation is evaluated，especially the influence of the buried depth and complex structure environment on the fracturing process.Due to the depth and structure changes，there is a significant increase in in-situ stress，closure stress and cohesion.The plasticity damage of rock results in the net pressure consumption increase，the effective net pressure reduction，shear area decrease，and limited bedding shear zone expansion of hydraulic fracture，which may affect the storage layer effective transformation volume and pressure effect.The overall strategy and the specific direction of optimizing fracturing techniques for shale-gas wells are presented from the following aspects，the cluster space，the matching material of fracturing，and the pumping program.

geological condition；mechanical parameter；derived stress；bedding；stimulated reservoir volume；deep well

中国石化集团公司科技项目“涪陵区块页岩气层改造技术研究”（P14092）、“涪陵地区深井高压页岩气压裂方式研究”（P15138）

TE375

A

10.6056/dkyqt201605028

2016-03-01；改回日期：2016-07-12。

肖佳林，男，1984年生，工程师，硕士，2011年毕业于长江大学油气田开发工程专业。E-mail：799071660@qq.com。

引用格式：肖佳林.地质条件变化对涪陵页岩气井压裂的影响及对策［J］.断块油气田，2016，23（5）：668-672.

XIAO Jialin.Influence of geological condition change on shale gas well fracturing in Fuling and its strategy［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：668-672.