曾義金 陳 作 卞曉冰

中國石油化工股份有限公司石油工程技術(shù)研究院

曾義金等.川東南深層頁巖氣分段壓裂技術(shù)的突破與認(rèn)識.天然氣工業(yè)，2016，36（1）：61-67.

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川東南深層頁巖氣分段壓裂技術(shù)的突破與認(rèn)識

曾義金 陳 作 卞曉冰

中國石油化工股份有限公司石油工程技術(shù)研究院

曾義金等.川東南深層頁巖氣分段壓裂技術(shù)的突破與認(rèn)識.天然氣工業(yè)，2016，36（1）：61-67.

摘 要四川盆地東南部深層(垂深超過2 800 m)頁巖氣藏受地質(zhì)背景和成巖作用的影響，儲層礦物成分及孔隙結(jié)構(gòu)特征復(fù)雜多變，巖石塑性與非線性破裂特征明顯增強，最大與最小主應(yīng)力差異絕對值加大，導(dǎo)致分段壓裂施工破裂壓力與延伸壓力高、裂縫寬度小、砂液比與裂縫導(dǎo)流能力低、體積裂縫難以形成，嚴(yán)重影響了壓后頁巖氣的產(chǎn)能。基于對深層巖石力學(xué)性質(zhì)、地應(yīng)力特征、破裂特征及裂縫形態(tài)特征的分析研究，提出了“預(yù)處理酸+膠液+滑溜水+膠液”混合壓裂施工新模式及配套技術(shù)?，F(xiàn)場應(yīng)用效果表明:丁頁2HF井下志留統(tǒng)龍馬溪組壓后獲得頁巖氣無阻流量10.5×104m3/d，取得了地質(zhì)突破；金頁1HF井下寒武統(tǒng)竹寺組壓后獲得頁巖氣無阻流量10.5×104m3/d，有望獲得商業(yè)突破。結(jié)論認(rèn)為:①深層頁巖復(fù)雜縫難以形成，其壓裂技術(shù)應(yīng)有別于中深層；②所建立的破裂壓力模型可為深層破裂壓力的預(yù)測提供有效手段；③降低施工壓力是確保深層壓裂施工安全的關(guān)鍵之一；④深層頁巖壓裂除了儲層應(yīng)具有良好的物質(zhì)基礎(chǔ)外，增加壓裂裂縫復(fù)雜性與形成高導(dǎo)流裂縫也非常關(guān)鍵。

關(guān)鍵詞四川盆地東南部 頁巖氣 深層 非線性變形 破裂壓力 高導(dǎo)流 分段壓裂 應(yīng)用效果

近年來，通過大量的技術(shù)與資金投入攻關(guān)，國內(nèi)焦石壩、威遠—長寧等地區(qū)志留系龍馬溪組中深層頁巖氣水平井分段壓裂后獲得了具商業(yè)開發(fā)價值的工業(yè)氣流，計劃2015年建產(chǎn)50×108m3。焦石壩深部、丁山、井研犍為等區(qū)塊深層（H垂＞2 800 m）頁巖氣藏含氣面積巨大，資源量豐富，但隨著深度、溫度和地應(yīng)力等儲層條件的變化，其分段壓裂改造面臨著一系列技術(shù)難題需要攻關(guān)[1-6]：①巖石礦物成分變化及深度、溫度升高后，巖石脆塑性與破裂特征發(fā)生變化，裂縫破裂壓力高且很難準(zhǔn)確預(yù)測；②隨著最小地應(yīng)力升高，縫寬變窄，砂液比與加砂規(guī)模提升困難，不易形成高導(dǎo)流能力的裂縫并長期保持導(dǎo)流能力；③地層最大與最小水平地應(yīng)力差絕對值高，誘導(dǎo)應(yīng)力作用距離有限，加之脆性變差，形成復(fù)雜裂縫和獲得大的改造體積難度加大。因此，成功的深層頁巖壓裂，高壓下的安全順利壓裂施工、復(fù)雜體積裂縫的形成以及長期保持較高的導(dǎo)流能力是3個非常重要的節(jié)點。

