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天然气勘探与开发

天然气勘探与开发 >

2025 , Vol. 48 >Issue 2: 92 - 102

DOI: https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2025.02.009

油气田开发

川南泸州区块深层页岩气井压裂参数优化

  • 姚志广 , 1, 2 ,
  • 邵莎睿 1, 2 ,
  • 黄永智 1, 2 ,
  • 杜雨柔 1, 2 ,
  • 董研 1, 2 ,
  • 徐颖洁 1, 2
展开
  • 1.中国石油西南油气田公司页岩气研究院 四川成都 610051
  • 2.页岩气评价与开采四川省重点实验室 四川成都 610051

姚志广，男，1996年生，工程师，硕士；主要从事非常规油气储层改造理论及技术等方面的研究工作。地址：（610051）四川省成都市成华区建设北路一段83号。E-mail:

Copy editor: 舒锦

收稿日期: 2024-04-02

  修回日期: 2024-08-26

  网络出版日期: 2025-04-30

基金资助

中国石油西南油气田公司科研项目(20230302-12)

收起

Optimization of fracturing parameters for deep shale gas wells in Luzhou block, southern Sichuan Basin

  • YAO Zhiguang , 1, 2 ,
  • SHAO Sharui 1, 2 ,
  • HUANG Yongzhi 1, 2 ,
  • DU Yurou 1, 2 ,
  • DONG Yan 1, 2 ,
  • XU Yingjie 1, 2
Expand
  • 1. Shale Gas Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China
  • 2. Key Laboratory of Shale Gas Evaluation and Exploitation of Sichuan Province, Chengdu, Sichuan 610051, China

Received date: 2024-04-02

  Revised date: 2024-08-26

  Online published: 2025-04-30

Fold

摘要

为了解决现有压裂技术在四川盆地南部泸州区块（天然裂缝发育异常、地质—工程条件复杂）深层页岩气开发中适应性欠佳的问题，建立储层三维模型，以井控储量充分动用为目标，分析压裂缝网几何形态参数需求，并在精细划分天然裂缝模式的基础上，构建基质模型与天然裂缝模型，进而利用水力压裂数值模拟技术，对分段簇数、施工排量、用液强度等关键压裂参数进行优化。研究结果表明：①将泸州区块天然裂缝划分为网状缝、单向缝（单向缝进一步分为大角度缝、小角度缝、平行近距离缝、平行远距离缝）等两大类型共计5种模式，通过数值模拟优化压裂参数，形成了针对两大类型天然裂缝模式的压裂参数优化结果；②推广应用优化成果，现场试验井在压裂施工期间未发生井下复杂情况，压裂后该井EUR（Estimated Ultimate Recovery，最终可采储量，作变量时写作EUR）高于井区平均水平，应用取得成功。结论认为，所形成的针对不同天然裂缝模式的压裂参数优化结果，有效指导了泸州区块深层页岩气井的压裂设计方案优化，为研究区及类似区块的深层页岩气开发提供了压裂参数设计方面的技术保障。

关键词： 四川盆地南部; 泸州区块; 深层页岩气; 压裂模拟; 压裂缝网; 参数优化; 矿场应用

本文引用格式

姚志广 , 邵莎睿 , 黄永智 , 杜雨柔 , 董研 , 徐颖洁 . 川南泸州区块深层页岩气井压裂参数优化[J]. 天然气勘探与开发, 2025 , 48(2) : 92 -102 . DOI: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2025.02.009

