石油勘探与开发 >

2025 , Vol. 52 >Issue 3: 653 - 664

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20250054

油气田开发

四川盆地涪陵页岩气立体开发区压裂后取心技术与认识

  • 孙焕泉 , 1, 2 ,
  • 路智勇 3 ,
  • 刘莉 3 ,
  • 方吉超 1, 4 ,
  • 郑爱维 3 ,
  • 李继庆 3 ,
  • 张玉强 3 ,
  • 肖佳林 3
展开
  • 1 深层地热富集机理与高效开发全国重点实验室，北京 102206
  • 2 中国石油化工集团有限公司，北京 100728
  • 3 中国石化江汉油田分公司，湖北潜江 433124
  • 4 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083

孙焕泉（1965-），男，山东诸城人，博士，中国工程院院士，从事油气田开发理论技术研究与工程实践方面的研究工作。地址：北京市朝阳门北大街22号，中国石油化工集团有限公司，邮政编码：100728。E-mail:

Copy editor: 唐俊伟

收稿日期: 2025-02-06

  修回日期: 2025-05-26

  网络出版日期: 2025-05-27

基金资助

中国石油化工股份有限公司项目“涪陵页岩气田提高采收率技术研究”(P22183)

收起

Technology and understanding of post-fracturing coring in three-dimensional development zone of Fuling shale gas, Sichuan Basin, SW China

  • SUN Huanquan , 1, 2 ,
  • LU Zhiyong 3 ,
  • LIU Li 3 ,
  • FANG Jichao 1, 4 ,
  • ZHENG Aiwei 3 ,
  • LI Jiqing 3 ,
  • ZHANG Yuqiang 3 ,
  • XIAO Jialin 3
Expand
  • 1 State Key Laboratory of Deep Geothermal Enrichment Mechanism and Efficient Exploitation, Beijing 102206, China
  • 2 China Petrochemical Corporation, Beijing 100728, China
  • 3 Jianghan Oilfield Company, Sinopec, Qianjiang 433124, China
  • 4 Petroleum Exploration and Production Research Institute, Sinopec, Beijing 100083, China

Received date: 2025-02-06

  Revised date: 2025-05-26

  Online published: 2025-05-27

Fold

摘要

在涪陵页岩气三层立体开发区开展压裂后取心试验，系统设计不同井型取心井6口，基于页岩压后钻井、取心和监测一体化工程技术及裂缝溯源分析，开展页岩气立体开发压裂后缝网评价。压后岩心裂缝数据表明，压裂后形成天然成因、水力成因、机械外力成因3大类裂缝，细分为天然构造缝、天然层理缝、水力压裂缝、压裂激活缝、钻井诱导缝、岩心搬运缝6个小类。压后人工缝网形态丰富，水力压裂缝和压裂激活缝相互交织，呈现8种人工缝网形态，以“一”字形简单裂缝最为常见，约占总裂缝的70%。至压裂井筒距离小于35 m时，人工缝网密度较高；距离为35~100 m时，人工缝网密度较低；距离大于100 m时，密度逐渐增大。取心区裂缝溯源结果证实，目前压裂工艺可基本实现涪陵焦石坝主体区块储层的差异化改造，三层立体开发模式能够高效动用页岩气储量，但在裂缝复杂度及扩展均衡性上仍有提升空间，需进一步优化密切割+缝内/缝口暂堵转向、限流射孔等技术，促进裂缝均衡起裂延伸扩展。

关键词： 涪陵页岩气; 立体开发; 压后取心; 取心工艺; 裂缝分类; 裂缝溯源; 缝网评价; 储量动用

本文引用格式

孙焕泉 , 路智勇 , 刘莉 , 方吉超 , 郑爱维 , 李继庆 , 张玉强 , 肖佳林 . 四川盆地涪陵页岩气立体开发区压裂后取心技术与认识[J]. 石油勘探与开发, 2025 , 52(3) : 653 -664 . DOI: 10.11698/PED.20250054