筆者在深層頁巖壓裂工程特征參數(shù)認(rèn)識的基礎(chǔ)上，建立了基于頁巖非線性變形的破裂壓力預(yù)測模型，研究了降低壓裂施工壓力和提高砂液比、導(dǎo)流能力與改造體積的技術(shù)方法，提出了“預(yù)處理酸+膠液+滑溜水+膠液”混合壓裂施工新模式。現(xiàn)場試驗3口井，其中丁頁2HF井下志留統(tǒng)龍馬溪組壓后初產(chǎn)頁巖氣10.5×104m3/d，取得了地質(zhì)突破；金頁1HF井下寒武笻竹寺組壓后頁巖氣無阻流量達10.5×104m3/d，壓后試采產(chǎn)量比較穩(wěn)定，有望達到商業(yè)性產(chǎn)量，并通過分析評估加深了對深層頁巖氣井壓裂技術(shù)的認(rèn)識。

1 四川盆地東南部深層頁巖的壓裂工程特征

丁頁2HF井、南頁1HF井和金頁1HF井分屬于四川盆地東南部丁山、南川和井研犍為區(qū)塊的頁巖氣水平井，目的層為下志留統(tǒng)龍馬溪組和下寒武統(tǒng)笻竹寺組，3口井目的儲層埋藏較深（丁頁2HF井垂深4 417 m、南頁1HF井垂深4 627 m、金頁1HF井垂深3 297.96 m），地層溫度較高，最高達到145 ℃，且水平井段較長（1 034～1 160 m）。前期儲層評價顯示：深層頁巖儲層物性較差，優(yōu)質(zhì)頁巖層段的平均滲透率為0.05～0.29 mD、平均孔隙度為2.92%～5.81%；巖石脆性一般，按照巖石脆性礦物計算的脆性指數(shù)為47%～49%，可壓性指數(shù)為21%～38%。利用測井?dāng)?shù)據(jù)解釋得到的丁頁2HF井、南頁1HF井最小地應(yīng)力分別為105～109 MPa 和100～107 MPa，最大與最小地應(yīng)力差異分別為23～28 MPa和22～25 MPa；金頁1HF水平應(yīng)力差異為12.3～17.3 MPa。常規(guī)的應(yīng)力應(yīng)變試驗往往不考慮圍壓和溫度條件，這不可避免對試驗結(jié)果產(chǎn)生影響。因此，對丁頁2HF井巖心進行了不同閉合壓力和溫度下的破裂試驗，其結(jié)果如圖1、圖2所示。在低閉合壓力時，裂縫呈現(xiàn)線性破裂特征，當(dāng)閉合壓力增大，頁巖應(yīng)力應(yīng)變關(guān)系的非線性特征越來越明顯。低溫時，到達峰值壓力時，頁巖瞬間破壞，顯現(xiàn)劈裂多縫特征;在高溫條件下，達到峰值壓力前的塑性變形持續(xù)顯現(xiàn)，剪切縫破壞特征顯著。因此，在對深層頁巖氣井進行壓裂設(shè)計時必須考慮頁巖的非線性變形特征。

圖1 頁巖巖心在不同圍壓下的應(yīng)力應(yīng)變試驗圖

圖2 頁巖巖心在不同溫度下的應(yīng)力應(yīng)變試驗圖

2 深層頁巖壓裂技術(shù)

深層頁巖因埋深、溫度、脆性、巖石力學(xué)特性以及應(yīng)力大小及差異的特殊性，壓裂施工時井口破裂壓力很高,介于95～115 MPa，施工壓力也在100 MPa左右。因此，如何準(zhǔn)確預(yù)測破裂壓力、降低施工壓力，并進一步提高裂縫導(dǎo)流能力及有效改造體積，是深層頁巖氣水平井壓裂亟須解決的難題[7-10]。筆者開展了破裂壓力模型建立與預(yù)測、降低施工壓力綜合方法、高應(yīng)力差條件下提高改造體積技術(shù)方法、高閉合壓力下提高導(dǎo)流能力技術(shù)方法以及提高施工砂液比技術(shù)等研究，初步形成了深層頁巖氣水平井的壓裂工藝技術(shù)。