Abstract

The existing fracturing technologies are not very adaptable to the deep shale gas development in the Luzhou block of southern Sichuan Basin, where the development of natural fractures is abnormal and the geological-engineering conditions are complex. To solve this problem, a 3D reservoir model was established to analyze the requirements for the geometric parameters of hydraulic fracture network with the goal of fully producing well-controlled reserves. Then, matrix model and natural fracture model were constructed based on the fine division of natural fracture patterns. Finally, the key fracturing parameters such as cluster number per stage, flow rate, and fracturing fluid intensity were optimized by using the hydraulic fracturing numerical simulation technology. The results show that the natural fractures in the Luzhou block are divided into two types (network fracture and unidirectional fracture), and the latter is subdivided into four patterns (high-angle fracture, low-angle fracture, parallel proximal fracture, and parallel distal fracture). The fracturing parameters for the two fracture types are optimized by using the numerical simulation. The results have been successfully applied to the test well on site, indicating that no downhole complexity occurred during the fracturing operation, and the estimated ultimate recovery (EUR) after fracturing is higher than the average of the well area. It is concluded that the optimized fracturing parameters for different natural fracture types effectively guide the optimization of fracturing plan for deep shale gas wells in the Luzhou block, and provide technical guarantee of fracturing parameter design for the development of deep shale gas in the study area and similar blocks.

Key words： Southern Sichuan Basin; Luzhou block; Deep shale gas; Fracturing simulation; Hydraulic fracture network; Parameter optimization; Field application

0 引言

深层页岩气（埋藏深度大于3 500 m）是我国页岩气开发的重要接替领域，具有“高温、高压、高应力差”的特点，加大深层页岩气的勘探开发力度对于保障国家能源安全具有重要战略意义[1]。我国深层页岩气主要集中在四川盆地南部地区，其中泸州区块开发潜力最大，4 500 m埋深以浅有利区估算页岩气资源量达3.4×1012 m3 [2-4]。
实施水平井分段体积压裂技术是实现页岩气有效开采的必要环节[5-7]，该技术有力支撑了涪陵、长宁—威远等页岩气田的快速建产与长期稳产，并历经多年迭代形成了以“段内多簇、大排量、大液量、大砂量”为主的页岩气压裂工艺2.0技术。但该技术在泸州区块深层页岩气开发中适应性欠佳，表现为平台井压裂后（以下简称压后）EUR（Estimated Ultimate Recovery，最终可采储量，作变量时写作EUR）低于相邻评价井、同一区域气井EUR差异大、套变与压窜等复杂情况频发的现象。分析原因，认为泸州区块的天然裂缝发育异常造成地质—工程条件复杂，而页岩气压裂工艺2.0技术在压裂参数设计思路上，主要考虑克服地层高压及高应力差的作用[8-11]，利用大规模压裂实现对基质储层的充分改造[12-17]，并未充分考虑压裂缝网与天然裂缝的匹配关系对压裂效果的影响，故导致压后效果不及预期。
为此，基于泸州区块深层页岩气储层的地质工程参数特征，建立了三维概念模型，以井控储量充分动用为目标，分析压裂缝网几何形态参数需求，并通过精细划分不同天然裂缝类型与模式，系统研究了压裂参数与缝网形态的关系，指导分段簇数、施工排量、用液强度等关键压裂参数的优化，形成了针对不同天然裂缝模式的压裂参数优化结果，并通过现场应用，证明优化后的压裂工艺技术适配性好，为保障研究区及类似区块深层页岩气井的储层改造效果提供了理论与技术支撑。

1 泸州区块深层页岩气储层压裂概况

1.1 储层地质特征

泸州区块深层页岩气储层为志留系下统龙马溪组，主要地质参数如表1所示，Ⅰ类储层厚度较大，同时表现为高有机碳含量、高含气量、中等孔隙度、中高杨氏模量、中低泊松比的特征，整体储层品质较优。但目标储层主体埋藏较深（3 800~4 200 m）、最小水平主应力较大（85~100 MPa）、水平应力差较大（10~20 MPa）、地层温度较高（120~140 ℃），因此压裂难度较大。
表1 泸州区块深层页岩气储层主要地质参数表

Table 1 Main geological parameters of deep shale gas reservoirs in the Luzhou block

参数 数据范围
Ⅰ类储层厚度/m 6~18
总有机碳含量 3.0%~6.5%
总含气量/（m3·t-1） 3.0~9.0
孔隙度 4.0%~8.6%
渗透率/nD 60~180
杨氏模量/GPa 35~45
泊松比 0.2~0.3
最小水平主应力/MPa 85~100
水平应力差/MPa 10~20
地层温度/℃ 120~140