Abstract

The core sampling experiments conducted after hydraulic fracturing were carried out in the three-dimensional development zone of Fuling shale gas. Six coring wells of different well types were systematically designed. Based on the integrated engineering technology of post-fracturing drilling, coring and monitoring of shale and the analysis of fracture source tracing, the evaluation of the fracture network after fracturing in the three-dimensional development of shale gas was conducted. The data of core fractures after fracturing indicate that three major types of fractures are formed after fracturing: natural fractures, hydraulic fractures, and fractures induced by external mechanical force, which are further classified into six subcategories: natural structural fractures, natural bedding fractures, hydraulic fractures, hydraulically activated fractures, drilling induced fractures, and fractures induced by core transportation. The forms of the artificial fracture network after fracturing are complex. Hydraulic fractures and hydraulically activated fractures interweave with each other, presenting eight forms of artificial fracture networks, among which the linear simple fracture is the most common, accounting for approximately 70% of the total fractures. When the distance from the fractured wellbore is less than 35 m, the density of the artificial fracture network is relatively high; when it is 35-100 m, the density is lower; and when it is beyond 100 m, the density gradually increases. The results of the fracture tracing in the core sampling area confirm that the current fracturing technology can essentially achieve the differential transformation of the reservoir in the main area of Jiaoshiba block in Fuling. The three-layer three-dimensional development model can efficiently utilize shale gas reserves, although there is still room for improvement in the complexity and propagation uniformity of fractures. It is necessary to further optimize technologies such as close-cutting combined with temporary plugging and diverting within fractures or at fracture mouths, as well as limited entry perforation, to promote the balanced initiation and extension of fractures.

Key words： Fuling shale gas field; three-dimensional development; post-fracturing core sampling; coring technology; fracture classification; fracture source tracing; fracture network assessment; reserve utilization

0 引言

自20世纪末至21世纪初，美国通过技术突破引领了全球页岩气革命，极大地提升了页岩气产量，重塑了全球能源格局。然而，页岩气藏属于“人造气藏”[1-3]，必须通过大型人工水力压裂才能进行商业开采，人工缝网的复杂程度是影响页岩气井产能的重要因素，但目前中国还未形成直接有效的缝网监测手段，仅通过微地震监测、产气剖面等手段进行间接评价，缺乏实物资料对比验证。
随着技术的不断进步和认识的逐渐深入，北美页岩气开发逐渐由单一层系向多层系、立体化发展[4-10]。北美为了精准评价页岩气井压裂缝网扩展、分布规律，共开展鹰滩[11]、国家压裂试验场一（简称HFTS-1）[12-17]和国家压裂试验场二（简称HFTS-2）[18-23] 3次取心试验。压后取心试验主要选择在具有提高采收率潜力的立体开发区进行，取心层位多选择生产井已开发动用层，目标取心段尽量靠近水力裂缝高密度区，取心井井型综合考虑压后钻井安全、取心收获率、缝网观察等因素，并根据不同地质工程条件进行差异化设计。现场取心过程中面临着钻井漏失、垮塌、溢流与取心工具居中度差、稳定性差、轨迹控制难等风险。将压后取心岩心数据和成像测井资料结合分析发现[18,22]：北美3个矿场试验场水力压裂缝常以丛（群）的形式密集存在，整体沿最大主应力方向延伸，但存在小角度偏转；支撑剂在页岩中的横向运移距离约20~30 m，纵向运移距离约10~20 m，裂缝面上观察到多种铺砂充填形态。
北美压后取心经验表明，页岩压后取心不仅能够获取压裂改造后地层的真实情况，提高页岩压后缝网评价精确度，还能为后续的开采方案优化提供重要依据[24-31]。近年来，随着技术的进步和经验的积累，中国在立体开发方面取得了显著进展，建立了不同地质条件和压裂规模下的差异化立体井网技术政策，开展了立体压裂工程参数的优化设计，精准控制压裂缝网扩展，实现了立体井网-压裂缝网-天然缝网“三网协同”，多项技术创新推动了这一领域的快速发展[32-36]。
本文针对涪陵页岩气田页岩压后缝网空间展布认识问题，在焦石坝区块A号井组三层立体开发区开展压裂后取心试验，基于页岩压后钻井、取心和监测一体化工程技术及裂缝溯源分析，开展页岩气立体开发压裂后缝网评价，以期为页岩气立体开发调整和压裂改造优化提供支撑。

1 涪陵页岩气立体开发取心方案

作为中国首个实现商业开发的大型海相厚层整装页岩气田[37-39]，涪陵页岩气2017年以来在焦石坝区块率先开展立体开发调整，区块采收率由12.6%提高到26.2%，三层立体开发区采收率高达44.6%，建立了页岩气立体开发模式。然而，涪陵页岩气整体采收率仍不到20%，需进一步迭代优化开发技术政策。为了提高页岩压后缝网的评价精确度，深化研究地质参数、工程参数、技术对策等对人工缝网扩展的影响，落实储量动用状况，进一步完善页岩气建模数模一体化技术和页岩气开发技术政策，2023年在三层立体开发区开展压后取心试验。

1.1 取心选区

结合涪陵页岩气开发实践，制定了页岩压后取心选区原则：①取心区域在开发层系上应具有完整性；②在地质特征、井距井网模式方面具有典型性；③周围水平生产井各项动静态生产资料齐全。
根据上述3项原则，在焦石坝三层立体开发区，优选焦页A号井组开展取心试验。该井组储层构造平缓、局部发育天然裂缝，井组内储层厚度、TOC、孔隙度、含气性、三轴应力值差异小，能够代表焦石坝主体区的构造地质和储层发育特征。