2.1 破裂壓力模型建立與預(yù)測

破裂壓力是壓裂施工排量、砂液比等施工參數(shù)優(yōu)化的基礎(chǔ)，也是現(xiàn)場完井管柱強度、壓裂車組功率、壓裂井口和地面管匯準(zhǔn)備的前提。因深層頁巖施工壓力高，如果破裂壓力預(yù)測不準(zhǔn)，則會帶來施工排量達不到設(shè)計要求、壓裂施工安全壓力窗口小、甚至無法完成壓裂施工等一系列問題。前述研究表明，頁巖在高溫高壓下非線性破裂特征明顯。因此，要實現(xiàn)深層頁巖破裂壓力的準(zhǔn)確預(yù)測，需考慮頁巖非線性變形的影響。

2.1.1 頁巖非線性本構(gòu)模型的建立

筆者采用Duncan模型表征深層頁巖的非線性特征，該模型是一種建立在增量廣義虎克定律基礎(chǔ)上的非線性彈性模型，可反映應(yīng)力—應(yīng)變關(guān)系的非線性，模型參數(shù)只有8個，物理意義明確，可通過靜三軸試驗全部確定。任一應(yīng)力(σ1，σ3)時的切線模量和泊松比的Duncan計算公式為：

式中Et為切線彈性模量，MPa；pa為大氣壓，MPa；K、n、φ、c、Rf分別為材料常數(shù)；σ1為最小主應(yīng)力，MPa；σ3為圍壓，MPa；vt為切線泊松比；G、F、D分別為試驗常數(shù)。

以丁頁2HF井巖心巖石力學(xué)測試數(shù)據(jù)為例，擬合得到8個參數(shù)值如下：K=2 957.331 4；n=0.823 3；φ=33.44 °；c=32.33 MPa；Rf=0.8；G=-0.255 9；F=0.183 2；D=69.058。將其代入Et、νt計算公式（1）與（2）中，可以得到任一應(yīng)力(σ1，σ3)時的彈性模量和泊松比。以切線彈性模量擬合結(jié)果為例，Duncan模型擬合曲線與試驗曲線對比如圖3所示，擬合曲線形態(tài)大致與試驗曲線吻合；擬合曲線與試驗曲線在應(yīng)變方向上有“偏移”，這主要是由于井底巖心多存在水平裂縫，在做抗壓試驗時，巖樣在正式承受軸壓之前會發(fā)生一段軸向應(yīng)變用于閉合孔隙，從而造成試驗曲線的“偏移”。

圖3 Duncan模型擬合曲線與試驗曲線對比圖

2.1.2 破裂壓力預(yù)測有限元模型的建立

頁巖氣一般采用套管完井再進行射孔，引起地層巖石破裂的作用力主要分為兩部分：①直接作用在射孔內(nèi)巖石壁面的流體壓力；②井筒內(nèi)液柱的壓力作用在套管上，并經(jīng)由水泥環(huán)傳至地層巖石上的作用力。因此，考慮頁巖橫觀各向同性的力學(xué)特征以及壓裂液滲濾的影響，構(gòu)建了水平井分簇射孔孔眼井周應(yīng)力分布的有限元模型。為了提高計算效率及準(zhǔn)確性，對模型做如下假設(shè)：①在起裂前射孔和井筒內(nèi)的流體是接近靜止?fàn)顟B(tài)的，因此可以在井筒和射孔孔壁上施加均布載荷來代替液壓；②井筒、水泥環(huán)和地層之間完好膠結(jié)，不考慮他們之間的相對滑移變形；③考慮了壓裂液滲濾對破裂壓力的影響；④巖石滿足最大拉應(yīng)力準(zhǔn)則，當(dāng)最大拉應(yīng)力超過巖石的抗張強度時，巖石受拉破壞，裂縫起裂。

頁巖非線性本構(gòu)模型的建立需選取合適的彈性模型和塑性模型，其中彈性模型選取各向異性模型，塑性模型采用擴展的Drucker-Prager模型。以井筒以及射孔孔眼內(nèi)壁單元上施加壓裂液壓力和孔隙壓力的面載荷來模擬壓裂液動態(tài)加壓過程，隨著注入壓裂液壓力逐漸增大，直至最大主應(yīng)力達到地層巖石的抗拉強度時巖石發(fā)生破裂，此時的壓裂液壓力為地層起裂壓力。為保證模型的計算精度，采用六面體單元進行網(wǎng)格劃分，并在井周和射孔簇部位進行網(wǎng)格加密。

