页岩气井长水平段压裂一体化动态评估——以长宁国家级页岩气示范区为例

沈 骋 吴建发 付永强 曾 波

1.中国石油西南油气田公司页岩气研究院 2.中国石油西南油气田公司

0 引言

增加页岩气井压裂段长度有利于提升单井产量并降低成本。自2014年起，北美地区Haynesville、Marcellus等页岩气田根据自身地质工程特点，将气井压裂段长由 1 200 ～ 1 500 m 增至 2 100 ～ 2 900 m，实现了长压裂段经济生产模式。而分段段长与压裂段数、压裂液用量、支撑剂用量、单段簇数也实现了差异化设计，截至2020年底，Haynesville和Marcellus区块单井分段段长分别为43 m和77 m，压裂段数分别为51段和38段，用液强度分别为48.1 m3/m和16 m3/m，加砂强度分别为5 t/m和3.2 t/m，单段簇数均提升至6簇以上。可见，不同区块水平井压裂需配置差异化的施工参数以达到最佳改造效果。

得益于页岩气井位部署、钻完井、排采和生产一体的全生命周期工艺技术进步，四川盆地奥陶系五峰组至志留系龙马溪组海相页岩气开发取得显著效果[1-4]，2020年盆内页岩气产量超过200×108m3，成为我国天然气主要增长点。为进一步实现成本降低和长期效益开发，增加水平井压裂长度的技术趋势已达成共识，宁209H71-3井、胜页9井水平段长达 3 100 m 和 3 583 m，分别刷新了中石油和中石化的页岩气井水平段长记录，彰显了国内长水平井钻井水平。中石油在长宁、威远区块已率先开展了百余井次的长水平段压裂（压裂段长＞1 800 m）、超长水平段压裂（压裂段长＞2 500 m）气井的钻完井和排采生产作业，年均压裂段长从2015年的1 800 m增长至2020年的2 200 m。但长宁区块生产结果表明，44口长水平段压裂气井并非都能获得高产和长期稳产效果，单井测试产量（11.55×104～ 47.55×104m3/d）、最终可采储量（EUR）差异大（0.9×108～ 2.15×108m3），水平段压裂长度继续增大可能导致成本投入大于资源产出的风险。

可见，常规页岩气井（压裂段长＜1 800 m）的成熟工艺在长水平段压裂气井中并非完全适应，最优压裂段长度尚未确定。因此，以长宁区块336口井（其中44口长水平段压裂气井）为研究对象，将不同工程阶段进行一体化融合，分析影响气井产量的动态主控因素，并与常规气井进行一体化动态评估，以期为川南地区后续中深层、深层页岩气区块长水平段压裂气井开发部署、储层改造和生产跟踪提供思路和借鉴。

1 长水平段压裂气井一体化动态主控因素

长宁区块44口长水平段压裂气井均分布在优质储层厚度大于15 m范围内，物性条件良好（图1），但各井EUR并未与孔隙度、TOC、含气量和优质储层厚度呈明显正相关关系。与292口常规页岩气井相比，N201、N209井区44口长水平段压裂气井生产结果表明，增加压裂段长可提高单井测试产量和EUR，投产两年井均累计产量高出近700×104m3，但折算每米压裂长度的测试日产气量、EUR分别为135 m3和 7.0×104m3，均低于常规气井的 160 m3和8.6×104m3。可见，长水平段压裂气井存在不同于常规页岩气井的产量影响因素，或影响程度更高的因素。

图1 长宁区块N201、N209井井区优质储层厚度分布与长水平段压裂气井分布位置图

1.1 水平段钻进层位

页岩气水平井靶体穿行层位优选直接决定压裂和排采工艺对气井高产、稳产的实施效果。一方面，川南地区各页岩气产区靶体的纵向分布位置不同，在漫长沉积成岩史上存在差异，故称其为不等时靶体[5]；另一方面，不等时靶体的测井解释曲线呈“双波谷”形态，即脆延性指标和应力差异指标均偏低，在测井曲线上呈现“凹”形的位置，表明该层（该段）脆性高，有利于压裂，应力条件有利于成缝网[6]。