1.2 取心井区开发现状

焦石坝区块A号井组开发目的层系为奥陶系五峰组—志留系龙马溪组，根据电性、岩性等差异，进一步细分为9个小层（①—⑨小层）。井组面积2.41 km2，地质储量29.8×108 m3，2014年1月至2025年4月累计产气量7.4×108 m3，采出程度24.8%，目前地层压力12.6~16.8 MPa，相较原始地层压力下降了55%~66%。2014年投入开发以来共投产9口井，形成每套地层3口井的三层立体开发井网（见图1）。井组正南北向部署井位，同层井距300~350 m，错层井距100~150 m，是焦石坝区块典型的三层立体开发井网模式。井组压裂主体思路及工艺参数经历了多阶段演变，从一次井网到三次井网，压裂平均段长从81 m减少到73 m，簇数从2~3簇增加到6~9簇，加砂强度从1.0 t/m增加至2.0 t/m，簇间距从23.9 m降低至9.0 m。井组单井动态监测资料齐全，开展了井中微地震监测、产气剖面测试、示踪剂测试及干扰试井等多种动态监测项目，具有与取心资料结合开展联合评价的基础。
图1 焦石坝区块A号立体开发井组示意图

1.3 取心设计

焦石坝区块A号井组按压裂时间为界划分为三层立体开发待压裂改造区和已压裂改造区（见图1），制定了页岩压后取心定井型、定井距原则：①为了充分实现A井区压裂改造后三维裂缝体的刻画，需要构建纵向裂缝剖面与水平裂缝剖面，据此确定井型以直井取心井大斜度取心井和水平取心井组合部署。②为了实现相同垂厚下观测裂缝信息量最大化，并且保持同一层位中能够获取至少两个射孔簇间距对应岩心，取心井井斜不小于65°；③微地震监测与数值模拟结果表明A井区人工裂缝半缝长大于等于70 m，据北美调研支撑剂运移距离一般为20~30 m[18]，而钻井工程安全成井经验要求成井最小井距25 m，据此取心井与老井最小空间距离设计为25 m。按上述原则，在焦石坝区块A号井组部署6口取心井（见图2），于2023年2月—2024年2月完成全部取心工作。
图2 焦页A号井组及取心井位立体分布图

1.3.1 待压裂改造区取心设计

为满足Z3井压裂期间缝网动态演化过程观测需求，基于开发调整井最小半缝长大于等于70 m的认识，在距Z3井70 m处设计1口取心直井B-J1，并在Z3井压裂前开展B-J1钻井取心工作，取心层位①—⑨小层，设计取心长度106 m，开展成像测井、声波远探测、光纤测井、微地震监测等动态监测。

1.3.2 已压裂改造区压后取心设计

为明确不同天然裂缝发育条件下人工缝网的形态差异，开展压后缝网评价。在已压裂改造区，根据天然裂缝发育情况分两个区域进行取心设计：①天然裂缝发育区。A号井区取心区域内存在一条天然裂缝发育条带，为了探索天然裂缝发育区压后人工缝网的分布特点，在距Z2井、S1井110 m平面范围内，沿天然裂缝发育带，设计1口大斜度取心井A-J4，①—⑨小层全层系取心，并开展声波远探测与成像测井，观测评价天然裂缝及其与人工裂缝耦合情况。②天然裂缝不发育区。为了构建A号井区压裂改造后三维裂缝体，共设计4口取心井，包括3口大斜度井和1口水平井。3口大斜度取心井至N2、Z1和S2井距离在150 m以内，采用共用上部井眼、填井侧钻方式，设计A-J1、A-J2、A-J3共3口平行排列的大斜度取心井，并在A-J1与A-J2井间部署A-J5水平取心井，4口取心井均开展声波远探测与成像测井。

2 压后钻井-取心-监测一体化工程技术

2.1 钻井取心技术与工具

A号井区经过大型压裂改造，地层中天然裂缝和人工裂缝并存，且经过多年开采，地层压力系统复杂多变，给页岩气压后取心带来众多挑战：①井身结构设计难度大，井区位于丘陵山地，地面无合适的场地部署多口取心井。由于地层压力预测难度大，井身结构、技术套管封固层位难以确定，井漏井垮风险高。②钻井液设计难度大，已实施井人工裂缝的分布和连通性复杂多变，对钻井液体系、密度和封堵效果提出更高要求，既能有效封堵裂缝、又能避免对地层造成过大压力扰动难度大。③设计井斜大，常规取心工具容易贴井筒低边，岩心筒不居中，页岩岩心进入内筒后容易发生堵心和卡心，岩心收获率低。经过6口井探索实践，不断迭代优化工程参数，形成了具有涪陵页岩气特色的压后取心技术体系。

