四川盆地及周缘埋深3 500～4 500 m的深层页岩气资源十分丰富，占该区域页岩气总资源量的85%以上。前期采用中深层页岩气压裂技术在南页1HF井、丁页2HF井等深层页岩气井进行了压裂试验探索，取得了一定进展与认识，但未取得商业产量突破^[1]。分析深层页岩的工程地质力学特征可知^[2-4]，深层页岩的层理较为发育，脆性指数多小于55%，最小地应力梯度在0.023 MPa/m以上，水平应力差普遍大于8 MPa，这些力学特性与中深层页岩存在较大差异，因而其人工裂缝的起裂与扩展特性也有别于中深层页岩。张旭、郭印同等人^[5-6]对中深层页岩的裂缝起裂进行了物理模拟研究，对裂缝形态进行了表征，为压裂设计与施工提供了技术支持，而有关深层页岩气裂缝起裂与扩展特性方面的研究却鲜有报道^[7-8]。为此，笔者利用大尺寸岩样，模拟研究了深层页岩气储层的水平应力差、压裂液黏度、排量及缝内暂堵等因素对裂缝起裂方式、起裂压力、裂缝扩展形态和裂缝复杂性的影响，提出了深层页岩气的压裂优化设计方案与施工建议，现场应用后取得了较好的效果。

1.   裂缝起裂与扩展试验设计

裂缝起裂与扩展试验的目的是，依据相似准则，模拟岩石在地层三向应力状态下，泵注不同黏度压裂流体或支撑剂后裂缝起裂的压力和裂缝的形态。根据该试验目的，准备了试验设备和材料，设计了具体的试验方案和步骤。

1.1   试验设备与材料

采用真三轴压裂试验模拟系统进行裂缝起裂与扩展物理模拟试验，该系统由真三轴试验架、MTS伺服增压器、液压稳压源、油水隔离器、平板压裂装置、试验记录装置及其他辅助装置组成，如图1所示。试验岩样由采自川东南地区的露头制作而成，其尺寸为300 mm×300 mm×300 mm。压裂液为黏度3.0 mPa·s的滑溜水和黏度30.0 mPa·s的线性胶，缝内暂堵剂为100目支撑剂。

图  1  真三轴压裂试验模拟系统示意

Figure  1.  Simulation system of triaxial fracturing test

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1.2   试验方案

制定试验方案时，综合考虑深层页岩的水平应力差特性^[9-11]和注入的流体黏度、排量及暂堵材料性能等因素，且试验结果可平行比较。依据目前的认识，垂深超过3 500 m深层页岩的水平应力差在8 MPa以上，压裂施工采用滑溜水和胶液组合。结合这些认识，制定了裂缝起裂与扩展物理模拟试验方案（见表1）。该方案中，水平应力差设计为6，7和9 MPa等3种情况，压裂液选择黏度为3 mPa·s的滑溜水和黏度为30 mPa·s的线性胶，注入排量分别为12，30和40 mL/min，缝内暂堵剂选择100目粉陶，共设计11组试验。

表  1  裂缝起裂与扩展物理模拟试验方案

Table  1.  Physical simulation experiment scheme of fracture initiation and extending

岩心号	水平应力差/ MPa	排量/ （mL·min–1）	液体黏度/ （mPa·s）	备注
1#	6	40	3
2#		40	30
3#	9	40	3
4#		40	30
5#	9	40	3
6#		40	30
7#	6	12	3	100目支撑剂
8#	9	12	3
9#	7	30	3
10#	6	30	3
11#	9	30	30

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1.3   试验步骤

1）将300 mm×300 mm×300 mm岩样置于试验架上，使液压稳压源与之对齐；将试样与液压稳压源贴合，接入压力源管线，然后在液压稳压源上贴上弓形垫铁。

2）在岩样上部放上MTS增压器，连接好压裂源管线，再把垫铁放到其上部位置；通过室内吊车吊起盖子，使其穿过固定钢柱盖于垫铁之上，再用螺母拧紧固定钢柱和盖子，并依次将所有螺母拧紧。

3）配制好滑溜水或线性胶后，将其倒入活塞位于原位置的油水隔离器中，并封存好；把油水隔离器放到置物架上，液压稳压源连接到油水隔离器的尾端，真三轴试验架顶端的MTS增压器与压裂液出口端相连。