利用該模型計算的丁頁2HF的井底破裂壓力為125.20 MPa，折合到地面泵壓約為97.18 MPa，較采用線彈性模型計算結(jié)果增加了近10 MPa，與該井的實際破裂壓力94 MPa基本一致。計算結(jié)果同時亦驗證了模型的準(zhǔn)確性。

2.2 降低施工壓力綜合方法

深層頁巖因埋藏深、管路摩阻大、施工壓力高，欲安全完成壓裂施工任務(wù)，除要求低摩阻的壓裂液體系外，還需要其他措施來降低施工壓力，增加壓力窗口，盡可能增加現(xiàn)場調(diào)整余地[11]。

2.2.1 稀土酸預(yù)處理

頁巖壓裂一般要進行鹽酸預(yù)處理以降低破裂壓力和施工壓力，降壓幅度約為6.0 MPa，而深層頁巖的施工壓力高，要大幅度降低施工壓力，研究了15% HCl+1.5% HF稀土酸對降壓的適應(yīng)性。南頁1HF井現(xiàn)場應(yīng)用表明，稀土酸平均降壓可以達到15 MPa(圖4)。

圖4 南頁1HF井稀土酸處理后降壓結(jié)果圖

2.2.2 射孔參數(shù)優(yōu)化

壓裂過程中的射孔孔眼摩阻也是影響壓裂施工壓力的重要因素之一，除施工排量外，孔密和孔徑等射孔參數(shù)直接影響孔眼摩阻的大小。即

式中?ppf為孔眼摩阻，MPa；Q為泵排量，m3/min；ρs為壓裂液密度，kg/m3；Den為射孔密度，孔/m；h為施工層段有效打開厚度，m；Dp為孔眼直徑，m；Cp為排出系數(shù)。

由式（3）可見:在低排量下，孔密對孔眼摩阻的影響相對較小；在高排量下，它對孔眼摩阻的提高作用非常明顯。在12 m3/min排量下，14孔/m的孔眼摩阻達到21 MPa，當(dāng)孔密為20孔/m時孔眼摩阻可降低51%。

射孔直徑對孔眼摩阻影響的變化特征與孔密相似，低排量下，孔徑對孔眼摩阻的影響相對較小，隨排量提高，影響逐步增大。在12 m3/min排量下，孔徑從10 mm提高到12 mm，孔眼摩阻降低8.3 MPa，當(dāng)孔眼直徑超過12 mm后，孔眼摩阻降低的幅度下降(圖5)。

綜合深層頁巖現(xiàn)場施工排量、孔密、孔徑與孔眼摩阻的關(guān)系以及射孔槍彈的性能，優(yōu)化得到射孔孔密為20孔/m，孔徑12 mm以上，可使孔眼摩阻較常規(guī)射孔降低6 MPa以上。

圖5 孔密和孔眼直徑對孔眼摩阻的影響圖

2.3 高應(yīng)力差條件下體積壓裂技術(shù)