在纵向上，长宁区块主力产气层自下而上分别为五峰组、龙马溪组一段一亚段1～4小层（以下简称龙一11～龙一14），N201、N209井区北的靶体主要集中在龙一11，N201、N209井区南则为龙一12。统计N201、N209井区北单井龙一11钻遇率、钻遇长度，N201、N209井区南单井龙一12钻遇率、钻遇长度与单井EUR的对比关系（图2），当作为各分区靶体的钻遇率、钻遇长度分别达到70 %和1 200 m（N201、N209 井北约 1 000 m，N201、N209 井南约1 500 m，取其中间值）时，单井EUR大于 1.5×108m3的概率大幅提升。因此，长压裂段实现高产，首先需要高钻遇不等时靶体，才能确保水力裂缝能够快速起裂、充分扩展。

图2 长宁区块N201、N209井区北单井龙一11、井区南单井龙一12钻遇率、钻遇长度与EUR关系图

在横向上，以N209H48-5井为例，压裂段长2 653 m，分为44段，全井段采用相同压裂施工参数进行水力压裂，分布式光纤测试了15.0×104m3配产制度下9～44段（1～8段因施工复杂未钻桥塞）的产气贡献情况（图3）可知，高产压裂段同样具备“双波谷”状态，表明长压裂段产气贡献受控于原始地应力条件。相同施工强度下，于裂缝扩展的应力条件越有利，获得高产的可能性即越大。

图3 N209H48-5井分布式光纤测试单段产气贡献率与应力差异指标、脆延性指标、井轨迹对应关系图

1.2 流体压力降与孔眼摩阻

压裂施工受携砂压裂液在井筒中产生的流体压力降[7]、携砂液经孔眼产生的孔眼摩阻[8-9]影响。流体压力降主要受压裂段长度、施工排量和套管内径的影响；孔眼摩阻受孔眼直径、孔数和施工排量影响。长宁地区气井主体套管内径114.3 mm，主体射孔孔径11 mm，当压裂段长每增加100 m，泵注压裂液至目的处所增加的流体压力降为0.2～0.3 MPa；当孔数每减少1个，孔眼摩阻增大0.2～0.5 MPa；当排量每提升1 m3/min，流体压力降增量达0.5～1.0 MPa，孔眼摩阻增大0.9～2.0 MPa。可见，随着压裂段长、排量增大，井筒自井底产生的摩阻显著增大，导致加砂过程中砂敏感、井口套压急剧增大，导致难以通过提升排量来确保足够的净压力作用于裂缝。N209H48-5井由于趾端压裂段加砂困难，排量低，参考实时刻画净压力模型[10]推算可知，前序段净压力（10 ～ 25 MPa）明显低于后序段（20 ～ 35 MPa）（图4），由此可见，摩阻增大，趾端所受到的负面影响大，极大削弱了缝口的净压力，严重影响压裂效果。因此，长压裂段自趾端向跟端可采用逐渐增大主体排量，并配合后续提及的优化段内多簇参数组合来获得最优改造效果。

图4 N209H48-5井单段各簇平均净压力对比图

1.3 施工参数耦合

1.3.1 簇间距与排量

优化簇间距和排量对成缝网效果具有显著影响[11]。但压裂设计易忽略簇间距与排量的相互影响，将大排量、密簇进行直接组合应用，导致长水平段压裂气井效果时好时差。从单因素来看，缩短簇间距、提升排量对单个压裂段的改造是有利的。然而，当簇间距减小（或簇数增多）、排量增大同时发生，各簇裂缝净压力随之增大，应力影响范围相应增大，各簇裂缝将发生由相互促进扩展向促进作用降低、甚至变为竞争关系，使得簇效率（保持扩展的簇数与总簇数的比值）降低，造成非均匀扩展、大部分簇不具备产气能力的情况，最终影响EUR。

川南地区五峰组、龙马溪组页岩非均质性极强，导致跟、趾端的岩石力学性质、地应力条件可能发生比常规气井更明显的变化。以N21-5井为例，压裂段长2 960 m，跟端A点、趾端B点的各项参数均发生显著变化（表1）。因此，川南长压裂段的压裂设计首先应将其看作“两口井”甚至更多，分别进行参数的优选以获取最优改造效果。综合认为，差异化排量设计条件下，簇间距与排量耦合原则可表达为前序段（如1～27段）“相对低排量+相对密簇距”弥补排量较低在裂缝复杂度上的缺陷，后序段（如28～50段）“相对高排量+相对大簇距”弥补高排量在应力干扰中起负向作用的缺陷。