2.1.1 一体化开窗井身结构设计技术

基于历史生产数据、测井数据，采用数值模拟方法明确了龙马溪组不同层位的孔隙压力、漏失压力和坍塌压力，结合邻井漏失坍塌数据，建立了采用技术套管封小河坝组原则，通过多次迭代，形成了一体化开窗侧钻井身结构，利用第1个井眼依次开窗侧钻3个井筒，节约投资超过6 000×104元人民币。

2.1.2 防漏防塌钻井液体系

基于模拟的坍塌压力明确了焦石坝A井区取心段钻井液密度为1.10~1.25 g/cm3，为提高成像测井的精度，优选高性能水基钻井液、纳米封堵材料，实现复杂裂缝的多级复配封堵。为进一步降低对地层压力的敏感性，施工过程中严格控制高温高压失水小于5 mL，固相含量小于20%，降低钻井液环空压耗和激动压力。

2.1.3 保形取心工艺

为提高岩心收获率，改进原有的三层内筒保形取心工具为两层内筒保形，优选高强度无缝钢管为外筒，低阻尼铝合金为内筒，减少了取心过程中内筒对裂缝地层及破碎地层的扰动。研制了导向滑动式岩心爪、双轴承减振悬挂总成、外环式内筒扶正器一系列关键工具，改善了内筒的居中度，显著提高了岩心收获率。
A号井区6口井累计取心段长1 135.71 m，获取岩心1 122.98 m，整体收获率达98.26%。其中，A-J5井在水平段连续取心进尺达240.2 m，水平段心长239.82 m，水平段首次使用6筒连续取心，单次取心长最高达53.7 m，刷新中国单平台取心总进尺、单井水平段连续取心进尺、水平段心长、单次水平段长筒取心进尺最长等纪录。

2.2 标准化取心流程

不同于常规取心目的，页岩压后取心以缝网形态分析为主，需要统筹考虑岩心钻取、现场处置和现场实验样品获取等多个环节的衔接、岩心裂缝和支撑剂综合识别技术手段在取心过程中的应用，集成多种技术工序，形成压后钻井取心施工、岩心现场处置、压后缝网和支撑剂观察一体化的工作流程。
压后取心井区储层历经多次人工压裂改造，地层中缝网复杂且发育程度高，在钻井取心及岩心处置过程中，岩心极易因机械外力产生新的裂缝。因此，需采用保形取心工艺，取心现场原地开展岩心数字成像和裂缝信息描述等相关工作，最大程度还原地层裂缝信息。同时还针对性地设计了多项工作流程改进措施，旨在解决岩心裂缝识别中存在的密闭液影响裂缝识别、CT环扫成像方位不统一、岩心运输易形成新缝、支撑剂识别周期长等诸多问题（见图3）。以CT环扫成像技术与现场岩心描述所得结果中存在岩心裂缝信息方位不统一现象为例，同一条裂缝在CT成像中因切面角度不同而展现不同的裂缝角度，需要在大斜度井和水平井取心岩心裂缝描述时进行数字岩心CT环扫， 并进行统一切面方位处理，最大程度还原裂缝原位信息。
图3 压后取心现场标准化工作流程迭代优化

2.3 压后取心井一体化完井监测体系

压后取心监测体系坚持“压前-压中-压后”一体化配套的思路：①压前基础监测主要包括压前取心描述与测试、成像测井等，综合分析立体开发区岩性特征、天然裂缝特征、岩石力学特征、地层压力及流体特征。②压裂过程中的动态监测主要为光纤及微地震联合监测，如在B-J1井部署光纤和检波器，对A号井区进行井中微地震和邻井光纤监测共计4井次。③压后裂缝监测优选电成像、声波远探测井及压后岩心CT扫描，由点及面观测支撑剂和缝网展布特征（见图4）。
图4 压后取心井一体化完井监测体系
在压裂过程中系统开展了井中微地震、光纤监测，监测待实施井压裂裂缝扩展、应力变化情况。由于压后取心存在应力释放、产状偏转等情况，需要结合电阻率成像测井、常规测井及远探声波测井相互补充，仅依靠压后取心观察难以准确分析水力裂缝特征。例如通过同一区块相邻井、相同深度段的压前、压后成像测井、岩心照片、CT扫描、测井曲线的综合对比发现，压前中部气层天然裂缝不发育，而压后则出现大量的层理激活缝和水力裂缝，裂缝走向均接近垂直于最小主应力方向，证实该取心段压裂改造较充分（见图5）。
图5 A号井区压前压后岩心及成像测井对比（压前：早期勘探评价取心井A-A，位于井组外约1 km；压后：A-J2井）