注：渗透率单位采用纳达西（nD），而不是常用的毫达西（mD），1 mD = 1×10-3 μm2，1 nD = 1×10-6 mD = 1×10-9 μm2，下同；因页岩储层的渗透率远低于常规储层，故采用更小的渗透率单位，即nD来表征。

同时，川南龙马溪组页岩由于受到多期构造运动挤压的影响[18-21]，由北向南呈现为撒开的帚状构造特征，平面上具有大尺度（断距大于5 m）断裂带发育、小尺度（断距小于等于5 m）伴生天然裂缝发育、断层—裂缝方向性复杂的特征。基于断层—裂缝发育特征差异，将泸州区块天然裂缝组合形态划分为两种类型：网状缝、单向缝（图1）。其中网状缝多分布于向斜稳定区，区域受力相对均匀，裂缝尺度小，对压裂施工影响较弱；而单向缝多分布于斜坡及背斜区，区域受力存在优势方位，裂缝带走向较为一致，裂缝尺度大，对压裂施工影响较大。根据两种类型天然裂缝的分布面积统计结果（图2），泸州区块主要井区中，L203井区多发育“单向缝”（面积占比60%），Y101井区多发育“网状缝”（面积占比59%）。
图1 泸州区块天然裂缝刻画及分类示意图

Fig. 1 Characterization and classification of natural fractures in the Luzhou block

图2 L203与Y101井区两种类型天然裂缝面积占比对比图

Fig. 2 Comparison of area proportion of two types of natural fractures in the L203 and Y101 well areas

1.2 压后效果评价

研究区页岩气在开发初期的评价阶段，采用单井（一口井，非井组）的方式开采，以实钻井资料进一步认识气藏的静、动态特征，为制订开发方案奠定基础；而在开发方案实施阶段，采用平台井组（包括4~6口井）的方式进行作业开采。由于页岩气储层的渗透率远低于常规储层，故无论是对开发评价阶段的几口单井，还是对开发方案实施阶段的平台井组，所有页岩气井均需通过压裂实施储层改造，提高气井产能。基于2019—2023年泸州区块深层页岩气井在压裂前后的相关参数，以EUR作为评价指标[22-23]对压后储层改造效果进行评价[24-26]。整个区块，平台井平均EUR为1.00×108 m3，单井平均EUR为1.33×108 m3，平台井较单井低约25%。同时，L203井区平台井平均EUR为0.87×108 m3，该井区内正常平台井的EUR比发生套变的复杂平台井高约0.10×108 m3；Y101井区平台井平均EUR为1.18× 108 m3，该井区内正常平台井的EUR比复杂平台井高约0.20×108 m3。总体表现为单井与平台井之间、不同井区的平台井之间、同一平台内各井之间的储层改造效果差异较大的特征。通过表2可知：在网状缝为主的区域，页岩气井的井下复杂更少（套变频率相对最低），井筒完整性更高，储层改造效果也更好（压后EUR相对最高）；而随着单向缝比例的增加，套变频率增大，井筒完整性降低，储层改造效果也在变差（压后EUR下降）。
表2 泸州区块深层页岩气井压裂前后相关参数及储层改造效果综合评价表

Table 2 Relevant parameters before and after fracturing and comprehensive evaluation of reservoir stimulation effect of deep shale gas wells in the Luzhou block

部署 天然裂缝类型 网状缝为主
（占比83%）		 网状缝（占比57.5%）
单向缝（占比42.5%）		 单向缝为主
（占比78%）
钻井 铂金靶体钻遇长度/m >1 700 >1 500 <1 500
压裂 主体工艺 段内多簇（6~8簇）、大排量（18 m3/min）、
大液量（30~35 m3/m）、大砂量（3.0~3.5 t/m）
套变频率 21% 33% 51%
压后/生产 EUR/108 m3 ≥1.33 [1.00, 1.33) <1.00

2 模型构建及缝网需求研究

2.1 模型构建及参数设置

研究区储层的基质模型纵向上为奥陶系上统五峰组、志留系下统龙马溪组（龙一11、龙一12、龙一13、龙一14层）共计5个小层（图3），整个模型范围3 950 m×3 950 m×75 m，总网格数量近120 000个。主要考虑各小层有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度、最小主应力、最大主应力、应力方向、杨氏模量、泊松比等地质—工程属性，通过拟合L203井区内多口水平井的压裂及生产过程，确定气井水力压裂数值模拟模型的输入参数，如表3所示。
图3 泸州区块深层页岩气储层三维概念模型图