表1 N21-5井跟端A点、趾端B点地质参数对比表

1.3.2 邻井井间距与生产情况

川南地区页岩气井普遍布井于山地环境，地面平台选址挑战大，但所对应的井下却存在可动用资源，相邻平台需要较长的大斜度段才能触及目标区域，井位部署时往往通过钻进长压裂段井来弥补地面和地下的布井难题，因此，矿场多对该类井取得高产的要求较低。N21-5井属于该类井，由于同平台、邻平台井均已投产2～5年，当其压裂时，水力裂缝易倾向较低地层压力的采空区偏移，即偏向长期生产井，导致压窜影响生产进度。该井1～14段采用长宁区块主体施工参数，分段段长60 m，簇数6簇，排量14～16 m3/min，用液强度30 m3/m，加砂强度2～3 t/m，压裂过程中施工压力高，排量提升困难，砂敏感强，微地震监测水力裂缝长度约为200～300 m，裂缝扩展明显偏转于北侧已投产的N12-1井（处于关井并进行压力监测状态），期间N12-1井关井套压上涨2 MPa。可见，由于压裂施工参数的不适应性，大量的砂液体系进入了采空区的“空隙”，造成两口井压窜。根据施工参数耦合的理论分析，反演了N12-1、N21-6井压裂缝长规模，考虑井间距“临界触碰”，确保N21-5井压裂过程中极限水力裂缝半长与上述两口投产井的裂缝半长刚好等于井间距，对N21-5井采取前序段“相对低排量+相对密簇距”、后序段“相对高排量+相对大簇距”措施（图5），具体为：①第15～27段采用分段段长60 m、簇数11簇、排量14 m3/min，用液强度30 m3/m，缝长显著降低[12]，实现了近井地带充分改造，并有效克服了N12-1井长期投产产生的压力降；②28～50段埋深变浅，与同平台N21-6井（已投产2年）平行，采用分段段长60 m、簇数8簇，排量16 m3/min，考虑井间距由前序段与N12-1井的340 m缩减至300 m，根据经验[13]，严格控制用液强度在25 m3/m左右，同样保证了水力裂缝在井筒左右两侧均匀扩展且未发生压窜。

图5 N21-5井数值模拟及微地震监测解释成果与邻井关系

1.4 压裂段轨迹

压裂段跟端A点、趾端B点的斜率、垂直高差、压裂段呈上倾或下倾形态，对长压裂段的压后生产效果起到明显的控制作用[14-15]。川南区块构造复杂，构造起伏大，页岩气井存在跟、趾端垂深差异较大的情况。当处于下倾状态时，若垂直高差较大且在高配产制度下，地层能量衰竭速率将比常规气井更快，不仅降低供产能力，还具有较高积液风险；低配产制度下，尽管降低了地层能量衰竭速率，但气液两相流体均面临向上运移困难的情况，初期表现为断续产气，液体受重力影响较大，后期则表现为积液于趾端，严重影响前序段产量[16]。当处于上倾状态时，则易在跟端附近积液，使得全井段产能受影响。

N209H48-5井分布式光纤测试的9～44段共36段、238簇中，主要供产段、簇集中在26～44段，9～25段呈断续产气状态（图3）。从井轨迹可以明显看出，前序压裂段斜率高差较大，严重制约供气能力。因此，与平台内其余8口常规压裂段长气井相比，尽管生产压力、日产量较高，但累计产量仍不具备较高优势（表2）。因此，长压裂段气井应保证垂向差异尽可能较小，以此保证压裂改造效果并长期稳产。

表2 N209H48平台各单井相同生产时间内生产套压与日产量、累计产量对比表

综合分析认为，长压裂段气井首要受到钻进层位和井轨迹的影响，主要反映的是储层原位的岩石力学、地应力、地层倾角等“不可变”的地质特征；其次是施工过程中的摩阻、施工参数的耦合，可通过优化参数配置可有效克服岩石力学、地应力、摩阻等对气井产能的约束，属于“可变”的工程特征。

2 长水平段压裂气井一体化动态评估与措施

通过梳理影响长水平段压裂气井的动态主控因素，还需要分析其影响程度，并给出相应的解决措施。通过与常规压裂段长气井的大数据对比分析，充分认识压裂段增长后的主控因素变化规律，达到提高解决措施的针对性的目的。