在一個壓裂層段內(nèi)盡量形成多個主裂縫與分支縫相互交錯的復(fù)雜裂縫系統(tǒng)，以獲得較大的改造體積是頁巖氣壓裂追求的目標(biāo)之一。利用壓裂縫產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力來克服兩向應(yīng)力的差異使裂縫轉(zhuǎn)向或開啟天然裂縫是形成復(fù)雜裂縫的主要技術(shù)途徑[12-14]。將原地應(yīng)力和誘導(dǎo)應(yīng)力進行疊加，則裂縫在原最大水平主應(yīng)力方向上的應(yīng)力可能會小于等于原最小水平主應(yīng)力方向上的應(yīng)力，即σx-σy≥σH-σh，當(dāng)滿足上面條件時，分支裂縫就會發(fā)生轉(zhuǎn)向，偏離原來的延伸路徑，沿著平行于水平井筒的方向延伸，當(dāng)距離主裂縫一定長度之后，分支裂縫又回到原來的延伸方向上。研究表明，頁巖壓裂施工的凈壓力一般在15 MPa以下，壓裂產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力小于15 MPa，對于兩向應(yīng)力差比較小的儲層，利用壓裂誘導(dǎo)應(yīng)力形成轉(zhuǎn)向縫或開啟天然裂縫是可行的。而對于兩向應(yīng)力差比較大（大于15 MPa）的深層頁巖儲層，很難產(chǎn)生如此高的誘導(dǎo)應(yīng)力來克服兩向應(yīng)力差異(圖6)。因此，對于深層頁巖的簇射孔要從增加壓開多條裂縫的概率、減少孔眼摩阻及施工總排量可滿足單孔排量的要求來優(yōu)化射孔簇數(shù)、提高改造體積。按孔密為20孔/m、每簇射開0.5 m計算，則射孔簇數(shù)可為5～6簇。另外，為提高射孔簇的壓開程度，可采取縫口暫堵的辦法。

圖6 凈壓力與裂縫間距離對誘導(dǎo)應(yīng)力大小的影響圖

2.4 高閉合壓力下提高導(dǎo)流能力技術(shù)方法

裂縫導(dǎo)流能力是影響壓后效果的重要因素之一，目前的深層頁巖閉合壓力梯度約為0.023 MPa/m，對于3 500～4 500 m的井地層閉合壓力為80.5～103.5 MPa，在如此高的閉合壓力下，70/140目陶粒支撐劑基本沒有導(dǎo)流能力(圖7)。因此，要大量使用40/70目以上的高強度陶粒。此外，段塞式加砂方式對于閉合壓力相對低、壓裂裂縫復(fù)雜程度相對高的儲層是合適的[15]，因剪切裂縫或網(wǎng)絡(luò)裂縫導(dǎo)流能力容易保持，比如焦石壩頁巖。而對于裂縫復(fù)雜程度不高的深層頁巖，支撐劑在高閉合壓力下易破碎，段塞式加砂方式會導(dǎo)致裂縫導(dǎo)流能力大幅度降低。為此，在條件允許的情況下盡可能采用連續(xù)加砂方式。綜上所述，高閉合壓力地層要獲得相對的高導(dǎo)流裂縫，除了要使用高導(dǎo)流能力的支撐劑外，盡可能采用連續(xù)加砂方式。

圖7 不同粒徑支撐劑在不同閉合壓力下的導(dǎo)流能力圖

2.5 提高砂液比技術(shù)

深層頁巖壓裂提高砂液比面臨比較大的難題，原因在于深層頁巖埋藏深、最小主應(yīng)力高，裂縫寬度隨地應(yīng)力增大而變小，高砂液比進入裂縫比較困難[16]。要提高裂縫寬度又不可避免要使用高黏度壓裂液和提高施工排量，但高黏度液體不利于復(fù)雜裂縫的形成，排量太高增加管路摩阻也要導(dǎo)致施工壓力大幅提升。研究表明，前置膠液對提高裂縫寬度有利，當(dāng)膠液黏度從5 mPa·s提高到90 mPa·s時，裂縫寬度可以增加0.3 mm；前置膠液用量達到200 m3，裂縫寬度可以增加0.4 mm。當(dāng)排量達到12 m3/ min后，排量對縫寬的影響程度降低，施工排量對縫寬的影響總體上不如壓裂液黏度和膠液用量敏感。為此，要提高砂液比，關(guān)鍵在于壓裂液的黏度和膠液的用量，因此深層頁巖壓裂液的組合模式為膠液+滑溜水+膠液。

3 現(xiàn)場試驗與認(rèn)識

3.1 現(xiàn)場壓裂施工簡況

應(yīng)用前述研究成果，現(xiàn)場進行了3口井的壓裂試驗，壓裂施工總體取得成功，具體情況如下。

3.1.1 丁頁2HF井

該井于2013年10月16日開始壓裂施工，壓裂段數(shù)12段，段間距在60～120 m，每段射孔2簇，15%HCl預(yù)處理，施工排量12～13 m3/min，單段注入液量1 007～2 780 m3，總液量29 521 m3，采用段塞加砂方式，單段加砂量為22～34 m3，總砂量319 m3，平均砂比為1.1%，支撐劑為100目粉陶和40/70目覆膜陶粒，施工壓力為85～95 MPa。