Fig. 3 3D conceptual model of deep shale gas reservoir in the Luzhou block

表3 泸州区块深层页岩气井水力压裂数值模拟模型输入参数表

Table 3 Input parameters of numerical simulation model of hydraulic fracturing for deep shale gas wells in the Luzhou block

输入参数 数值
平均滑溜水滤失系数 8
平均胶液滤失系数 1.5
最小水平主应力预测与实际差值/MPa 4.5
滑溜水高排量摩阻/（Pa·m-1） 4 761
胶液高排量摩阻/（Pa·m-1） 5 725
原始地层压力/MPa 82
油藏温度/℃ 138
气相对密度/（kg·m-3） 0.6
束缚水饱和度 0.45%
束缚气饱和度 0.10%
动用有效厚度/m 17
同时，为了分析研究区储层在不同天然裂缝模式条件下的压裂裂缝扩展特征，需在基质模型中嵌入天然裂缝。前已述及，天然裂缝分为两大类型，故在基质模型中嵌入天然裂缝时，将网状缝、单向缝分别设置为：①对网状缝，预设两组相交的微小尺度天然裂缝，方位角分别为60°和330°、平均长度50 m、倾角90°、渗透率0.5 mD；②对单向缝，预设一组方位角与井筒呈0°~90°的大尺度天然裂缝，平均长度为1.2 km、倾角90°、渗透率2 mD。

2.2 压裂缝网形态需求

针对研究区储层的地质工程参数特征，研究与之相匹配的最优裂缝长度、裂缝高度、导流能力、簇间距等压裂缝网几何形态参数需求，这是压裂工程参数优化设计的基础，是实现储量充分动用的前提。首先确定最优裂缝半长与最优裂缝高度：①根据区块开发方案部署，平台主体井距为300~400 m，考虑平面最大程度缝控储量，则最优裂缝半长应为井距之半，即为150~200 m；②泸州区块Ⅰ类储层厚度为6~18 m，若要纵向上满足Ⅰ类储层充分动用的需求，则最优裂缝高度应大于18 m。随后将在明确压裂缝网形态轮廓的前提下，从网状缝模式、单向缝模式两个方面开展簇间距设计优化及压裂参数匹配研究，以确保缝网对其轮廓内储量资源的充分控制。

3 不同裂缝模式下的压裂参数优化

3.1 网状缝模式

前人对于簇间距的优化研究主要考虑基质渗透率和应力阴影的影响，当簇间距过大时，簇与簇之间容易存在未动用储量，而当簇间距过小时，应力阴影作用将导致压裂缝网非均匀扩展，影响复杂缝网的形成[24-26]。综合考虑计算效率和研究需求，采用400 m缝长基质模型，研究不同渗透率与簇间距作用下的单段产量变化情况；同时采用网状缝模型，研究不同簇间距作用下的应力阴影影响程度。研究结果与前人认识一致：定缝长条件下，簇间距越小越有利于储量动用（图4），但压裂造缝期间，应力阴影作用下，当簇间距越小，则缝长越短，储量动用范围受限（图5）。因此，需要综合考虑两方面影响，明确不同渗透率条件下能够实现井控范围内储量充分动用的最优簇间距。模拟结果认为，在渗透率60~180 nD（表1）条件下，最优簇间距为6~10 m（表4）。
图4 气井可采储量与簇间距关系曲线图（渗透率120 nD）

Fig. 4 Relation curve of EUR versus cluster spacing (permeability: 120 nD)

图5 不同簇间距条件下应力阴影对压裂缝网形态的影响模拟结果图

Fig. 5 Simulation results of stress shadow effects on hydraulic fracture network morphology under different cluster spacing conditions

表4 不同渗透率对应最优簇间距模拟结果表

Table 4 Simulation results of optimal cluster spacing under different permeability conditions

