四川盆地涪陵页岩气田单井可压性地质因素研究

胡德高，刘 超

(1．中国石化 江汉油田分公司，湖北 潜江 433124； 2．中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，武汉 430223)

据美国能源情报署估计，全球页岩气地质储量达623×1012m3,可采储量达163×1012m3,中国页岩气可采储量达36×1012m3，具有广阔的开发前景[1-5]。涪陵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，截至2016年底,探明储量3 805.98×108m3，含气面积383.54 km2，已建成70亿方产能,为全球除北美之外最大的页岩气田[6]。

由于页岩气储层致密，属于低孔—超低渗储层，为实现经济开发必须进行压裂增产作业[7-9]。前期研究者主要通过对页岩的脆性矿物含量、脆性指数、水平应力差异系数等方面开展页岩可压性地质因素评价，基本形成了一套页岩可压性地质评价的思路[10-15]。但是对于脆性矿物含量、脆性指数、应力差系数等基本相似的区块，则不能开展有效评价。本文根据涪陵页岩气田大量已压裂测试井相关数据及资料，选取不同区域及构造位置具有代表性的水平井，从埋深、构造形态、裂缝发育特征等方面出发，开展页岩气单井可压性地质因素研究及评价，以期为涪陵页岩气田水平井提供压裂设计依据及优化思路。

1 脆性及应力特征

目前涪陵页岩气田相关资料表明，不同直井之间五峰—龙马溪组一段的同小层脆性矿物含量差异较小(图1)，其中①～⑦小层脆性矿物含量较高，均大于50%，依据脆性矿物评价标准，评价为Ⅰ类，表明研究区页岩储层具备较好的压裂改造条件。

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。根据杨氏模量、泊松比计算出各直井各小层脆性指数(图2)，可以看到与脆性矿物含量类似，各直井同小层的脆性指数差异较小，其中①～⑦小层的脆性指数较高，基本大于50%，⑧、⑨小层则略低，在40%～50%。依据脆性指数与裂缝形态关系图，涪陵页岩气田页岩储层具备形成复杂裂缝系统的条件。

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。水平应力差异系数是复杂缝网能否实现的关键因素，是描述水平应力差异大小的重要指标。当水平应力差异系数小于0.1时，易产生网状裂缝；当水平应力差异系数大于0.25时难形成网状裂缝[16]。涪陵页岩气田不同直井五峰—龙马溪组一段主力气层段①～⑤小层的水平应力差异系数仅H井略高于0.2外，其余10口直井均小于0.2(图3)，表明研究区页岩储层基本具备形成网状裂缝的条件。

图1 四川盆地涪陵页岩气田不同直井五峰组—龙马溪组一段①～⑨小层脆性矿物含量对比

图2 四川盆地涪陵页岩气田不同直井五峰组—龙马溪组一段①～⑨小层脆性指数对比

图3 四川盆地涪陵页岩气田不同直井五峰组—龙马溪组一段①～⑤小层水平应力差异系数对比

综合上述分析，涪陵页岩气田单井在脆性矿物含量、脆性指数和水平应力差异系数等方面差异性较小，不能有效评价涪陵页岩气田单井页岩储层可压性。

2 可压性影响因素分析

2.1 储层埋藏深度

储层埋藏深度增加，会导致地应力、闭合应力等增加，且地层的塑性会出现增大的趋势，因此，使得压裂过程中储层有效改造体积受限，导致压裂改造难度增加，影响压后效果。

2.1.1 埋深对压裂施工的影响

选择涪陵页岩气田不同区块、不同埋深的8口已试气井进行统计(表1)，表明随着埋深的增大，单井上覆岩层压力存在逐渐增大的趋势，压实作用增强，导致停泵压力升高，压裂施工难度增加；且压裂造缝后的闭合压力也较大，导致人造缝网闭合过快，影响压后效果。

表1 四川盆地涪陵页岩气田典型水平井埋深与上覆岩层压力、平均停泵压力关系

2.1.2 埋深对脆性指数的影响

前人研究表明[17]：泥页岩的脆性向塑性转化主要受到温度、围压等因素影响。随着温度的增加，泥页岩解理面光滑程度降低，当温度大于100 ℃时，解理面开始粗糙化，出现刻痕等现象，局部呈现河流状、波浪状等不规则的形状,表明泥页岩发生了塑性变形。

涪陵页岩气田已试气井实测资料表明，气层中部温度随埋深增大逐渐增加，当埋深大于3 000 m，地层温度大于100 ℃(图4)，表明涪陵页岩气田目的层页岩可能出现塑性变形，导致脆性指数降低，影响压裂改造效果。

2.1.3 埋深与单井产量关系

优选涪陵页岩气田已试气中水平段①～③小层穿行率大于70%，且含气性较好区块(焦石坝区块主体区、西区及江东区块)开展统计分析(图5)，当水平段埋深小于2 800 m时，埋深的大小与一点法无阻流量呈散点状，无明显相关关系，表明在埋深小于2 800 m时，压裂工程工艺能有效改造地层；当埋深大于2 800 m后，试气产量与埋深呈较为负相关关系；当埋深越大，测试产量越低，表明随埋深增大，压裂改造能力降低，影响了单井产量。

