王光付，李鳳霞，王海波，周 彤，張亞雄，王濡岳，李 寧，陳昱辛，熊曉菲

（1.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 102206；2.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102206）

四川盆地為中國(guó)陸上第三大含油氣盆地，面積達(dá)18×104km2，發(fā)育多套優(yōu)質(zhì)烴源巖與油氣成藏組合，頁(yè)巖氣資源豐富［1-2］。據(jù)自然資源部統(tǒng)計(jì)，四川盆地及其周緣頁(yè)巖氣技術(shù)可采資源量為11.3×1012m3，占全國(guó)總量的52 %。中國(guó)現(xiàn)有頁(yè)巖氣探明儲(chǔ)量基本來(lái)自四川盆地志留系海相頁(yè)巖，達(dá)到2.9×1012m3［3-5］。四川盆地頁(yè)巖氣資源規(guī)模性高效勘探開(kāi)發(fā)意義重大。

四川盆地頁(yè)巖氣主要賦存于海相、海-陸過(guò)渡相和湖相頁(yè)巖層系，主要勘探突破層系包括寒武系筇竹寺組和奧陶系五峰組-志留系龍馬溪組海相頁(yè)巖氣，二疊系海-陸過(guò)渡相頁(yè)巖氣以及侏羅系湖相頁(yè)巖油氣［6-8］。目前，四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組海相頁(yè)巖經(jīng)過(guò)10余年的勘探開(kāi)發(fā)，先后發(fā)現(xiàn)了長(zhǎng)寧、涪陵、威遠(yuǎn)等多個(gè)海相頁(yè)巖氣田，3 500 m以淺的中-淺層海相頁(yè)巖氣藏已成功取得了商業(yè)化效益開(kāi)發(fā)，形成了較完善的地質(zhì)評(píng)價(jià)、優(yōu)快鉆井、體積壓裂和高效開(kāi)發(fā)等理論與技術(shù)體系［5］；3 500 m以深的深層海相頁(yè)巖氣藏受到埋藏深、壓力高、應(yīng)力差異大等復(fù)雜地質(zhì)工程條件影響，效益開(kāi)發(fā)仍面臨極大挑戰(zhàn)，有待進(jìn)一步突破［4，9］；同時(shí)，為了加快落實(shí)頁(yè)巖氣資源規(guī)模，陸相頁(yè)巖油和海-陸過(guò)渡相新領(lǐng)域新層系頁(yè)巖氣正在進(jìn)行工業(yè)探索中［10-11］?？傮w上，四川盆地頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)尚處于早期階段。

與美國(guó)穩(wěn)定的地質(zhì)構(gòu)造演化特征相比，四川盆地地質(zhì)構(gòu)造在演化過(guò)程中穩(wěn)定性較差，經(jīng)歷了多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的疊加改造，地層發(fā)生強(qiáng)烈褶皺變形，盆地分割性強(qiáng)，難以復(fù)制北美大規(guī)模、高密度、多層立體布井開(kāi)發(fā)模式。與此同時(shí)，在構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、成巖作用和流體活動(dòng)等多因素共同作用下，四川盆地頁(yè)巖類(lèi)型多，構(gòu)造與熱演化史復(fù)雜，頁(yè)巖埋深、構(gòu)造、地應(yīng)力、裂縫發(fā)育程度和含氣性等差異大，需要結(jié)合不同區(qū)塊、不同類(lèi)型頁(yè)巖儲(chǔ)層地質(zhì)條件與資源稟賦差異，探索針對(duì)性的壓裂改造工藝技術(shù)，從而形成適應(yīng)不同類(lèi)型頁(yè)巖氣藏的提高單井產(chǎn)能技術(shù)［2］。

1 頁(yè)巖氣類(lèi)型

四川盆地頁(yè)巖氣區(qū)塊統(tǒng)計(jì)表明（表1），優(yōu)質(zhì)含氣頁(yè)巖層系分布于寒武系筇竹寺組、志留系龍馬溪組、二疊系大隆組和侏羅系自流井組，其中志留系龍馬溪組為區(qū)域主力產(chǎn)層（圖1）。從頁(yè)巖氣效益角度出發(fā)，綜合考慮沉積類(lèi)型、巖性組合、構(gòu)造應(yīng)力、氣藏埋深和地層壓力等因素，將四川盆地頁(yè)巖氣初步劃分以下6種類(lèi)型。

圖1 四川盆地及盆緣主要頁(yè)巖氣區(qū)塊分布Fig.1 Distribution of major blocks of shale gas reservoirs in the Sichuan Basin and its periphery

1.1 海相中-淺層超壓頁(yè)巖氣

多位于盆地內(nèi)部與邊緣，如焦石壩、長(zhǎng)寧、威遠(yuǎn)等區(qū)塊［12-13］。志留系龍馬溪組巖性以硅質(zhì)頁(yè)巖為主，總有機(jī)碳含量（TOC）較高（＞2.5 %），孔隙度較大（＞3.8 %），為中、淺埋深（2 000～3 500 m），天然裂縫欠發(fā)育-發(fā)育，石英等脆性礦物含量相對(duì)較高，泊松比較低（0.16～0.25），儲(chǔ)層水平應(yīng)力差較?。?～15 MPa），壓裂易形成復(fù)雜縫網(wǎng)，地層普遍超壓（地層壓力系數(shù)為1.2～1.9），目前已實(shí)現(xiàn)商業(yè)化規(guī)模開(kāi)發(fā)。

1.2 海相深層超壓頁(yè)巖氣

多位于盆地內(nèi)部，如涪陵江東、威榮、永川等區(qū)塊［17-19］，志留系龍馬溪組頁(yè)巖甜點(diǎn)段巖性為硅質(zhì)頁(yè)巖、含硅質(zhì)頁(yè)巖和黏土質(zhì)頁(yè)巖，石英含量總體較高（41.5 %～74.4 %），部分區(qū)塊黏土礦物含量相對(duì)較高（24.0 %～58.8 %），TOC較高（＞3.0 %），埋深大（3 500～4 500 m），天然裂縫總體較發(fā)育-發(fā)育，泊松比較?。?.19～0.28），多數(shù)區(qū)塊儲(chǔ)層水平應(yīng)力差較大（12～27 MPa），壓裂難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)，地層普遍超壓（地層壓力系數(shù)為1.4～2.1），目前開(kāi)發(fā)技術(shù)正處于創(chuàng)新迭代階段。

1.3 海相深層常壓頁(yè)巖氣

多處于盆地邊緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)，如涪陵白馬、武隆、林灘場(chǎng)等區(qū)塊，志留系龍馬溪組，頁(yè)巖巖性為硅質(zhì)頁(yè)巖、黏土質(zhì)頁(yè)巖、粉砂質(zhì)頁(yè)巖，石英含量總體較高（57.4 %～71.2 %），黏土礦物含量相對(duì)較低（16.0 %～28.5 %），TOC較高（4.0 %），孔隙度較大（3.4 %～4.7 %），埋深大（3 500～5 000 m），天然裂縫欠發(fā)育-發(fā)育，泊松比較小（0.18～0.38），多數(shù)區(qū)塊儲(chǔ)層水平應(yīng)力差較大（13.0～25.4MPa），壓裂難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)，地層普遍常壓（地層壓力系數(shù)為1.0～1.3），有效壓裂改造挑戰(zhàn)大［14-16］。