3.1.2 南頁1HF井

該井于2014年3月23日開始壓裂施工，壓裂段數(shù)15段，段間距為64～99 m，每段射孔2簇，前期采用了15%HCl+1.5%HF進行預(yù)處理，施工排量為12～14 m3/min，單段注入液量為2 400～3 600 m3，注入總液量為46 366 m3，單段加砂量為28～73 m3，平均為50 m3，總共加砂756 m3，平均砂比1.6%，采用長段塞方式加砂，支撐劑為100目粉陶和40/70目覆膜陶粒為主，施工壓力85～113 MPa。

3.1.3 金頁1HF井

該井于2014年11月13日開始壓裂施工，分15段壓裂，段間距為62～97 m，每段射孔2～3簇，15%HCl預(yù)處理。施工排量10～18 m3/min，總液量26 528 m3，平均單段液量1 768 m3，總加砂量1 114 m3，平均單段砂量74 m3，平均砂液比4.2%，施工壓力70～90 MPa。

3.2 壓后效果

丁頁2HF井初產(chǎn)10.5×104m3/d，初期穩(wěn)產(chǎn)4.5×104m3/d，目前產(chǎn)氣2.3×104m3/d左右，產(chǎn)量遞減較快，當(dāng)前油壓8.1 MPa，日產(chǎn)液30 m3，累產(chǎn)液8 156 m3，返排率達到26.4%。南頁1HF井初產(chǎn)1 200 m3/d，截至2014年5月19日，日產(chǎn)氣800 m3左右，套壓2 MPa，日產(chǎn)液180 m3，累產(chǎn)液10 419 m3，返排率達到22.5%。金頁1HF井壓后無阻流量10.5×104m3/d，穩(wěn)定產(chǎn)氣量4.0×104~5.0×104m3/d，截至2015年4月15日，已穩(wěn)定生產(chǎn)超過4個月，井口壓力22.1 MPa，顯示了良好的穩(wěn)產(chǎn)效果，目前正進一步試采。壓后效果表明：丁頁2HF井取得了地質(zhì)突破，金頁1HF 井有望獲得商業(yè)突破。

3.3 認(rèn)識

通過壓裂施工壓力以及壓后效果與儲層自身條件的綜合對比分析，可以得到如下認(rèn)識：

1）深層頁巖壓裂施工壓力高且變化大，砂比難以提升、用液量大、施工難度大。

2）合理的液體組合和高黏液體的使用有利于提高施工砂液比。通過液體的組合應(yīng)用，使施工砂液比逐步提高，從丁頁2HF井的1.1%提高到了金頁1HF井的4.2%。

3）高應(yīng)力差不利于提高裂縫復(fù)雜性。丁頁2HF和南頁1HF井最大與最小主應(yīng)力差在20 MPa以上，壓裂施工曲線G函數(shù)分析表明，裂縫復(fù)雜性程度不高。而金頁IHF井復(fù)雜裂縫特征顯示明顯。

4）良好的物質(zhì)基礎(chǔ)是產(chǎn)量的保證。金頁1HF井含氣性好，脆性指數(shù)高，層理縫非常發(fā)育，是壓后獲得產(chǎn)量突破的關(guān)鍵。

5）高導(dǎo)流的裂縫和大的改造體積是高產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)的有效手段。采用的增加高黏壓裂液量、增大加砂規(guī)模、提高平均砂液比及提高裂縫復(fù)雜性等技術(shù),大大提高了裂縫導(dǎo)流能力和改造體積，使深層頁巖氣高產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)有了技術(shù)上的保障。金頁1HF井高黏液體使用比例在45%以上，單段加砂規(guī)模達到74 m3，平均砂液比4.2%，復(fù)雜裂縫形成比較明顯，改造體積約2 900×104m3，導(dǎo)流能力1.8～3.0 D·cm，基本達到中深層的改造水平，壓后穩(wěn)產(chǎn)4.0×104～5.0×104m3/d，效果良好。