图4 四川盆地涪陵页岩气田目的层页岩温度与气层中深关系

图5 四川盆地涪陵页岩气田单井产量与埋深关系

2.2 构造形态

构造形态的差异也会对压裂工程造成影响。正向构造主要表现为张应力，地应力相对较小；负向构造以压应力为主，叠加上构造应力后，地应力往往较大，压裂施工难度会明显高于正向构造。

通过对涪陵页岩气田不同构造形态下试气井压裂效果分析证实，在埋深大于2 800 m区域，构造形态会对压裂产生较为明显的影响。焦页A井和焦页B井两口水平井埋深基本相当，均在3 200～3 300 m。其中焦页A井位于石门向斜，属负向构造区；焦页B井位于平桥断背斜东翼斜坡，属正向构造区。对比各压裂段施工压力参数(表2)，焦页B井最大施工压力均小于84 MPa，最小施工压力基本小于50 MPa；而焦页A井除第1段施工压力略低外，其余压裂段最大施工压力均高于84 MPa，最小施工压力基本高于60 MPa，明显高于焦页B井，表明构造形态对单井压裂施工有一定影响。

对于同一口水平井，不同微幅构造形态的压裂参数也会有细微差异。焦页C井水平段埋深在3 160～3 170 m，埋深较浅，且差异较小。其中，第3～6压裂段位于微幅正向构造，第9～12段位于微幅负向构造。对比不同微幅构造形态段的压裂参数(表3)，第3～6段无论是破裂压力、施工压力，还是平均砂比，均好于第9～12段。

综合上述分析认为，构造形态会对压裂施工产生影响，导致单井测试产量出现差异，是影响单井可压性及测试效果的地质因素之一。

表2 四川盆地涪陵页岩气田焦页A和焦页B井施工压力参数

表3 四川盆地涪陵页岩气田焦页C井水平段不同微幅构造压裂参数

2.3 裂缝发育特征

页岩气水平井压裂改造的目的就是为了制造复杂缝网，复杂缝网越多，表明压裂效果越好，单井产量越高。前人研究认为储层天然裂缝的发育特征会对压裂改造和复杂缝网的形成有一定的影响。目前表征裂缝发育特征主要有曲率、方差体、蚂蚁体等方法。在涪陵页岩气田，利用曲率能够较好地表征页岩储层天然裂缝的平面发育特征。

2.3.1 曲率发育非均质性对压裂改造的影响

涪陵页岩气田构造较为复杂，受构造及断裂影响，平面多发育斑点状和条带状曲率。通过分析水平井曲率特征与微地震监测匹配关系，可以看到若水平段周缘曲率发育非均质性较弱，井筒两侧微地震反映的压裂改造范围大致相当(图6a)；若水平段两侧曲率发育非均质性较强，则井筒两侧微地震反映的改造范围会受到条带状曲率的影响(图6b)。表明井筒周缘曲率发育的非均质性对压裂改造效果产生一定影响。

图6 四川盆地涪陵页岩气田水平井曲率发育特征与微地震监测匹配图

2.3.2 深层区曲率发育程度对压裂改造的影响

受埋深较大的影响，水平井压裂难度大，缝网形成能力较差，若水平段穿行所处区域曲率相对发育，压裂过程中有利于形成缝网，可能会提高单井产量。

图7 四川盆地涪陵页岩气田焦页C-1井和焦页C-2井曲率匹配图

选取位于同一平台的焦页C-1井(后2段)和焦页C-2井(前7段)，这两口井所选取压裂段埋深(均在3 700～3 750 m)接近，脆性矿物含量(大于50%)评价均为Ⅰ类。但井筒周缘曲率发育程度表现出明显的差异性(图7)，其中焦页C-1井水平段两侧曲率相对发育，表明目的层裂缝发育程度可能高于焦页C-2井水平段的前7段(曲率不发育)。两口井在压裂过程中加砂情况差异较大，其中焦页C井后2段加砂较为顺畅，平均砂比较高(8.38%)；焦页C-2井则加砂较为困难，平均砂比较低(5.23%)。综合曲率发育程度和压裂加砂情况揭示出曲率发育程度是影响水平井缝网改造效果的主要地质因素。

3 结论

根据目前涪陵页岩气田开发实践，影响单井可压性的主要地质因素包括埋深、构造形态和曲率发育特征。

(1)埋深增加会导致地应力、闭合应力增加，页岩脆性降低，塑性增强，导致压裂施工难度增大，影响压后效果，是影响单井可压性的最重要的地质因素。

(2)受构造挤压应力的影响，位于负向构造的水平井的单井可压性相对正向构造较差。

(3)水平井井筒周缘曲率非均质性越弱，则井筒两侧改造范围大致相当，在压裂可改造能力范围内，压后效果较好。若曲率非均质性较强，压裂缝网延伸可能受限，影响单井可压性，导致改造效果变差，降低单井产能。在深层区域，位于曲率较发育区的单井，可压性较好。

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