1.4 海相新類(lèi)型頁(yè)巖氣

該類(lèi)頁(yè)巖氣沉積類(lèi)型豐富多樣，砂質(zhì)、泥質(zhì)、灰質(zhì)及砂泥灰混合沉積均有發(fā)育，縱向非均質(zhì)性強(qiáng)。頁(yè)巖孔隙度整體偏低［11-12］，介于0.8 %～4.5 %，平均2.2 %，石英含量總體高（66.8 %～81.7 %），黏土礦物含量低（20.1 %～28.8 %），TOC偏低（0.1 %～2.1 %），埋深較大（3 200～3 600 m），天然裂縫欠發(fā)育，水平應(yīng)力差中等（4.0～9.1 MPa），形成復(fù)雜裂縫難度大，地層壓力系數(shù)較高（1.3～1.5）。目前，海相新類(lèi)型頁(yè)巖氣的勘探工作目前主要集中在寒武系筇竹寺組，由于頁(yè)巖儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，影響了可改造性。

1.5 海-陸過(guò)渡相深層超壓頁(yè)巖氣

多位于盆地內(nèi)部，如川東普光、利川紅星等區(qū)塊［20-21］，巖性以硅質(zhì)頁(yè)巖、灰質(zhì)頁(yè)巖和混合質(zhì)頁(yè)巖為主。總有機(jī)碳含量及熱成熟度差異大（TOC=0.2 %～9.0 %，Ro=2.0～3.1 %），石英含量低（22.5 %～57.4 %），黏土礦物含量較低（4.3 %～38.0 %），天然裂縫較發(fā)育，地層總體為常壓-高壓（地層壓力系數(shù)為1.1～1.7）。與海相沉積相比，其頁(yè)巖巖相變化更快，存在巖薄夾層和特殊巖性?shī)A層，縱向非均質(zhì)性更強(qiáng)。

1.6 陸相盆緣中-淺層超壓頁(yè)巖氣

位于盆緣構(gòu)造帶，以復(fù)興區(qū)塊為代表，其總有機(jī)碳含量及熱成熟度（鏡質(zhì)體反射率Ro）均較低（TOC＜2.0 %，Ro＜1.9 %），侏羅系湖相頁(yè)巖主要為半深湖-淺湖沉積，巖性以介屑紋層型黏土質(zhì)頁(yè)巖為主，夾多層介殼灰質(zhì)薄層，中-淺埋深（2 000～3 000 m），孔隙度大（＞3.7 %），石英含量低（20.4 %～60.6 %）、黏土礦物含量高（43.6 %～59.0 %），天然裂縫分布差異大，泊松比0.23～0.28，儲(chǔ)層水平應(yīng)力差較?。?.1～6.2 MPa），地層總體為超壓異常（地層壓力系數(shù)為1.7～2.1）。該類(lèi)頁(yè)巖氣具有埋深淺、楊氏模量小，石英含量低、灰?guī)r夾層發(fā)育，黏土礦物含量高，可壓性較差并易造成儲(chǔ)層傷害，目前該類(lèi)儲(chǔ)層的改造工藝仍需改進(jìn)［22］。

2 不同類(lèi)型頁(yè)巖氣儲(chǔ)層壓裂改造難點(diǎn)

2.1 海相深層及盆緣頁(yè)巖氣地應(yīng)力復(fù)雜，壓裂裂縫非均勻擴(kuò)展現(xiàn)象嚴(yán)重

四川盆地為多旋回疊合盆地，具有多期構(gòu)造變動(dòng)和多級(jí)層次結(jié)構(gòu)。構(gòu)造活動(dòng)改造與區(qū)域地應(yīng)力場(chǎng)隨埋深增加而趨于復(fù)雜。埋深小于3 500 m，構(gòu)造特征主要為平緩向斜和低緩斜坡為主；埋深大于3 500 m以低陡構(gòu)造和低褶構(gòu)造為主。不同構(gòu)造樣式地應(yīng)力特征存在差異性，相同埋深條件下的構(gòu)造擠壓區(qū)地應(yīng)力通常高于寬緩區(qū)或拉張區(qū)的地應(yīng)力；同一構(gòu)造樣式、不同構(gòu)造位置地應(yīng)力也不同，背斜核部往往處于擠壓應(yīng)力狀態(tài)，地應(yīng)力更為集中，背斜翼部斷裂裂縫較發(fā)育，地應(yīng)力有所釋放比核部低。以丁山區(qū)塊為例，該區(qū)地處林灘場(chǎng)-丁山構(gòu)造帶北西翼，被多個(gè)構(gòu)造帶夾持、構(gòu)造變形復(fù)雜，不同區(qū)塊間及區(qū)塊內(nèi)部地應(yīng)力場(chǎng)分布差異大，同一口水平井不同壓裂段表現(xiàn)出不同地應(yīng)力特征（拉張應(yīng)變、擠壓應(yīng)變），局部地應(yīng)力方向發(fā)生轉(zhuǎn)變，段間干擾嚴(yán)重、施工壓力變化大。圖2為丁山區(qū)塊DYA井各壓裂段停泵壓力變化，顯示該區(qū)應(yīng)力場(chǎng)分布非均質(zhì)性較強(qiáng)。

圖2 四川盆地丁山區(qū)塊DYA井全井段停泵壓力曲線Fig.2 The pressure variation across various stages at pump shutdown in fracturing in well DYA in the Dingshan block，Sichuan Basin

受地應(yīng)力復(fù)雜條件、斷裂體系發(fā)育影響，多簇壓裂裂縫非均勻起裂和擴(kuò)展現(xiàn)象嚴(yán)重，降低縫網(wǎng)覆蓋率，影響壓裂改造效果和作業(yè)效率。另外，統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示四川盆地主要頁(yè)巖氣區(qū)塊水平應(yīng)力差變化范圍廣，水平應(yīng)力差與埋深的整體呈現(xiàn)出正相關(guān)趨勢(shì)（圖3）。埋深3 500 m 以淺的中-淺層水平應(yīng)力差范圍集中在4.6～12.5 MPa，3 500 m 以深的深層水平應(yīng)力差普遍在15.0 MPa 以上。隨埋深增加，壓裂形成縫網(wǎng)的難度大幅度增加。

圖3 不同區(qū)塊頁(yè)巖氣埋深與水平應(yīng)力差關(guān)系Fig.3 Burial depth vs.horizontal stress difference of shale gas reservoirs in different blocks