4 結(jié)論與建議

1）深層頁巖具有非線性破裂特征，最大與最小應(yīng)力差值大，復(fù)雜縫難以形成，壓裂技術(shù)必須有別于中深層。

2）建立的基于非線性本構(gòu)模型的破裂壓力模型與實際破裂壓力符合率高，可為深層頁巖的破裂壓力預(yù)測提供有效手段。

3）深層頁巖降低施工壓力是確保安全施工的關(guān)鍵之一，稀土酸預(yù)處理、大孔徑射孔和多段塞打磨是降低施工壓力的有效手段。

4）深層頁巖的突破，良好的物質(zhì)基礎(chǔ)是關(guān)鍵，高導(dǎo)流壓裂和體積改造是抓手。對于深層頁巖，宜采用多簇數(shù)大孔徑射孔、前置高黏壓裂液、高導(dǎo)流能力支撐劑與大規(guī)模連續(xù)加砂技術(shù)等。

5）國內(nèi)各個深層頁巖氣區(qū)塊地質(zhì)條件較為復(fù)雜且各有差異，絕不能采用同一壓裂工藝模式，因此，需依據(jù)不同區(qū)塊的儲層特點，深入攻關(guān)不同完井壓裂方式、壓裂流體組合及高導(dǎo)流體積壓裂技術(shù)等針對性工藝技術(shù)。

參 考 文 獻

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Breakthrough in staged fracturing technology for deep shale gas reservoirs in SE Sichuan Basin and its implications

Zeng Yijin, Chen Zuo, Bian Xiaobing
(Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101, China)
NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 1，pp.61-67， 1/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:In the Southeastern Sichuan Basin, the deep shale reservoirs (with vertical depth over 2800 m) are complicated and diverse in reservoir mineral compositions and pore structural characteristics, with the obvious rock plasticity and nonlinear fracturing features and the high absolute difference between maximum and minimum principal stresses, due to the effect of geological setting and diagenesis. Consequently, staged fracturing operations often suffer from high fracturing pressure and propagating pressure, small fracture width, low sand-fluid ratio and fracture conductivity and difficult formation of volume fractures, which seriously influence the post-fracturing shale gas productivity. In this paper, a new combined fracturing mode (pretreatment acid + gelled fluid + slickwater + gelled fluid) and its supporting technologies were developed after a series of analysis and studies on deep rocks in terms of mechanical property, earth stress characteristics, fracturing characteristics and fracture morphology characteristics. Field application shows that geologic breakthrough was realized in Longmaxi Formation of Lower Silurian in Well Dingye 2HF, with absolute open flow (AOF) of 10.5×104m3/d after fracturing. And it was expected to reach commercial breakthrough in Qiongzhusi Formation of Lower Cambrian in Well Jinye 1HF, with AOF of 10.5×104m3/d after fracturing. Finally, the following conclusions are reached. First, it is hard to form complex fractures in deep shale and the fracturing technologies applicable for it should be different from those used in mid-deep zones. Second, the established fracturing pressure model can provide an effective way for deep-zone fracturing pressure prediction. Third, reducing operation pressure is one of the key measures to ensure successful deep-zone fracturing. Fourth, besides good material basis, it is crucial to increase the complexity of induced fractures and generate high-conductivity fractures in order to guarantee successful fracturing in deep shale.

Keywords:SE Sichuan Basin; Shale gas; Deep zone; Nonlinear deformation; Fracturing pressure; High flow conductivity; Staged fracturing; Application effects

(收稿日期2015-09-11 編輯 韓曉渝)

作者簡介：曾義金，1964年生，教授級高級工程師，博士；主要從事石油工程技術(shù)研究工作。地址：(100101)北京市朝陽區(qū)北辰東路8號北辰時代大廈。電話：(010)84988666。ORCID:0000-0001-7260-8021。E-mail:zengyj.sripe@sinopec.com

基金項目：中國石化科技攻關(guān)項目“涪陵區(qū)塊頁巖氣層改造優(yōu)化設(shè)計研究”（編號：P14091）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.01.007