渗透率/nD 60 120 180 240 300
最优簇间距/m 6 8 10 12 15
在明确最优簇间距的基础上，为实现井控储量的充分动用，还需进一步明确实现最优缝长对应的用液强度。前期实践表明，用液强度、最小水平主应力两项参数对裂缝长度影响较大，因此开展该两项参数的正交模拟研究，以确定不同最小水平主应力下的最优用液强度，并结合研究区压裂施工经验，匹配对应的加砂强度。模拟结果如表5所示，当最小水平主应力从85 MPa增加至105 MPa时，实现目标压裂缝网参数所需的最优用液强度从25 m3/m增大至45 m3/m，与之相匹配的加砂强度从2.7 t/m增大至4.3 t/m。
表5 网状缝模式下不同的最小水平主应力对应最优用液强度模拟结果表

Table 5 Simulation results of optimal fracturing fluid intensity under different minimum horizontal principal stress conditions for the type of network fracture

最小水平主应力/
MPa		 最优用液强度/
（m3·m-1）		 最优加砂强度/
（t·m-1）
85 25 2.7
90 30 3.1
95 35 3.5
100 40 3.9
105 45 4.3

3.2 单向缝模式

为了实现压裂参数的精细优化，在网状缝、单向缝两大类型划分的基础上，如图6所示，进一步将单向缝根据发育特征细分为4种模式，分别为大角度缝（天然裂缝与井筒夹角为60°）、小角度缝（天然裂缝与井筒夹角为30°）、平行近距离缝（天然裂缝平行于井筒，距离50 m）、平行远距离缝（天然裂缝平行于井筒，距离100 m）。继而针对单向缝4种模式，开展模拟压裂参数优化。
图6 单向缝细分4种模式示意图

Fig. 6 Four patterns of subdivided unidirectional fractures

3.2.1 大角度缝

当作业井的压裂段存在大角度天然裂缝时，由于压裂裂缝与天然裂缝逼近角小，压裂液容易沿着天然裂缝窜进，造成对邻井的压窜。一般认为当邻井的井口套压上升5 MPa及以上时，发生了恶性压窜。恶性压窜通常导致的后果，是生产井（邻井）水淹，或者压裂井（作业井）基质改造程度低、效果差。因此，大角度缝压裂段的主体思路，是避免压裂的缝长过长而造成井间压窜，应尽可能集中能量保证井周基质的改造效果。通过对比段内簇数6~12簇、排量12~18 m3/min、用液强度20~35 m3/m条件下压裂缝网的模拟结果（图7），优选大角度缝模式下的压裂参数组合为：簇数12簇、排量14 m3/min、用液强度20 m3/m。
图7 大角度缝在不同压裂工程参数下的水力裂缝模拟形态图

Fig. 7 Hydraulic fracture morphology simulation of high-angle fractures under different fracturing engineering parameters

3.2.2 小角度缝

当作业井的压裂段存在小角度天然裂缝时，平台井组中的邻井受到作业井天然裂缝影响的范围增大。为防止因激活小角度天然裂缝而导致同平台邻井入靶点附近或其他位置发生套变（最严重的后果为邻井报废），并同时考虑在一定程度上保障作业井压裂段内改造效果，综合模拟结果（图8）分析，优选小角度缝模式下压裂参数组合为：簇数10簇、排量16 m3/min、用液强度25 m3/m。
图8 小角度缝在不同压裂工程参数下的水力裂缝模拟形态图

Fig. 8 Hydraulic fracture morphology simulation of low-angle fractures under different fracturing engineering parameters

3.2.3 平行近距离缝与平行远距离缝

当作业井的压裂段存在平行于井筒的天然裂缝时，应尽可能使压裂裂缝穿透天然裂缝，且保持裂缝两侧相对压裂段的改造程度实现耦合，避免出现改造空白区。基于该思路下的模拟结果（图9、图10），优选压裂参数组合为：①在平行近距离缝的天然裂缝模式下，采用小簇数、大排量、高用液强度，即簇数6簇、排量18 m3/min、用液强度35 m3/m；②在平行远距离缝的天然裂缝模式下，采用小簇数、大排量、中用液强度，即簇数6簇，排量18 m3/min，用液强度30 m3/m。
图9 平行近距离缝在不同压裂工程参数下的水力裂缝模拟形态图