2.2 盆緣和構(gòu)造復(fù)雜區(qū)天然裂縫發(fā)育，壓裂裂縫形態(tài)控制難

受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和儲(chǔ)層埋深等因素影響，四川盆地不同區(qū)塊天然裂縫發(fā)育特征差異顯著［23］。主力開(kāi)發(fā)層系志留系龍馬溪組底部紋理縫發(fā)育而上部欠發(fā)育。區(qū)域上威榮地區(qū)構(gòu)造簡(jiǎn)單、天然裂縫不發(fā)育，永川地區(qū)構(gòu)造復(fù)雜、天然裂縫較發(fā)育；涪陵焦石壩地區(qū)發(fā)育高角度縫、低角度縫和層理縫。頁(yè)巖儲(chǔ)層壓裂改造實(shí)踐表明，天然裂縫與地應(yīng)力決定裂縫擴(kuò)展形態(tài)。天然裂縫發(fā)育壓裂有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)，但壓裂裂縫形態(tài)控制程度差，壓裂液造縫效率低，改造體積受限。同時(shí)，壓裂液向天然裂縫內(nèi)大量濾失，造縫效率低，造成加砂難度較大、加砂強(qiáng)度低，壓后裂縫有效性差，穩(wěn)產(chǎn)周期較短、遞減快。

2.3 陸相和海-陸過(guò)渡相頁(yè)巖氣巖相變化快，巖石力學(xué)性質(zhì)差異大

美國(guó)海相頁(yè)巖氣儲(chǔ)層主要含硅質(zhì)和灰質(zhì)脆性礦物，黏土礦物含量低；四川盆地頁(yè)巖氣儲(chǔ)層礦物組成多樣，黏土礦物含量高（圖4）。海相頁(yè)巖氣巖相為硅質(zhì)/混合質(zhì)頁(yè)巖，以四川盆地志留系龍馬溪組頁(yè)巖氣為代表，發(fā)育厚層富有機(jī)質(zhì)黑色頁(yè)巖，以硅質(zhì)頁(yè)巖為主，深水陸棚沉積。海相新類(lèi)型頁(yè)巖氣巖相發(fā)育硅質(zhì)頁(yè)巖和泥質(zhì)粉砂巖，如寒武系筇竹寺組頁(yè)巖氣。海-陸過(guò)渡相頁(yè)巖氣巖相為硅質(zhì)/混合質(zhì)/灰質(zhì)頁(yè)巖，巖石類(lèi)型和礦物成分多樣。陸相頁(yè)巖氣巖相為黏土質(zhì)/混合質(zhì)頁(yè)巖，黏土礦物含量高。其中，侏羅系自流井組縱向發(fā)育多套巖性，如大安寨段和東岳廟段頁(yè)巖氣儲(chǔ)層為黑色頁(yè)巖與薄層介殼灰?guī)r和粉砂巖不等厚互層［24］；千佛崖組儲(chǔ)層深灰-灰黑色塊狀硅質(zhì)泥巖、黑色紋層狀硅質(zhì)頁(yè)巖、夾灰色粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖，偶夾介殼頁(yè)巖，夾層厚度普遍在0.5～2.0 m，巖石力學(xué)性質(zhì)差異大（楊氏模量18.4～41.0 GPa），水力裂縫三維擴(kuò)展困難、控制體積有限?？v向巖性和應(yīng)力非均質(zhì)性強(qiáng)，導(dǎo)致縫寬剖面變化快，支撐劑縱向輸送難度大。

圖4 四川盆地頁(yè)巖氣巖相礦物圖版Fig.4 Lithofacies and minerals of shale gas reservoirs in the Sichuan Basin

2.4 常壓頁(yè)巖氣壓裂閉合應(yīng)力增加，導(dǎo)致導(dǎo)流能力降低

受構(gòu)造位置、構(gòu)造活動(dòng)期次、斷裂特征和流體活動(dòng)等因素影響，四川盆地盆緣頁(yè)巖氣保存條件極為復(fù)雜，地層壓力既有常壓又有超壓（表1）。常壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層孔隙孔徑小，小孔占比高，吸附氣占比高，努森效應(yīng)更顯著，導(dǎo)致氣體在納米孔隙中運(yùn)移微尺度效應(yīng)更明顯、毛細(xì)管壓力大、壓裂后液相返排阻力更大，呈現(xiàn)壓后產(chǎn)量低、遞減快的典型生產(chǎn)特征，儲(chǔ)量高效動(dòng)用難度大［26］。同時(shí)，相同地層應(yīng)力條件下，壓力系數(shù)越低，縫內(nèi)流體壓力偏低，裂縫有效閉合應(yīng)力增加，支撐裂縫導(dǎo)流能力降低［27］。

2.5 陸相頁(yè)巖氣儲(chǔ)層高含黏土礦物，水化現(xiàn)象嚴(yán)重

與國(guó)外頁(yè)巖氣儲(chǔ)層相比，四川盆地頁(yè)巖層系黏土礦物含量較高，陸相頁(yè)巖儲(chǔ)層黏土礦物含量更高，其中復(fù)興區(qū)塊儲(chǔ)層黏土礦物含量在43.6 %～59.0 %，壓裂改造面臨諸多挑戰(zhàn)。頁(yè)巖的礦物組成一定程度上反映巖石脆性和可壓性，黏土礦物含量越高，巖石塑性越強(qiáng)，可壓性越差，壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)的難度增加［28］，同時(shí)伊/蒙混層等水敏性黏土礦物使得頁(yè)巖儲(chǔ)層的水化現(xiàn)象嚴(yán)重［29-30］。在注入大規(guī)模壓裂液情況下，高黏土頁(yè)巖水化膨脹、崩解分散運(yùn)移，易造成基質(zhì)內(nèi)部流體滲流通道的堵塞；壓裂裂縫表面頁(yè)巖骨架在水化作用逐漸松散、破碎，加劇裂縫面的軟化，導(dǎo)致支撐劑嵌入量增加、裂縫快速閉合失效，嚴(yán)重影響縫網(wǎng)長(zhǎng)效導(dǎo)流能力的保持。

3 壓裂難點(diǎn)與技術(shù)對(duì)策

3.1 地應(yīng)力對(duì)裂縫擴(kuò)展的影響

基于離散元復(fù)雜裂縫擴(kuò)展模擬技術(shù)［32-33］，研究不同水平應(yīng)力差條件下的誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)和復(fù)雜裂縫形態(tài)分布規(guī)律，發(fā)現(xiàn)水平應(yīng)力差較低時(shí)，復(fù)雜裂縫的誘導(dǎo)應(yīng)力擾動(dòng)范圍較大，天然裂縫面上受到的閉合應(yīng)力較小，并且隨著天然裂縫密度增加，水力裂縫容易激活天然裂縫形成“寬短型”的復(fù)雜縫網(wǎng)（圖5a，水平應(yīng)力差較低和天然裂縫密度與壓裂裂縫擴(kuò)展特征）。當(dāng)水平應(yīng)力差較高時(shí)，復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的誘導(dǎo)應(yīng)力擾動(dòng)范圍較小，天然裂縫面上受到的閉合應(yīng)力較大，天然裂縫難以被激活，水力裂縫趨于穿過(guò)天然裂縫擴(kuò)展，整體上裂縫網(wǎng)絡(luò)呈窄長(zhǎng)型、復(fù)雜度較低。同時(shí)，天然裂縫發(fā)育會(huì)造成壓裂液濾失量大、縫內(nèi)凈壓力顯著降低，造縫效率低，因此，天然裂縫發(fā)育的儲(chǔ)層需要提升施工排量增加縫內(nèi)凈壓力，促進(jìn)多分支縫擴(kuò)展，同時(shí)增加壓裂液用量，提高改造體積。