4）将液压控制阀x轴、y轴、z轴阀门打开。打开控制器，调节3个阀门的控制器至“送油”项。

5）打开控制计算机和真三轴控制软件，首先确保显示的x，y和z方向压力处于正常值，再自动加载3个方向的压力，当压力值达到预定围压并稳定之后，开始进行泵注试验。

6）打开液压泵，调试好控制仪器后，利用计算机控制排量，并通过控制程序实时监控压力–时间、压力–位移和时间–位移曲线，当观测到压裂液从试样边缘溢出时，通过控制程序停止注入压裂液。

7）试验结束后，控制自动泄压至0.1 MPa左右，拆开真三轴试验架，拆卸试验岩样，沿着压开的水力裂缝敲开岩石，观察裂缝形态（通过示踪剂显示），对其拍照并进行详细记录。

2.   裂缝起裂与扩展试验结果分析

按照上述设计进行了11组试验，得到了水平应力差和压裂液黏度影响水力裂缝形态、缝内暂堵可提高裂缝复杂性、前置液黏度控制起裂压力等3方面的规律性认识。

2.1   水平应力差和液体黏度对裂缝形态的影响

3#、4#、5#、6#和11#岩样的试验结果显示，水平应力差为9 MPa条件下，主要出现横切缝、层理缝及台阶状裂缝等3种裂缝形态。在相同排量条件下，当注入黏度为30 mPa·s的线性胶时，水力裂缝沿最大主应力方位起裂，起裂压力较低，形成了横切裂缝。其中，4#岩样的破裂后形态和破裂压力曲线如图2所示。

图  2  4#岩样的破裂后形态和破裂压力曲线

Figure  2.  Post-frac geometry and fracture pressure curve of rock sample 4#

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当注入黏度为3 mPa·s的滑溜水时，压裂液首先向井筒周围层理面大量渗滤，憋起高压后层理面瞬间完全开启，起裂压力较高，形成单一的层理缝。其中，3#岩样的破裂后形态和破裂压力曲线如图3所示。

图  3  3#岩样的破裂后形态和破裂压力曲线

Figure  3.  Post-frac geometry and fracture pressure curve of rock sample #3

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6#岩样水平层理发育，近井筒附近有一条大开度的天然裂缝，当注入黏度为30 mPa·s的压裂液时，水力裂缝沿最大水平主应力方向起裂并扩展，在水平方向内遇大开度天然裂缝发生转向，在纵向上沟通层理，压裂液沿层理滤失，引起层理面剪切滑移，水力裂缝发生局部转向，裂缝形态呈台阶状，其破裂后形态和破裂压力曲线如图4所示。

图  4  6#岩样的破裂后形态和破裂压力曲线

Figure  4.  Post-frac geometry and fracture pressure curve of rock sample #6

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综上所述，当水平应力差达到9 MPa时，无论注入滑溜水还是线性胶，其裂缝形态均相对单一。

2.2   缝内暂堵对裂缝复杂性的影响

针对高应力差条件下裂缝形态相对单一的现象，用8#岩样模拟水平应力差为9 MPa时的起裂情况。先采用黏度为3 mPa·s的滑溜水进行压裂，裂缝沿最大水平主应力方向张开，停泵泄压，再向井筒注入3 mL粒径为100目的暂堵支撑剂进行二次压裂。第二次压裂过程中，支撑剂几乎全部堆积于井筒底部，造成二次憋压，近井筒附近沿层理面方向形成3条次生缝，其中2条次生缝交汇形成1条层理缝并完全张开，沿层理扩展过程中在地应力作用下裂缝分叉形成第二条横切缝；第三条近井筒沿平行层理开启的次级缝在地应力作用下逐渐转向，最终与第二条横切缝交汇。支撑剂主要堆积在井筒内，少量沿主裂缝缝长方向线性运移，运移距离为5 cm。这说明暂堵剂憋压可使裂缝转向产生次生裂缝，提高裂缝复杂程度（8#岩样的裂缝形态如图5所示），也表明深层页岩气压裂施工压力若具备压力窗口，可以实施缝内暂堵，以提高裂缝的复杂性。

图  5  8#岩样暂堵压裂后的裂缝形态

Figure  5.  Fracture geometry in rock sample #8 after temporary blocking and fracturing

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2.3   前置液体黏度对起裂压力的影响

对比层理胶结强弱和不同压裂液黏度对起裂压力的影响可知：层理胶结较弱时，如前置低黏滑溜水，滑溜水将向井筒周围层理面大量渗滤，容易在近井筒沿层理起裂延伸并憋起高压，导致超压使试验失败；若前置中黏压裂液，压裂液向层理面滤失减少，容易沿最大主应力方向起裂，并多次出现裂缝破裂。11#岩样前置中黏胶液的泵压曲线如图6所示。从图6可以看出，曲线上没有出现快速憋起高压现象，而是出现了多个破裂点，破裂压力较3#岩样降低了约20%，说明胶液黏度起到了降低向层理中滤失、促使地层多次破裂的作用。因此，在深层页岩气压裂施工初始阶段前置中黏压裂液体，可防止在压裂早期憋压，使地层多次破裂，从而降低施工压力，保证施工安全。