2.1 提高靶体钻遇率

统计分析长压裂段气井、常规压裂段气井的不等时靶体的钻遇率对比可知，以靶体钻遇率大于70%作为达标标准，44口长压裂段气井中仅13口达标，而292口常规压裂段气井有201口达标，达标比例显著高于长压裂段气井。由此可见，提高长压裂段气井的不等时靶体钻遇率，是提高单井产量的必要途径之一。

分析靶体钻遇率小于70%的长压裂段气井脱靶位置表明，其多集中在前序趾端。分析原因：一方面是受构造影响，压裂段所处位置曲率异常，导致钻井过程中导向困难；另一方面，则是由于压裂段增长后，钻井过程中旋转导向失效率增大，尤其在川南地区井底温度高和地层压力大的条件下，水平段超过1 200～1 500 m后往往仅能通过常规钻井模式完成后续作业，造成前序压裂段较低的钻遇率，叠合摩阻带来的双重影响，成缝网能力较差，排采生产时的供气能力也被遏制。因此，提高前序压裂段的钻井时效性是弥补旋转导向钻井不足、保证长压裂段气井高产的必要措施，尽可能降低前序压裂段所受到的负面影响。

2.2 改善压裂施工效率

压裂段增长导致流体压力降增大，长压裂段气井表现出比相邻平台平行的邻井更高的施工压力（表3）。因此，长压裂段前序压裂在改造的过程中，大排量难以建立，导致在同一地理位置下具有显著的差异改造效果，使得前序压裂段普遍存在泵压高、砂堵频繁、储层改造体积小等施工效率较低的情况。因此，合理选取低黏度压裂液，对改善前序压裂段流体压力降有积极作用，同时，可适当采用差异化射孔，对前序压裂段的单段孔数进行优化调整，降低孔眼摩阻，保证前序压裂段的施工效果，提高簇效率[17]。

表3 长宁区块长压裂段气井前序压裂段与相邻常规压裂段气井施工压力对比表

2.3 强化压裂施工参数组合针对性

以获取最大储层改造体积和单井产量为目的，簇数、排量和簇间距应存在一个最优组合。早期采用分段段长45 m、单段簇数3簇的改造方式，打造了一批测试产量30×104m3/d以上的井，但分段段长短，分段段数多，作业时效长，成本投入大。因此，适度增加分段段长并保持较密簇间距可有效平衡改造效果和成本投入的矛盾，也可以有效平衡因分段段长增加导致段数减少带来的单井储层改造效果降低的矛盾。

基于最优储层改造方法[11]，选取N201、N209井区典型长压裂段气井N21-5、N209H48-5井地质参数为基本条件，假设压裂段长3 000 m，取水平、垂向基质渗透率分别为 0.024 73 mD、0.002 473 mD，天然弱面水平、垂向渗透率分别为133 mD、13.3 mD，天然弱面内聚力约2.5 MPa，天然弱面摩擦系数约0.4，天然弱面抗张强度约5 MPa，逼近角30°，设置压裂液黏度5 mPa·s，单井用液强度30 m3/m（可保证分段段长变化，仍维持单井总液量不变），模拟预测6簇、8簇、11簇条件下对应不同排量（10 m3/min、12 m3/min、14 m3/min、16 m3/min、18 m3/min）时能够获取单井最大改造体积（SRV）的最优簇间距（图6）。结果表明，差异化簇数、排量条件下，最优簇间距均发生变化。以目前川南区块主体排量16 m3/min为基准，N201井区6簇、8簇、11簇所对应的最优簇间距分别为 12 m、9.5 m、7.8 m，即最优分段段长则分别为72 m、76 m、86 m能够获取最佳改造效果；同理，N209井区6簇、8簇、11簇所对应的最优簇间距分别为11 m、9 m、7.3 m，所对应的最优分段压裂段长度则分别为66 m、72 m、80 m。可见，梳理压裂施工参数之间的耦合关系，精细化压裂设计，选择最佳的压裂施工参数组合，可改善单井全井段改造效果。

图6 N201、N209井区不同簇数、排量、簇间距对应的单井改造效果对比图

理论与实践均表明，随着簇数增多，单井SRV呈减小趋势。因此，当采用单段簇数较多的方案时，需要同时提高加砂强度[18]，增强可改造空间的裂缝导流能力，提升单位改造储层体积内的产气量。另一方面，由于前述井位部署特征，长水平段压裂气井需要考虑邻井生产状态和摩阻、压力降等因素，更需要以确保施工顺利为前提，为前序段、后序段分别选取合适的排量、簇数、簇间距配置。