圖6 為壓裂裂縫復(fù)雜性與水平應(yīng)力差模擬結(jié)果統(tǒng)計(jì)曲線，隨著水平應(yīng)力差由3 MPa逐漸增加到15 MPa，復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)覆蓋率由82 %逐漸降低到24 %，裂縫復(fù)雜因子由0.51降低到了0.17，說(shuō)明水平應(yīng)力差控制著水力裂縫形態(tài)的復(fù)雜性。從裂縫復(fù)雜性變化曲線來(lái)看，可以分為3個(gè)階段：在水平應(yīng)力差小于6 MPa時(shí)，易于形成復(fù)雜裂縫，裂縫網(wǎng)絡(luò)覆蓋率較高，裂縫復(fù)雜因子隨受應(yīng)力差變化的影響明顯；在水平應(yīng)力差為6～9 MPa時(shí)，由復(fù)雜裂縫逐漸向簡(jiǎn)單裂縫過(guò)渡；在水平應(yīng)力差高于9 MPa 時(shí)趨于形成簡(jiǎn)單裂縫，裂縫網(wǎng)絡(luò)覆蓋率較低，裂縫復(fù)雜因子受應(yīng)力差變化不明顯。

圖6 壓裂裂縫復(fù)雜性與水平應(yīng)力差關(guān)系Fig.6 Relationship between stimulated fracture complexity and horizontal stress difference

同時(shí)，盆緣和深層復(fù)雜構(gòu)造區(qū)地應(yīng)力分布復(fù)雜，應(yīng)力大小和方向差異會(huì)導(dǎo)致裂縫呈非對(duì)稱(chēng)、非均勻擴(kuò)展，高應(yīng)力區(qū)的壓裂簇裂縫難以起裂擴(kuò)展，影響儲(chǔ)層壓裂裂縫覆蓋率。采用限流射孔或投球暫堵（圖5b），通過(guò)增加優(yōu)勢(shì)通道孔眼流動(dòng)摩阻、封堵優(yōu)勢(shì)流動(dòng)孔眼通道，有效提高多簇裂縫擴(kuò)展的均衡性，大幅度提高壓裂裂縫覆蓋率［31］。

3.2 天然裂縫發(fā)育對(duì)裂縫擴(kuò)展和支撐劑運(yùn)移的影響

涪陵頁(yè)巖氣等以細(xì)分密切割為核心理念，壓裂工藝呈現(xiàn)簇?cái)?shù)不斷增加、簇間距不斷縮短的趨勢(shì)，目的在于通過(guò)高密度布縫，縮短油氣滲流距離，追求對(duì)儲(chǔ)集體的極限控制。但不同類(lèi)型頁(yè)巖氣儲(chǔ)層地質(zhì)工程條件差異較大，過(guò)度追求密切割的做法并非具有普遍適應(yīng)性。模擬發(fā)現(xiàn)射孔簇優(yōu)化應(yīng)充分考慮天然裂縫發(fā)育密度、產(chǎn)狀等地質(zhì)因素，以實(shí)現(xiàn)多簇裂縫的有效擴(kuò)展。天然裂縫不發(fā)育時(shí)，降低簇間距、增大壓裂簇?cái)?shù)的密切割，有利于實(shí)現(xiàn)高密度布縫；天然裂縫發(fā)育時(shí)，僅靠增加射孔簇?cái)?shù)、降低簇間距并不能有效提高布縫密度。射孔簇?cái)?shù)過(guò)多、簇間距過(guò)小，強(qiáng)烈的縫間應(yīng)力干擾不利于多簇裂縫同時(shí)起裂延伸，射孔簇有效率降低且裂縫擴(kuò)展中趨于合并，導(dǎo)致遠(yuǎn)井區(qū)域縫網(wǎng)復(fù)雜程度和壓裂裂縫覆蓋率降低，改造效果變差（圖7）。相反，天然裂縫發(fā)育段，通過(guò)控制壓裂簇?cái)?shù)與簇間距，可有效避免簇間裂縫合并，促進(jìn)多簇裂縫均勻擴(kuò)展，提高對(duì)儲(chǔ)集體的控制效果。

圖7 天然裂縫發(fā)育時(shí)的多簇裂縫合并擴(kuò)展現(xiàn)象Fig.7 Merging and propagation of multiple clusters of fractures in the presence of natural fractures

將支撐劑顆粒從主裂縫有效的輸送到分支裂縫中，是實(shí)現(xiàn)多尺度壓裂縫網(wǎng)整體有效支撐的關(guān)鍵。研究結(jié)果表明，采用大排量、變黏滑溜水交替泵注可以降低主裂縫砂堤平衡高度，提高支撐劑縫遠(yuǎn)輸送距離。圖8a1和圖8a2顯示了復(fù)雜裂縫中的支撐劑運(yùn)移、沉降及堆積過(guò)程。支撐劑首先在主裂縫沉降形成堆積層，堆積層高度達(dá)到平衡高度后趨于穩(wěn)定，沿縫長(zhǎng)方向逐步延伸。當(dāng)主裂縫遭到天然裂縫后，在攜砂液攜帶與重力滾動(dòng)效應(yīng)作用下轉(zhuǎn)向進(jìn)入天然裂縫。研究表明主裂縫與天然裂縫縫寬的相對(duì)大小是支撐劑轉(zhuǎn)向進(jìn)入天然裂縫的主控因素，而高黏度壓裂液、低砂比、小支撐劑密度與粒徑，有利于改善天然裂縫進(jìn)砂比例。圖8b為支撐劑進(jìn)入天然裂縫百分比的等值線圖，隨著天然裂縫縫寬增大，支撐劑進(jìn)入天然裂縫質(zhì)量占比提高。因此，對(duì)于水平應(yīng)力差異較大的深層頁(yè)巖儲(chǔ)層，天然裂縫開(kāi)啟困難、轉(zhuǎn)向縫寬小，支撐劑進(jìn)入天然裂縫難度大，采用變黏度滑溜水、變排量、變粒徑支撐劑交替注入方式，可以有效提高支撐劑縫遠(yuǎn)輸送距離，同時(shí)增加天然裂縫進(jìn)砂比例。

圖8 復(fù)雜裂縫中支撐劑運(yùn)移沉降數(shù)值模擬分析Fig.8 Numerical simulations and analysis of proppant migration and settlement in complex fractures