3 页岩气立体开发压裂后缝网评价

3.1 立体开发压裂后裂缝分类描述方法

立体开发压裂后裂缝分类描述可分3步进行：①按裂缝形成时间和成因，可将裂缝分为天然成因、水力成因、机械外力成因3大类。②依据裂缝位置、裂缝产状、裂缝形状、充填物、液体侵入程度5大类裂缝信息描述裂缝识别要素，进一步细分为天然构造缝、天然层理缝、水力压裂缝、压裂激活缝、钻井诱导缝、岩心搬运缝6个小类。③根据不同类型裂缝具有的裂缝产状、外表形态、缝面形态等特定组合特征，确定裂缝成因分类指标，建立页岩压后岩心裂缝成因分类识别图版（见图6）。
图6 压裂后裂缝成因分类识别图版
天然成因缝包括构造缝和层理缝。构造缝（见图6a）倾角65°~75°，外表形态表现为直线形，缝面形态平整，基本上充填方解石；层理缝（见图6b）倾角为0~5°，外表形态表现为直线形或波形，缝面形态呈不规则状或平整状，其中不规则状缝面部分充填黄铁矿。
水力成因缝包括水力压裂缝与压裂激活缝。水力压裂缝（见图6c—图6f）倾角70°~80°，外表形态表现为直线形、波形、台阶形，缝面形态为平整状、不规则状、台阶状，部分缝间被钻井液侵入；压裂激活缝（见图6g、图6h）倾角0~5°，外表形态为直线形或波形，缝面形态为平整状或不规则状，无充填物。
机械外力缝包括钻井诱导缝和岩心搬运缝，钻井诱导缝（见图6i、图6j）倾角65°~75°，外表形态表现为波形、非直线弯曲，缝面形态为不规则鞍状，无充填物；岩心搬运缝（见图6k、图6l）倾角不一，外表形态为折线形，缝面形态为表面粗糙状、不规则状，无充填物。

3.2 立体开发压裂后裂缝溯源分析方法

3.2.1 溯源分析原理

Erdogan等[40]与Irwin[41]通过模拟树脂玻璃板承受均匀拉伸时中心斜裂缝的延伸情况，提出以裂缝尖端的最大周向应力作为复合型裂缝延伸的控制参数。最大周向拉应力准则认为裂缝会沿周向应力最大的方向θ0进行扩展，当该方向的应力达到临界值时，裂缝失稳起裂。基于复合裂缝尖端的应力场方程，Erdogan等[40]对最大周向应力取极值，获得了裂缝延展方向。
直角坐标系下，Ⅰ-Ⅱ型复合裂缝尖端应力场方程：
σ x x = K I 2 π r cos θ 2 1 − sin θ 2 sin 3 θ 2 −                                       K II 2 π r sin θ 2 2 + cos θ 2 cos 3 θ 2 σ y y = K I 2 π r cos θ 2 1 + sin θ 2 sin 3 θ 2 +                                     K II 2 π r sin θ 2 cos θ 2 cos 3 θ 2 τ x y = K I 2 π r cos θ 2 sin θ 2 cos 3 θ 2 +                                   K II 2 π r cos θ 2 1 − sin θ 2 sin 3 θ 2
极坐标形式下，Ⅰ-Ⅱ型复合裂缝尖端应力场方程为：

σ r r = 1 2 2 π r K I 3 − cos θ cos θ 2 + K II 3 cos θ − 1 sin θ 2 σ θ θ = 1 2 π r cos θ 2 K I cos 2 θ 2 − 3 2 K II sin θ τ r θ = 1 2 2 π r cos θ 2 K I sin θ + K II 3 cos θ − 1