图  6  11#岩样试验中的泵压曲线

Figure  6.  Pump pressure curve of rock sample #11 during test

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2.4   试验结论

综合上述试验结果可知，深层页岩的起裂与扩展受层理胶结强度、水平应力差大小、注入压裂液黏度及是否暂堵等诸多因素影响。在水平应力差为9 MPa条件下，当岩样层理不发育或者层理胶结较高时，易穿透层理形成单一横切缝；当近井筒层理发育且层理胶结强度较弱时，主裂缝易沿层理面起裂并扩展；在层理胶结适中条件下，主裂缝扩展过程中压裂液易沿层理滤失，层理面发生剪切滑移，在缝高上呈台阶状。深层页岩压裂裂缝的典型形态如图7所示。

图  7  深层页岩压裂裂缝的典型形态

Figure  7.  Typical geometry of hydraulic fracture in deep shale

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裂缝起裂与扩展物理模拟试验结果表明，深层页岩压裂裂缝的形态相对单一，压裂优化设计应重点考虑层理胶结强弱、水平应力差、注入液体黏度组合和施工压力窗口等因素，来降低裂缝起裂压力，以增加裂缝复杂程度、增大改造体积和提高改造效果。

3.   压裂优化设计

根据深层页岩气储层的工程地质特征，结合深层页岩裂缝起裂与扩展特性的物理模拟研究成果，对其水力压裂设计方案进行了优化。

1）密分段、短簇距射孔。深层页岩水平应力差在8 MPa以上，裂缝转向距离短，将段间距从30～35 m缩短至15～20 m，簇间距缩短至10～15 m，进行密切割井筒压裂，以获得较大的改造体积。

2）组合用压裂液，前置中黏压裂液。物理模拟试验表明，对于层理发育、胶结较弱的深层页岩，低黏前置液容易使裂缝在近井筒沿层理张开，憋压或加砂困难，导致施工失败或加砂量达不到设计要求。深层页岩压裂时，前置中高黏胶液，并采用“前置胶液+低黏滑溜水+中黏滑溜水+胶液”的液体组合，以实现多个尺度裂缝的张开，使裂缝系统复杂化。

3）变排量施工。采用前置液阶段、加砂阶段施工排量逐步提升的变排量注液方式，以控制早期缝高过度延伸，逐步增大缝内净压力，提高裂缝的复杂程度，并使排量调整留有余地。

4）缝内暂堵。深层页岩水平应力差大，仅依靠排量产生的缝内净压力有限，在施工车组、压裂井口、地面管汇和套管等均满足缝内暂堵要求的情况下，实施缝内暂堵压裂，大幅提升缝内净压力，以克服水平应力差，强制产生转向裂缝，尽可能提高裂缝系统的复杂程度。

5）微支撑剂充填。采用100目或更小的微支撑剂充填分支缝或微小裂缝，用量提高到20%以上。

6）综合采用严格控制砂比和长段塞长度、滑溜水加砂阶段胶液段塞扫砂、延长隔离胶液和降低砂堤平衡高度等手段，防止缝内脱砂，提高加砂规模和施工成功率。

4.   现场试验

X1井和X2井为川东南地区的2口深层页岩气井，井深分别为5 322和5 685 m，B靶点垂深分别为4 096和4 145 m，水平井段长度分别为1 103和1 520 m，水平段主要穿行在优质页岩段，2口井的地应力差均大于12 MPa。为了提高水力压裂效果，根据物理模拟试验和压裂设计优化结果，对2口井的水力压裂设计方案进行了优化。X1井设计压裂17段，每段射孔2～4簇，总簇数为52簇，每簇长度0.75～2.00 m；采用ϕ89 mm射孔枪射孔，孔密为16孔/m，相位60°，单段总孔数48～64孔；设计最优裂缝半长270～290 m，单段压裂液量1 900～2 000 m³，支撑剂63～72 m³，综合砂比3.5%～4.0%，施工排量12～17 m³/min，单段前置胶液150～240 m³，70/140目粉陶15～20 m³。X2井设计压裂20段，每段射孔2～3簇，每簇长度1.00～2.00 m；采用ϕ89 mm射孔枪射孔，孔密16孔/m，相位60°，总孔数48～64孔；设计最优裂缝半长290～300 m，单段压裂液量2 100～2 300 m³，支撑剂70～80 m³，综合砂比3.5%～4.0%，施工排量13～18 m³/min，单段前置胶液150 m³，70/140目粉陶20～25 m³。