3.3 高應(yīng)力隔夾層及紋層對(duì)壓裂的影響

當(dāng)儲(chǔ)層存在高應(yīng)力隔夾層時(shí)，突破縱向巖性及應(yīng)力遮擋、實(shí)現(xiàn)對(duì)整個(gè)目的層厚度范圍的充分改造和有效支撐是壓裂工藝參數(shù)設(shè)計(jì)需要解決的關(guān)鍵問(wèn)題。從不同條件下的模擬結(jié)果來(lái)看，采用低黏滑溜水壓裂時(shí)，縫內(nèi)凈壓力不足，壓裂裂縫難以突破縱向隔夾層溝通上部?jī)?chǔ)層（圖9a）。提高壓裂液黏度可有效改善縫高擴(kuò)展，但高應(yīng)力隔夾層處形成的裂縫窄口易導(dǎo)致大粒徑支撐劑在此處堆積，最終造成上部?jī)?chǔ)層進(jìn)液不進(jìn)砂（圖9b）。此類(lèi)裂縫將在生產(chǎn)過(guò)程中快速閉合失效，影響上部?jī)?chǔ)層的動(dòng)用效果。為進(jìn)一步改善隔夾層上部?jī)?chǔ)層的改造效果，需通過(guò)采用更高黏度的壓裂液改善縱向上縫寬剖面或采用更小粒徑支撐劑降低支撐劑輸送難度（圖9c）。

圖9 復(fù)興區(qū)塊高應(yīng)力隔夾層下的支撐裂縫剖面模擬Fig.9 Simulated profiles of propped stimulated fractures in the presence of high-stress baffles and barriers in the Fuxing block

頁(yè)巖儲(chǔ)層紋層結(jié)構(gòu)特征顯著，水平方向滲透率普遍高于垂直方向。模擬結(jié)果顯示，不同紋層發(fā)育情況下的壓裂裂縫形態(tài)與支撐劑鋪置效果存在顯著差別（圖10）。相比于紋層弱發(fā)育的儲(chǔ)層，密集紋層發(fā)育的頁(yè)巖儲(chǔ)層濾失更加嚴(yán)重。壓裂施工過(guò)程中，壓裂液沿高滲透紋層大量濾失，一方面導(dǎo)致液體造縫效率降低，壓裂縫長(zhǎng)變短、縫寬變窄；另一方面造成液體的攜砂能力降低，支撐劑易發(fā)生沉降并在近井裂縫的底部堆積甚至造成砂堵，裂縫長(zhǎng)度和高度方向的支撐效果變差。為了提高密集紋層發(fā)育儲(chǔ)層的改造效果，可以采用的工藝措施包括：①增加高黏液體的用量，降低濾失；②提高排量并適當(dāng)控制單段射孔簇?cái)?shù)，保證單簇進(jìn)液排量；③增加小粒徑支撐劑用量或降低砂比，保證支撐劑的長(zhǎng)距離輸送。

圖10 不同紋層發(fā)育儲(chǔ)層的壓裂裂縫形態(tài)及支撐劑展布Fig.10 Simulated fracture morphologies and proppant distribution in shale reservoirs with different lamina extents

3.4 壓力系數(shù)對(duì)滲流的影響

與高壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層相比，常壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層滲流機(jī)理更復(fù)雜、有效動(dòng)用難度更高。常壓頁(yè)巖儲(chǔ)層小孔徑孔隙比更發(fā)育，孔徑小于10 nm的孔隙占比50 %～70 %，頁(yè)巖納米孔氣體傳輸主要受壓力和納米孔結(jié)構(gòu)控制，導(dǎo)致氣體在納米孔隙中運(yùn)移微尺度效應(yīng)更明顯、毛細(xì)管壓力大，并由于常壓儲(chǔ)層含氣豐度和壓力系數(shù)低，常壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層更難實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開(kāi)發(fā)。同時(shí)，常壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層吸附氣含量較高，頁(yè)巖氣衰竭開(kāi)發(fā)過(guò)程中易達(dá)到解吸壓力，使吸附氣更早解析出來(lái)，生產(chǎn)過(guò)程具有產(chǎn)量遞減較慢的特征，為此需在長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)保持裂縫的高導(dǎo)流能力。因此，在常壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層改造時(shí)，需要充分改造儲(chǔ)層形成更大的裂縫波及體積，并充分支撐人工裂縫、保持裂縫的長(zhǎng)期導(dǎo)流能力，壓裂后才能獲得理想的產(chǎn)氣量。

3.5 高含黏土礦物頁(yè)巖水化作用對(duì)壓裂的影響

蒙脫石、伊/蒙混層等黏土礦物晶層吸附水合陽(yáng)離子，并在表面形成水化膜導(dǎo)致頁(yè)巖水化膨脹。實(shí)驗(yàn)表明，隨著水化作用的增強(qiáng)，頁(yè)巖微觀結(jié)構(gòu)變化將會(huì)導(dǎo)致頁(yè)巖不同尺度力學(xué)性質(zhì)的劣化，加劇支撐劑在裂縫表面的嵌入，加速裂縫閉合失效（圖11）。若維持裂縫長(zhǎng)效支撐，一方面需要降低裂縫面水化傷害，另一方面需要優(yōu)化壓裂加砂工藝。通過(guò)優(yōu)化壓裂液體系的添加劑（如黏土穩(wěn)定劑、助排劑、防水鎖劑等）類(lèi)型和用量來(lái)抑制頁(yè)巖水化作用、優(yōu)選組合粒徑支撐劑可以實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)多尺度支撐、采用強(qiáng)加砂模式提高裂縫內(nèi)支撐劑的鋪置濃度，是實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖氣儲(chǔ)層壓裂縫網(wǎng)長(zhǎng)效支撐的關(guān)鍵工藝措施。

圖11 四川盆地龍馬溪組不同黏土礦物含量頁(yè)巖水化后表面支撐劑嵌入對(duì)比Fig.11 Comparison of proppant embedment onto fracture surfaces after hydration of shales with different clay mineral contents in the Longmaxi Formation，Sichuan Basin

4 不同類(lèi)型頁(yè)巖氣壓裂技術(shù)與實(shí)踐

4.1 焦石壩中-淺層海相高壓頁(yè)巖氣

四川盆地頁(yè)巖氣，尤其是3 500 m以淺的中-淺層海相頁(yè)巖氣，先后經(jīng)歷評(píng)層選區(qū)（2006—2009年）、先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)（2009—2014 年）、示范建產(chǎn)（2014—2016 年）和規(guī)模開(kāi)發(fā)（2017年至今）4個(gè)階段，已形成了較完善的地質(zhì)評(píng)價(jià)、優(yōu)快鉆井、體積壓裂和高效開(kāi)發(fā)等勘探開(kāi)發(fā)核心技術(shù)，成功取得了商業(yè)化效益開(kāi)發(fā)。目前，以涪陵焦石壩區(qū)塊為代表的中-淺層海相頁(yè)巖氣正開(kāi)展“立體開(kāi)發(fā)+密織井點(diǎn)+人工氣藏”技術(shù)實(shí)踐，最大程度提高氣田開(kāi)發(fā)整體采收率，水平井井距250～350 m，水平段長(zhǎng)1 500～3 000 m，壓裂段數(shù)20～30，簇間距5～8 m，排量16～18 m3/min，用液強(qiáng)度20～30 m3/m，加砂強(qiáng)度2.5～3.0 m3/m，平均砂比6 %～8 %。目前，中-淺層海相頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)難點(diǎn)，已由壓裂改造挑戰(zhàn)轉(zhuǎn)向提高采收率。