为了确定裂缝延伸方向，对周向应力σθθ取极值求得：
cos θ 0 = 3 ± M 8 + M 2 9 + M 2
其中

M = K I K II
K I = 1 2 1 − cos 2 α p net π a  

K II = 1 2 sin 2 α σ x x − σ y y π a

取M极限趋近于0时，纯张开缝θ=−70.53°，而纯剪切缝θ=70.53°。因此如果Ⅰ型（张开缝）、Ⅱ型（剪切缝）复合裂缝混合产生，则分支裂缝的偏转角度区间为[−70.53°，70.53°]。极坐标下最大周向应力 σ θ θ max可以表示为：
σ θ θ max = 1 2 π r K I cos 3 θ 2 + 3 2 K Π cos θ 2 sin θ
当最大周向应力大于临界应力值时，岩石会发生破裂，临界应力值是只与材料性质有关的常数，与复合裂缝的状态无关。对于纯Ⅰ型裂缝，当KI=KIC时，裂缝启裂。于是得到Ⅰ-Ⅱ型复合裂缝的起裂判定准则：
K eq = 1 2 cos θ 2 K I 1 + cos θ − 3 K II sin θ ≥ K IC
基于最大周向应力理论，根据压后取心裂缝与压裂井段簇初步对应分析，地层压力25~30 MPa，最大、最小水平主应力差6.5 MPa条件下，本工区压裂井射孔簇散射角集中在20°左右。以与最大水平主应力方向夹角20°为压裂缝自转向的最大偏转角度，划分不同扩展模式裂缝类型：当与最大水平主应力方向基本一致，整体偏差在5°以内时为平直扩展缝；与最大水平主应力方向夹角为5°~20°时为自偏转压裂缝；与最大水平主应力方向夹角大于20°时为分叉转向压裂缝（见图7）。
图7 裂缝延伸扩展路径模式图（图中角度为裂缝走向与最大主应力夹角）

3.2.2 溯源分析结果

以压裂扩展阻力最小为原则，兼顾压裂段簇造缝的有效缝长、缝高、偏转角度等正向约束条件，开展立体开发井压裂后裂缝溯源分析。A-J1、A-J2、A-J3和A-J5取心井中识别出2 968条水力压裂缝，其中已完成1 573条水力压裂缝溯源，占比53%，预测水力压裂缝分别来源于N2井、Z1井和S2井3口水平井的13个压裂段。其中A-J5井取心段裂缝主要来源于Z1井第15—18段共19簇裂缝（见图8）。Z1井第17压裂段段长49.6 m，对应A-J5井溯源裂缝153条，裂缝辐射范围62.7 m；Z1井第16压裂段段长46.4 m，对应A-J5井溯源裂缝177条，裂缝辐射范围58.1 m；Z1井第15压裂段段长35.3 m，对应A-J5井溯源裂缝73条，裂缝辐射范围30.2 m。溯源分析表明单簇压裂产生水力压裂缝最高可达44条。
图8 基于A-J5井反向溯源分析的裂缝来源示意图

3.3 立体开发压裂后裂缝体系分布特征及规律

3.3.1 立体开发压裂后裂缝形态特征

基于岩心裂缝描述统计和分类结果，水力成因裂缝主要包括2种类型：①水力压裂缝，由水力压裂直接冲击形成，裂缝走向基本垂直于最小水平主应力方向，符合水力压裂缝破裂机理；②压裂激活缝，这些裂缝与层理平行，符合水力压裂开启层理弱面特征。水力压裂缝是压裂过程中产生的主要裂缝类型，占水力成因裂缝的70%，裂缝间距0.01~9.60 m，平均0.35 m，常在厘米级的空间内出现2~4条水力裂缝，呈现出非均匀的集群分布特征，与国外沃夫坎[22]压后取心井的水力裂缝特征一致。水力压裂缝和压裂激活缝相互交织，呈现“一”、“十”、“T”、“之”、“六”、“干”、“丰”、“井”字型等8种人工缝网形态（见图9），以“一”字形的简单裂缝最为常见，约占总裂缝的70%。这种缝网结构具有规则的方向性，主要沿最大水平主应力方向扩展，形成具有较高稳定性和规律性的缝网形态。
图9 压后缝网水力压裂缝与激活缝组合图版

3.3.2 立体开发压裂后缝长、缝高评价

压后岩心水力压裂缝覆盖①—⑨小层，波及半缝长大于128 m，纵向上缝高可达到30 m，支撑剂获取范围覆盖了上、中、下部气层，与邻井平面距离最远达到62.2 m，垂向达到23.9 m。同时取心区裂缝溯源结果证实上、中、下部气层井在岩心中水力裂缝半长最长可达153 m，纵向缝高最高可达47 m，有效改造了焦石坝区块89 m厚页岩储层。这与三层立体开发上部、中部、下部同层气井井距300 m，错层井距150 m的开发技术政策匹配，证实三层立体开发可充分动用①—⑨小层。