2.4 控制垂深差异对单井供气能力影响

仅通过理论分析不足以获取最高单井产量下川南地区单井压裂段垂深差异界限。统计长宁区块所有已压井，将单井EUR进行单位长度折算，定义折算为压裂段长 1 500 m，其EUR＞ 1.5×108m3为高产井，分析与压裂段跟端A点、趾端B点垂深差、斜率的关系（图7）。分析可知，区内上倾井（斜率＜0）整体效果优于下倾井（斜率＞0），折算压裂段长1 500 m，EUR＞1.5×108m3的井A、B点基本全部分布在斜率±0.15、垂深差±300 m范围内。因此，在后续井位部署时，需保证单井压裂段垂向高差尽可能控制在300 m内，长压裂段气井则更需要选择构造更为平缓的区带，确保改造难度小、后期生产能力好。

图7 长宁区块单井EUR与压裂段斜率、垂深差关系图

3 基于大数据的最优压裂段长度分析

气井测试产量和EUR受到靶体、压裂和井轨迹等多方面的共同影响，其效果最终将反映在压裂段长度上，需要进一步对最优压裂段长度进行分析研究，从而体现经济改造价值。川南长宁已完成300余口气井压裂，压裂与生产资料丰富，可通过大数据分析方法进行最优压裂段长度的研究。为消除数据点过多带来的干扰，将100 m作为压裂段长度分析时的步长，把区内获取了阶段产量的投产井进行分类和汇总（表4），并将不同步长范围内所对应的平均压裂段长度、平均阶段产气量进行数据分析（图8）。图中，各数据点反映的是不同步长的所有井的均值。随着压裂段长度的增加，单井平均累产均呈增大趋势，但随着累产时间的增加，累计产量的增幅逐渐趋于平缓，因此，定义单位长度的产气增幅来确定最优压裂段长度。

根据图8中不同生产时间所对应的压裂段长度和累计产量关系，可拟合出图中6个对数关系式。令各曲线的对数关系式表达如下：

图8 每100 m步长下平均压裂段长度与不同生产时间下的平均累计产量关系图

式中f(x)n表示第n天生产时间下随压裂段长度x变化的累计产量，104m3；an、bn表示第n天生产时间下的拟合系数；x表示压裂段长度，m。

设单位压裂段长度的步长为Δx，当压裂段长每增加Δx时，累计产量表示为：

因此，单位压裂段长度增长时的累计产量增幅可表示为：

式中kn表示第n天生产时间下单位压裂段长度增长的累计产量增量，104m3/m。

当kn= 1时，表明在相同生产时间内，单位压裂段长度的产量增幅开始趋于平缓，此时再进行压裂段长度的增加将不再具有实质性的提高产量作用和经济价值。绘制不同生产时间下单位压裂段长度与kn的关系图并进行公式外推（图9）。可以看出，60 d累产的最优压裂段长度为 500 m，90 d、180 d、270 d、330 d、660 d 分 别 对 应 700 m、1 450 m、2 000 m、2 150 m、2 200 m。随着数据点的增多，最优压裂段长度的增幅已基本趋于稳定。因此，基于现有工艺技术条件，推荐川南地区采用压裂段长度2 200 m为最优。在工艺技术持续进步的条件下，最优压裂段长度仍可能持续增长。

图9 基于长宁区块大数据分析的最优压裂段长度图

4 结论

1）页岩气长水平段压裂气井主控因素包括水平段靶体钻遇率、压裂施工产生的流体压力降和孔眼摩阻、施工参数耦合、井轨迹及其垂深差异等四方面。

2）提高页岩气井长压裂段产量的一体化动态方法包括：①寻求新钻井工艺技术提高靶体钻遇率达70%以上或钻遇长度达1 200 m；②采用低黏压裂液和差异化射孔工艺降低流体压力降和孔眼摩阻；③采用前序压裂段“相对低排量+相对密簇距”、后序压裂段“相对高排量+相对大簇距”确保全井段充分改造，6簇、8簇、11簇条件下，遴选最优簇间距分别为 11～ 12 m、9～ 9.5 m、7.3～ 7.8 m；④气井水平段应保证跟趾端垂深差异在±300 m、斜率在±0.15内。

3）页岩气井产量随压裂段长的增加呈增幅逐渐减小的增长趋势，川南长宁区块页岩气水平井压裂的最优压裂段长度约为 2 200 m。