4.2 丁山深層海相高壓頁(yè)巖氣

丁山背斜構(gòu)造位于川東南低陡構(gòu)造帶林灘場(chǎng)-丁山構(gòu)造帶，目的層位五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖埋深大于4 000 m、優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖厚度35.5 m，地層壓力系數(shù)1.5，水平最小主應(yīng)力平均103.42 MPa，裂縫開(kāi)啟難度較大，受高應(yīng)力層影響，裂縫在縫高方向上擴(kuò)展困難。同時(shí)，DY2-1 井區(qū)斷層和天然裂隙較發(fā)育，存在套變風(fēng)險(xiǎn)。針對(duì)高地應(yīng)力導(dǎo)致裂縫寬度小、加砂難度大的問(wèn)題，一方面采用前置酸降低地層破裂壓力，另一方面優(yōu)選支撐劑粒徑比例和砂比，采用長(zhǎng)段塞式加砂模式，并在中-高砂比階段提升液體黏度；針對(duì)縱向高應(yīng)力層阻礙縫高擴(kuò)展，設(shè)計(jì)中降低單段簇?cái)?shù)、增加單簇射孔進(jìn)液量、降低砂比與綜合砂液，同時(shí)提升前置液黏度并盡可能提高施工排量，促進(jìn)縱向裂縫擴(kuò)展。針對(duì)微斷層及天然裂縫發(fā)育段，設(shè)計(jì)射孔位置遠(yuǎn)離微斷層15～25 m，靠近斷層段降低綜合砂/液比4 %～6 %，并在天然裂縫發(fā)育段降低施工排量（＜15 m3/min）、提高70/140 目石英砂比例（＞40 %）近井筒暫堵。

DY2-1井采用“多段少簇密切割+大液量高排量增體積+縫口縫內(nèi)雙暫堵轉(zhuǎn)向+段塞式高強(qiáng)度加砂”體積改造工藝模式，針對(duì)1 530 m水平段長(zhǎng)，共計(jì)完成32段135簇壓裂改造，平均簇間距9.7 m，用液強(qiáng)度37.2 m3/m、加砂強(qiáng)度3.3 m3/m，主體施工排量18～20 m3/min。本井壓后測(cè)試產(chǎn)量55×104m3/d，為該區(qū)頁(yè)巖氣井壓后最高產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)了川東南丁山區(qū)域頁(yè)巖氣的高效開(kāi)發(fā)。

4.3 井研-犍為海相新類(lèi)型頁(yè)巖氣

井研-犍為區(qū)塊位于四川盆地川西南平緩構(gòu)造帶鐵山-威遠(yuǎn)構(gòu)造帶，其目的層位為筇竹寺組頁(yè)巖，埋深3 235～3 591 m，地層壓力系數(shù)1.5。JS103 井為該區(qū)域一口預(yù)探井，該井穿行層段裂縫不發(fā)育，整體上水平段裂縫欠發(fā)育。同時(shí)該井目標(biāo)層段中部應(yīng)力較低，中部與上部存在應(yīng)力夾層，差應(yīng)力超過(guò)9.0 MPa，中部與下部存在厚度較大的應(yīng)力遮擋，應(yīng)力差超過(guò)10.2 MPa，壓裂改造縫高延伸難，改造體積受限。針對(duì)天然裂縫欠發(fā)育，采用細(xì)分密切割壓裂工藝，提高人工裂縫密度、增加改造后泄氣面積；針對(duì)隔層應(yīng)力大，采用多段少簇、超大規(guī)模壓裂模式以增大縫長(zhǎng)及改造體積，同時(shí)提升壓裂液黏度以突破應(yīng)力遮擋、改善縱向縫寬剖面，降低支撐劑粒徑（以70/140 目石英砂為主），降低支撐劑輸送難度，實(shí)現(xiàn)壓裂裂縫全支撐。

JS103井采用“多段少簇密切割+高強(qiáng)度、組合粒徑支撐劑、循環(huán)連續(xù)加砂+變黏滑溜水體系”壓裂改造模式，針對(duì)2 015 m 水平段長(zhǎng)，共計(jì)完成26 段110 簇壓裂改造，平均段間距21 m，簇間距5.5～20 m，用液強(qiáng)度39.5 m3/m，加砂強(qiáng)度3.2 m3/m，平均砂比8.3 %。通過(guò)前置階段微地震監(jiān)測(cè)分析，前置階段對(duì)縫長(zhǎng)分布62～223 m、縫高分布8～67 m，縱向上裂縫的縫高擴(kuò)展得到有效改善（圖12）。前置階段結(jié)束，縫長(zhǎng)繼續(xù)擴(kuò)展，縫高方向小幅度擴(kuò)展，表明前置膠液對(duì)于擴(kuò)縫高有著明顯作用。本井壓裂后測(cè)試無(wú)阻流量53.6×104m3/d，是四川盆地寒武系筇竹寺組頁(yè)巖氣勘探首次重大突破。

圖12 井研-犍為JS103井前置液量與縫長(zhǎng)（a）、縫高（b）對(duì)應(yīng)關(guān)系Fig.12 Relationships of preflush volume with the length（a）and height（b）of stimulated fractures in well JS103 in Jingyan-Jianwei area

4.4 林灘場(chǎng)深層海相常壓頁(yè)巖氣

林灘場(chǎng)背斜構(gòu)造位于盆地邊緣齊岳山推覆構(gòu)造斷裂發(fā)育帶，目的層位五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖橫向展布穩(wěn)定，厚度80～106 m，儲(chǔ)層埋深大于4 000 m，地層壓力系數(shù)1.1，為深層常壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層。受擠壓構(gòu)造應(yīng)力影響，地層應(yīng)力高，兩向水平應(yīng)力差異顯著（15.2～19.5 MPa），壓裂施工及形成復(fù)雜縫網(wǎng)的難度較大。前期探井LY1 井壓裂施工過(guò)程中出現(xiàn)施工壓力高、加砂難度大、返排困難的現(xiàn)象，壓后未達(dá)到工業(yè)氣流。同時(shí)，各壓裂段施工壓力變化大，反映了儲(chǔ)層地應(yīng)力分布的非均勻性，后期在南端構(gòu)造核部完鉆LY3 井。地震極大似然體疊合分析儲(chǔ)層整體天然裂縫弱發(fā)育，但存在5個(gè)可能裂縫發(fā)育區(qū)。針對(duì)天然裂縫不發(fā)育區(qū)，單段射孔簇?cái)?shù)增加至6簇、簇間距降低至6～8 m，以黏度3～10 mPa·s的低-中黏度滑溜水與40/70目陶粒為主，提高裂縫密度；針對(duì)天然裂縫發(fā)育區(qū)，采用單段3～5簇射孔模式，簇間距增加至10～15 m，通過(guò)增加黏度15～30 mPa·s高黏滑溜水以及100/200目石英砂與70/140目陶粒小粒徑支撐劑用量，實(shí)現(xiàn)降低濾失和平穩(wěn)加砂。同時(shí)，配合暫堵劑、暫堵球?qū)α芽p非均勻起裂與擴(kuò)展進(jìn)行調(diào)控，提高壓裂裂縫覆蓋率與裂縫復(fù)雜程度。