3.3.3 立体开发压裂后裂缝近、中、远场分布特征

将与投产井井距小于35 m的范围定义为近场，井距大于100 m的范围定义为远场，井距在35~100 m为中场。通过观察发现平面上距离压裂井30~128 m范围内人工裂缝均广泛分布，平均压裂缝密度可达4条/m，但呈现近场密度高、中场密度降低、远场密度逐渐增大的现象。综合考虑压裂缝网扩展范围、压裂后取心裂缝中支撑剂与气井的距离，Z1井压裂投产后，距离Z1井30 m的A-J1井（近场）人工裂缝密度为3.63条/m，向中远场延伸过程中，由于人工裂缝发散、停止生长等因素，人工裂缝密度发生变化。在距离Z1井70 m的A-J2井（中场）获取人工裂缝密度演变为2.78条/m，在距离压裂投产井Z1井距为128 m的A-J3井（远场）获取人工裂缝密度达4.25条/m，同时在近井筒地带簇间仍存在较多的未改造区域，存在明显的“灯下黑”现象（见图10）。
图10 裂缝分布与“灯下黑”效应造成的未改造区域

3.3.4 立体开发压裂后裂缝纵向分布特征

取心分析得知，不同气层之间的裂缝分布密度存在显著差异，上、中、下部气层水力压裂缝密度差异较小，但不同层中的压裂激活缝密度差异较大。以A-J2井为例，上部气层压裂激活缝密度为0.5条/m，中部气层压裂激活缝密度为4.3条/m，下部气层压裂激活缝密度为0.3条/m（见图11），表明中部气层受到上部气层和下部气层压裂耦合影响，对页岩层理激活效果较为显著。
图11 立体开发区A-J2井水力成因裂缝密度分布

3.4 压裂改造效果评价

压裂改造效果评价主要关注水力缝网复杂程度、多簇裂缝扩展均衡性、人工裂缝支撑效果等。传统做法主要采用井间微地震监测、压后生产剖面测试、示踪剂监测、施工曲线诊断识别等手段，多解性强，解释精度差。基于压后取心溯源结果的人工缝网分析，为压裂改造效果评价提供了新思路与新手段。
A号井区自2014年投入开发以来，先后经历了一次井网、两层井网、三层井网和三层井网完善4个开发阶段，压裂主体思路及工艺参数优化也经历了多个阶段的演变。目前不同开发小层压裂工艺主要通过分段布簇、簇改造强度、施工排量及暂堵参数等进行针对性优化。上部气层井以扩大改造范围为目标，单段6簇，簇间距10 m，排量15~16 m3/min，单簇液量244.3 m3，单簇砂量 13.8 m3，采用0.08%+0.12%减阻水交替注入提高改造体积。中部气层以提高裂缝复杂度、避免井间窜通为目标，单段7簇，簇间距7~11 m，施工排量控制在12~14 m3/min，单簇液量与砂量均有所降低，单簇液量202.7 m3，单簇砂量10.3 m3，整体采用0.04%低黏减阻水提高缝网复杂程度。下部气层以增加泄气面积、提高裂缝质量为目标，单段簇数增加至8簇，簇间距6.6~10.9 m，施工排量控制在14 m3/min，采用控液提砂措施，单段砂量提高至18.8 m3，采用0.25%胶液+0.04%减阻水控近扩远，提高远场改造复杂度。

3.4.1 压裂工艺适应性评价

压后取心结果表明，差异化压裂工艺对策总体适应当前储层特征，取心井上、中、下部气层裂缝范围实现了压裂段全覆盖，整体裂缝复杂度较高。以A-J1井为例，水力压裂缝具密集分布特征，全井段水力裂缝密度2.4~3.0条/m，数量是单段簇数的29.4倍、孔数的5.88倍，水力压裂缝平均间距0.3 m，远小于射孔簇间距。但水力裂缝分布不均，从素描图上来看，水力裂缝最小间距0.005 m，最大间距2.3 m，裂缝分布仍有持续优化空间（见图12）。
图12 A-J1井不同射孔簇水力裂缝分布
各小层裂缝发育对比结果证实，A-J1井上部气层水力裂缝平面上覆盖了所有取心井（距离压裂井25~70 m），纵向上实现了对⑥—⑨小层的全覆盖，裂缝密度1.67~2.82条/m，达到了提高改造体积的目标。水力压裂缝密度具有随着簇间距缩小而增加的趋势，簇间距从10 m下降到7 m，水力压裂缝密度平均提升67%。但水力裂缝形态类型以“一”字缝为主，层理缝激活有限，复杂程度相对较低。中部气层平面上同样实现了取心井全覆盖（30~125 m），裂缝密度提升至1.67~5.00条/m。与上部气层相比，激活层理的现象明显增加，对应取心段裂缝特征更加复杂，出现了较多“丰”、“井”、“十”字缝，证实中部气层采取提高布簇密度、低黏减阻水、阶梯提排等工艺措施实现了有效提高缝网复杂程度的目的。下部气层平面上由近及远①—③小层均可观察到水力裂缝，实现了取心井全覆盖，近场水力裂缝密度2.00~4.58条/m，远场水力裂缝密度3.39~4.00条/m，达到了控近扩远的设计目的。下部气层激活层理数量有限，近井地带以“井”、“十”字缝为主，远场以“一”字缝为主，远场层理缝激活程度仍不足。
根据人工裂缝溯源结果分析各簇水力裂缝起裂扩展均衡性，各簇基本实现了有效起裂，但各簇扩展效果均衡性差异较大。以中部气层A-J5井为例（见图13），取心位置对应压裂井Z1井第16段和第17段。第17段各簇对应水力裂缝7~27条/簇，平均16.4条/簇，其中仅有4簇大于平均值。第16段各簇对应水力裂缝0~31条/簇，平均16.7条/簇，同样仅有4簇大于平均值，1簇起裂效果极差。对比两段跟端-趾端差异，两段未表现出一致性或跟端优势，第16段裂缝数量趾端大于跟端，第17段裂缝数量总体表现为跟端至趾端逐渐增多的现象，但趾端末簇（109簇）裂缝数量骤减。
图13 Z1井不同射孔簇水力裂缝分布
综上，目前压裂工艺基本实现了对本区域储层的差异化改造，但在裂缝复杂度及扩展均衡性上仍有提升空间，需进一步优化密切割+缝内/缝口暂堵转向、限流射孔等技术，促进裂缝均衡起裂延伸扩展。