2口井基本按设计方案完成了压裂施工，施工排量15～18 m³/min，施工压力83～108 MPa，施工成功率100%，实际加砂量分别为1 210和1 575 m³，用液量为42 084和51 920 m³，加砂和用液符合率95.0%以上，平均砂液比3.5%～4.0%，压裂后平均无阻流量达到了20.1×10⁴ m³/d，主要施工参数和改造效果见表2。

表  2  川东南地区2口深层页岩气井压裂施工参数与压裂改造效果

Table  2.  Parameters and effect of fracturing job of 2 deep shale gas wells in the southeast Sichuan

井号	垂深/m	斜深/m	水平段长/m	簇间距/m	压裂段数	单段砂量/m3	粉陶比例，%	排量/（m3·min–1）	无阻流量/（104 m3·d–1）
X1	4 096	5 322	1 103	21.70	17	71.2	20.8	15～17	22.0
X2	4 145	5 685	1 520	22.50	20	78.7	19.4	15～18	18.2

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X1 井和 X2 井由于采用了短簇距射孔、前置胶液造缝、变排量施工、大比例粉陶充填等压裂方案，压裂施工曲线上均没有出现早期憋压现象，说明前置胶液起到了降低近井滤失量的作用，避免了沿层理起裂的情况发生。同时，前置液阶段的压裂施工曲线还显示出有多个裂缝破裂点。X1井第8段压裂施工曲线为典型压裂施工曲线，如图8所示。

图  8  X1井第8段压裂施工曲线

Figure  8.  Fracturing curve in the eighth fracturing stage of Well X1

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通过短簇距射孔、“低黏滑溜水+中黏滑溜水+胶液”的液体组合和变排量施工等综合措施，提高了压裂裂缝系统的复杂性。采用G函数法^[12-13]分析了多裂缝特性。例如，具有代表性的X1井第8段，其压裂施工G函数分析曲线如图9所示（图9的相关参数：泵送时间189.51 min，裂缝闭合时间196.44 min，裂缝闭合时间与泵送时间间隔6.93 min，应力梯度2.54 MPa/100m，地面瞬时停泵压力64.60 MPa，地面裂缝闭合压力62.95 MPa，井底瞬时停泵压力104.14 MPa，井底裂缝闭合压力102.49 MPa；图9中的标志点：p_s为瞬时停泵压力点，t_c为裂缝闭合时间点）。分析发现，在各压裂段施工数据的G函数分析曲线上，均有多个明显的裂缝闭合特征。X1井和X2井37段中，复杂裂缝的占比达到80%以上。拟合得到平均单段改造体积为158×10⁴ m³。依据压裂施工数据和曲线，利用裂缝模拟软件，反演得到了2口井的缝长、带宽、裂缝高度等参数，计算的改造体积分别达到了2 800×10⁴和3 000×10⁴ m³。

图  9  X1井第8段压裂施工G函数分析曲线

Figure  9.  G-function analysis curve of the eighth fracturing stage of Well X1

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X1井和X2井压裂后的平均无阻流量达到20.1×10⁴ m³/d，实现了川东南地区垂深超过4 000 m深层页岩气产量的重要突破，相比于同区块前期压裂的井，无阻流量提高了约2倍^[14]。这2口井压裂的成功实施，可为我国深层页岩气的勘探开发提供重要的借鉴与参考。

5.   结论与建议

1）大尺寸岩样裂缝起裂与扩展物理模拟试验结果表明，层理胶结强弱、水平应力差大小、前置液黏度以及是否采用缝内暂堵措施等，是影响深层页岩裂缝起裂压力大小、扩展形态和裂缝复杂性的主控因素。

2）密分段、短簇距射孔，前置中黏压裂液、组合使用压裂液，控制长段塞长度，逐步升排量施工，大比例微小支撑剂充填等技术措施，应用于深层页岩气地层压裂，有利于避免早期憋压，提高加砂规模、增加裂缝复杂性、增大改造体积和提高压裂效果。

3）我国深层页岩气资源丰富，各个区域的地质构造特征和力学特性有相同点，亦有差异性。X1井、X2井虽然取得了深层页岩气大规模压裂施工成功和产量突破，但压裂改造技术不能完全复制，不同区块的压裂主体工艺和技术要依据储层差异性进行再优化或调整。