LY3井采用“多段多簇細(xì)分密切割+一體化變黏滑溜水+變排量+多粒徑組合強(qiáng)加砂+堵球、堵劑雙暫堵”壓裂改造模式，針對(duì)1 500 m水平段長(zhǎng)，共計(jì)完成28段130簇壓裂改造，平均簇間距7.8 m，用液強(qiáng)度34 m3/m、加砂強(qiáng)度2.4 m3/m，綜合砂比7.16 %。微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，暫堵前、后的裂縫非均勻擴(kuò)展得到明顯改善（圖13）。壓后產(chǎn)剖測(cè)試表明，每米產(chǎn)氣較高區(qū)域與天然裂縫發(fā)育區(qū)具一定一致性。本井壓后測(cè)試產(chǎn)量17.2×104m3/d，與鄰井LY1 井相比產(chǎn)量提高4 倍，實(shí)現(xiàn)赤水深層常壓頁(yè)巖氣突破。

圖13 林灘場(chǎng)區(qū)塊LY3井壓裂暫堵工藝對(duì)裂縫非對(duì)稱(chēng)擴(kuò)展的控制效果Fig.13 Controlling effects of temporary plugging diversion technology on asymmetric fracture propagation in well LY3 in the Lintanchang block

4.5 普光大隆組海-陸過(guò)渡相頁(yè)巖氣

普光雷音鋪構(gòu)造位于四川盆地川東褶皺帶黃金口構(gòu)造帶，目的層位大隆組頁(yè)巖展布相對(duì)穩(wěn)定、埋深3 500～4 600 m，地層壓力系數(shù)1.6，為深層超壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層。LYE1井為該區(qū)的水平預(yù)探井，目的層位為二疊系大隆組隆一段頁(yè)巖，厚58 m，水平最小主應(yīng)力96.4 MPa，水平應(yīng)力差9.7 MPa，楊氏模量41.6 GPa，泊松比0.24。由于該儲(chǔ)層地應(yīng)力高，彈性模量和泊松比高，壓裂形成的裂縫寬度小，導(dǎo)致加砂難度較大。同時(shí)，層間發(fā)育了多套灰質(zhì)應(yīng)力隔層（6～7 MPa），縫高向下穿層擴(kuò)展難度大，也為該層位的有效改造動(dòng)用帶來(lái)挑戰(zhàn)。針對(duì)形成的裂縫寬度小、加砂困難問(wèn)題，優(yōu)選不同粒徑支撐劑比例和砂比（包括70/140 目粉砂、70/140 目陶粒、40/70 目陶粒和30/50 目陶粒粒徑），增強(qiáng)不同粒徑支撐劑進(jìn)入各級(jí)裂縫的能力，并整體提升液體黏度，增加縫寬和支撐劑輸送距離；針對(duì)多套灰質(zhì)應(yīng)力隔層發(fā)育，優(yōu)化液體黏度及泵注方式，前置黏度60～80 mPa·s 交聯(lián)滑溜水，以增加裂縫擴(kuò)展高度，主體以黏度3～10mPa·s 低黏滑溜水與12～18 mPa·s 高黏滑溜水為主，并盡可能提高施工排量，提升縫內(nèi)凈壓力，增加裂縫改造體積。

LYE1 井采用“多段少簇聚能+前置膠液縱向擴(kuò)縫+大排量高液量+組合粒徑高強(qiáng)度鋪置”改造工藝模式，共計(jì)完成25 段87 簇壓裂改造，主體簇間距平均10.7 m，段間距平均18 m，主體排量12～16 m3/min，加砂強(qiáng)度3.7 t/m，用液強(qiáng)度62.4 m3/m。該井壓后獲日產(chǎn)42.6×104m3高產(chǎn)頁(yè)巖氣流，實(shí)現(xiàn)了四川盆地二疊系大隆組新層系頁(yè)巖氣勘探重大突破。

4.6 普光千佛崖組陸相頁(yè)巖氣

PLY1 井位于四川盆地川東斷褶帶黃金口構(gòu)造帶普光東向斜，為該區(qū)的一口預(yù)探水平井，目的層位為千佛崖組一段陸相頁(yè)巖，埋深3 393 m，地層壓力系數(shù)1.3，水平段楊氏模量為23.3～48.6 GPa，泊松比為0.20～0.25，力學(xué)脆性指數(shù)為0.39～0.60，最小水平主應(yīng)力為56.8～74.0 MPa（均值67.0 MPa），水平應(yīng)力差8.5 MPa。目的層縱向多巖性互層，巖相力學(xué)性質(zhì)差異大，灰質(zhì)介殼紋層密集發(fā)育，裂縫縱向延伸困難。同時(shí)，黏土礦物含量達(dá)53.2 %，儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)。針對(duì)巖性縱向非均質(zhì)性較強(qiáng)、介殼層導(dǎo)致縱向延伸困難，采用“酸預(yù)處理+超高黏滑溜水?dāng)U縫+定向射孔+快提排量”促進(jìn)縱向穿層；針對(duì)黏土礦物含量高，優(yōu)選防膨劑長(zhǎng)效防膨。

PLY1井水平段長(zhǎng)1 431 m，采用“多段多簇密切割+多級(jí)雙暫堵+定向射孔+一體化變黏防膨滑溜水”改造工藝模式，完成23 段113 簇壓裂改造，主體簇間距平均8.8 m，段間距平均20 m，主體排量12.0～16.5 m3/min，加砂強(qiáng)度3.9 t/m，用液強(qiáng)度37.9 m3/m，平均砂/液比6.9 %。該井壓后獲日產(chǎn)氣10.4×104m3、日產(chǎn)油1.3 t的工業(yè)油氣流，取得了川東北湖相頁(yè)巖氣勘探突破。