3.4.2 人工裂缝支撑效果评价

压后取心可直观捕捉人工裂缝内的支撑剂铺置情况，6口压后取心井人工裂缝内见支撑剂位置10处，见剂位置覆盖了上、中、下部气层，与邻井平面距离18.5~62.2 m，垂向距离2.1~23.9 m。支撑剂铺置形态多样，包括多层全充填、斑状充填、零星充填（见图14）。粒径均以0.425 mm/0.212 mm（40/70目）中砂为主，未发生明显破碎、嵌入现象，零星充填、斑点状充填形态出现位置均紧邻多层全充填支撑缝。压裂井支撑剂铺置数值模拟结果表明A号井区压裂井支撑剂运移距离相对有限，见剂平面距离不足人工缝长的33%，说明整体未达到理想铺砂效果，人工缝群支撑剂运移铺置机理与工艺尚需深化。
图14 支撑剂充填情况

4 结论

涪陵页岩气立体开发压裂后，按裂缝形成时间及成因可分为天然成因、水力成因、机械外力成因3大类型；按裂缝识别要素可细分为构造缝、层理缝、水力压裂缝、压裂激活缝、钻井诱导缝、岩心搬运缝6个小类。
压后人工缝网形态丰富，水力压裂缝和压裂激活缝相互交织，呈现“一”、“十”、“T”、“之”、“六”、“干”、“丰”、“井”字型等8种人工缝网形态，以“一”字形的简单裂缝最为常见，约占总裂缝的70%。且人工缝网呈现近场密度高、中场密度降低、远场密度逐渐增大的现象，同时近井筒地带簇间仍存在较多的未改造区域，存在明显的“灯下黑”现象。
压裂裂缝扩展过程中，裂缝扩展与最大水平主应力方向基本一致时形成平直扩展缝，与最大水平主应力方向夹角小于20°时形成自偏转压裂缝，与最大水平主应力方向夹角大于20°时形成分叉转向压裂缝。
取心区裂缝溯源结果证实，目前压裂工艺可基本实现储层的差异化改造，但在裂缝复杂度及扩展均衡性上仍有提升空间，需进一步优化密切割+缝内/缝口暂堵转向、限流射孔等技术，促进裂缝均衡起裂延伸扩展。
符号注释：
a——裂缝椭圆的短轴，m；Keq——裂缝尖端的等效断裂强度因子，MPa·m1/2；KIC——裂缝尖端的断裂韧度，MPa·m1/2；KⅠ——裂缝尖端Ⅰ型应力强度因子，MPa·m1/2；KⅡ——裂缝尖端Ⅱ型应力强度因子，MPa·m1/2；M——应力强度因子比值，无因次；pnet——裂缝缝内净压力，MPa；r——以裂纹尖端为原点的极坐标，m；θ——周向应力与裂缝扩展方向的夹角，（°）；α——天然裂缝裂缝面法线与裂缝尖端扩展方向夹角，（°）；θ0——应力到达材料临界条件时周向应力的方向，（°）；σxx——最大水平主应力（沿x方向正应力），MPa；σyy——最小水平主应力（沿y方向正应力），MPa；σrr——极坐标下的径向应力，MPa；σθθ——极坐标下的周向应力（环向应力），MPa； σ θ θ max——极坐标下最大周向应力，MPa；τrθ——极坐标下的剪应力，MPa；τxy——剪应力，MPa。

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