Fig. 9 Hydraulic fracture morphology simulation of parallel proximal fractures under different fracturing engineering parameters

图10 平行远距离缝在不同压裂工程参数下的水力裂缝模拟形态图

Fig. 10 Hydraulic fracture morphology simulation of parallel distal fractures under different fracturing engineering parameters

3.2.4 单向缝模式下的差异化压裂参数模板

将4种单向缝模式下的压裂参数优化结果，结合与之相匹配的加砂强度，总结形成研究区在单向缝模式下的差异化压裂参数模板（表6）。对单向缝为主的区域，可据此指导压裂设计方案优化。
表6 研究区在单向缝模式下的差异化压裂参数模板

Table 6 Differentiated fracturing parameter templates under the type of unidirectional fracture

天然裂缝类型 簇数 排量/
（m3·min-1）		 用液强度/
（m3·m-1）		 加砂强度/
（t·m-1）
大角度缝 12 14 20 2.0~3.5，在确保施工安全条件下最大化加砂，确保压裂缝网导流能力
小角度缝 10 16 25
平行近距离缝 6 18 35
平行远距离缝 6 18 30

4 现场应用

将上述研究成果应用于研究区Y101井区X井。该井主体钻遇龙一11层，测井解释最小水平主应力88~90 MPa，计划压裂长度1 918 m，针对不同天然裂缝模式下的压裂参数优化设计结果及实际施工参数对比情况如表7所示。该应用井在压裂作业期间未出现井下复杂情况，压后EUR为1.43×108 m3，高于井区平均水平。现场应用结果表明，按压裂优化参数进行设计与施工，解决了研究区前期井压裂工艺技术适应性欠佳、施工作业中套变与压窜等复杂情况频发、储层改造效果不理想的问题，优化后的压裂工艺技术适配性好，应用井的压裂作业顺畅，储层改造效果良好，研究成果切实可行。
表7 应用井的压裂参数优化及施工情况统计表

Table 7 Fracturing parameter optimization and operation of test well

天然裂缝类型 段号 阶段 簇间距/
m		 簇数 排量/
（m3·min-1）		 用液强度/
（m3·m-1）
基质+网状缝 1~6、
9~12、
16~21		 设计范围 8.0~10.0 6~8 18.0 30.00~33.00
实施情况 8.0~10.0 6~8 17.5~18.0 31.02
大角度缝 7~8 设计范围 6.0~8.0 12 14.0 20.00
实施情况 5.9 12 14.0 22.16
小角度缝 13~15、
22~28		 设计范围 6.0~8.0 10 16.0 25.00
实施情况 6.8 10 14.0~16.0 24.88
平行近距离缝 29~30 设计范围 8.0~10.0 6 18.0 35.00
实施情况 8.8 6 18.0 33.30

5 结论

1 ）泸州区块深层页岩气储层的物性参数条件较优，但受构造作用影响而发育多尺度天然裂缝，储量潜力与改造风险并存。高强度改造的技术思路在泸州区块适配性较低，应基于储层地质及天然裂缝配置情况，对压裂参数进行优化设计，综合考虑压裂施工中的套变压窜风险与井控储量充分动用的目标，保障压裂参数合理性。
2 ）运用水力压裂数值模拟平台构建了基质模型，并嵌入天然裂缝模型，从目标压裂缝网的几何形态需求出发，对压裂工艺参数进行优化，明确了匹配不同天然裂缝模式特征的最优压裂工程参数。
3 ）应用压裂参数优化结果，精细化指导泸州区块一口深层页岩气井的压裂参数优化，施工顺利，压后EUR高于井区平均水平，验证了研究成果的实用性与有效性。
综上所述，本次研究形成的针对不同天然裂缝模式的压裂参数优化结果，有效指导了泸州区块深层页岩气井的压裂设计方案优化，为研究区及类似区块的深层页岩气开发提供了压裂参数设计方面的技术保障。

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