5 討論

1）四川盆地及盆緣頁(yè)巖氣地質(zhì)條件的復(fù)雜性與多樣性，多尺度天然裂縫及空間地應(yīng)力預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確性直接決定壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)的針對(duì)性。現(xiàn)有方法從地球物理、地質(zhì)、測(cè)井和地質(zhì)力學(xué)等多學(xué)科的角度出發(fā)，實(shí)現(xiàn)了對(duì)天然裂縫分布、空間應(yīng)力狀態(tài)的刻畫(huà)，但針對(duì)相對(duì)較薄的優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖層儲(chǔ)層參數(shù)預(yù)測(cè)、小尺度裂縫預(yù)測(cè)以及地應(yīng)力空間分布等預(yù)測(cè)的精度依然不夠。同時(shí)，現(xiàn)有三維地質(zhì)力學(xué)建模方法目前尚不完善，主要利用靜態(tài)參數(shù)開(kāi)展區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)建模，尚需要進(jìn)一步考慮壓裂施工到生產(chǎn)過(guò)程中的動(dòng)態(tài)變化，為壓裂模擬與參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)提供基礎(chǔ)模型。

2）深化復(fù)雜巖相特征頁(yè)巖與應(yīng)力環(huán)境下的壓裂裂縫擴(kuò)展規(guī)律，應(yīng)進(jìn)一步加強(qiáng)微幅構(gòu)造、非均勻應(yīng)力分布、多尺度密集交互弱面、各向異性巖石力學(xué)性質(zhì)與縱向多巖相組合等因素對(duì)頁(yè)巖三維復(fù)雜裂縫擴(kuò)展的影響規(guī)律研究，探索適合不同地質(zhì)條件、不同類(lèi)型頁(yè)巖的人工裂縫調(diào)控技術(shù)，提高壓裂改造效果。同時(shí)，充分考慮大液量壓裂施工引起的局部應(yīng)力場(chǎng)變化，探索壓裂過(guò)程中段間、井間地應(yīng)力場(chǎng)動(dòng)態(tài)演化規(guī)律，攻關(guān)四維地質(zhì)力學(xué)-裂縫擴(kuò)展-滲流耦合模擬技術(shù)，實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖氣藏應(yīng)力場(chǎng)、孔隙壓力場(chǎng)等四維動(dòng)態(tài)刻畫(huà)，為水平井平臺(tái)多層布井立體壓裂作業(yè)模式優(yōu)化提供關(guān)鍵手段。

3）頁(yè)巖儲(chǔ)層內(nèi)壓裂液、地層水和氣多種流體共存，多尺度人工裂縫、微裂縫和納米孔隙基質(zhì)等流體分布與運(yùn)移存在空間不均勻性，頁(yè)巖氣儲(chǔ)層復(fù)雜多重介質(zhì)內(nèi)滲流機(jī)理復(fù)雜。另外，壓裂液與頁(yè)巖水化作用誘發(fā)頁(yè)巖不同尺度力學(xué)性質(zhì)的劣化，再加上開(kāi)發(fā)過(guò)程中儲(chǔ)層流體壓力的不斷下降，有效應(yīng)力的增大會(huì)導(dǎo)致裂縫逐漸閉合，生產(chǎn)過(guò)程中滲流通道時(shí)變?，F(xiàn)有頁(yè)巖氣藏模擬方法需要進(jìn)行有針對(duì)性的創(chuàng)新和修正，從而適應(yīng)常壓、高壓等不同類(lèi)型頁(yè)巖氣藏高精度EUR（單井評(píng)估最終可采儲(chǔ)量）預(yù)測(cè)需求，通過(guò)合理布井、布縫，最大限度提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度。

6 結(jié)論

1）對(duì)比四川盆地已探明頁(yè)巖氣區(qū)塊地質(zhì)工程參數(shù)特征，從效益開(kāi)發(fā)角度出發(fā)，依據(jù)沉積類(lèi)型和巖相組合特征、埋藏深度和壓力系統(tǒng)，劃分6 種類(lèi)型頁(yè)巖氣，即海相中-淺層（深度＜3 500 m）超壓頁(yè)巖氣、海相深層（深度＞3 500 m）超壓頁(yè)巖氣、海相深層常壓頁(yè)巖氣、海相新類(lèi)型頁(yè)巖氣、海-陸過(guò)渡相深層超壓頁(yè)巖氣和陸相中-淺層超壓頁(yè)巖氣。

2）分析天然裂縫發(fā)育、地應(yīng)力場(chǎng)劇烈變化、高含黏土礦物、發(fā)育夾層和紋層等是影響和制約不同類(lèi)型頁(yè)巖氣儲(chǔ)層壓裂效果的關(guān)鍵共性問(wèn)題。壓裂機(jī)理和實(shí)驗(yàn)研究表明：①天然裂縫發(fā)育及復(fù)雜的地應(yīng)力分布會(huì)導(dǎo)致壓裂裂縫非均勻擴(kuò)展和裂縫合并現(xiàn)象，優(yōu)化射孔參數(shù)和采用暫堵工藝可有效調(diào)控裂縫形態(tài)，提高改造體積；②夾層和紋層則影響縫高縱向擴(kuò)展和支撐劑的運(yùn)移鋪置，提高前置高黏壓裂液和小粒徑支撐劑用量，有利于裂縫縱向穿層與支撐劑均衡支撐；③高黏土頁(yè)巖強(qiáng)水化作用會(huì)導(dǎo)致頁(yè)巖力學(xué)性質(zhì)劣化和加劇支撐劑嵌入，優(yōu)化壓裂液體系添加劑類(lèi)型和用量可抑制頁(yè)巖水化作用。

3）探索并形成不同類(lèi)型頁(yè)巖氣水平井體積壓裂工藝技術(shù)對(duì)策模式，如：①水平最小主應(yīng)力高且裂縫發(fā)育的深層海相高壓頁(yè)巖氣，采用“多段少簇密切割+大液量高排量增體積+縫口縫內(nèi)雙暫堵轉(zhuǎn)向+段塞式高強(qiáng)度加砂”；②水平兩向應(yīng)力差異大且裂縫發(fā)育的盆緣深層海相常壓頁(yè)巖氣，采用“多段多簇細(xì)分密切割+一體化變黏滑溜水+變排量+多粒徑組合強(qiáng)加砂+堵球、堵劑雙暫堵”；③泥質(zhì)粉砂巖海相新類(lèi)型頁(yè)巖氣，采用“多段少簇密切割+高強(qiáng)度、組合粒徑支撐劑、循環(huán)連續(xù)加砂+一體化變黏滑溜水體系”；④灰質(zhì)應(yīng)力隔層發(fā)育的海-陸過(guò)渡相頁(yè)巖氣，采用“段內(nèi)少簇聚能+前置膠液縱向擴(kuò)縫+大排量高液量+組合粒徑高強(qiáng)度鋪置”；⑤高含黏土礦物的陸相頁(yè)巖氣，采用“酸預(yù)處理+超高黏滑溜水?dāng)U縫+定向射孔+快提排量”，同時(shí)優(yōu)選滑溜水防膨劑長(zhǎng)效防膨、保護(hù)儲(chǔ)層。上述模式應(yīng)用效果顯著，已大幅度提高單井產(chǎn)能，為復(fù)雜類(lèi)型頁(yè)巖氣高效壓裂和效益開(kāi)發(fā)提供借鑒。