页岩气水平井裂缝复杂性指数分段压裂

目前，在页岩压裂中网络压裂或体积压裂被研究的较多［2］，但即便在压裂技术应用成熟的北美地区，网络裂缝或体积裂缝出现的概率却比较低。另外，通过国内已有的且数量不多的水平井分段压裂实践，以及评估分析结果，可知网络裂缝或体积裂缝出现的概率是相对较低的。

既然网络裂缝或体积裂缝只是压裂设计追求的理想目标，因此，如何在现有成本和技术条件下最大限度地提高页岩气水平井分段压裂的效果，显然只有尽量增加裂缝的复杂性，才能实现压裂裂缝波及范围内动用体积的最大化，最终提高分段压裂的效果和后续开发的经济性。

要提高裂缝的复杂性，必须充分利用各种有利的地质条件（如脆性好、水平主应力差异小、天然裂缝发育等），同时在缝间距和压裂工艺参数上进行优化调整，尽可能增加净压力［3］。国外对页岩压裂裂缝复杂性指数的定义主要针对直井，且过于简单，仅定义为由微地震监测得出的缝宽与全缝长的比值。理想情况下该复杂性指数为1，常规的单一裂缝接近于0。该概念显然难以适应页岩水平井分段压裂的需要。

1.水平井分段压裂裂缝复杂性指数概念的建立

2008年Cipolla简单地将压裂裂缝复杂性指数定义为微地震裂缝监测的缝宽与全缝长之比［4］，如式（5—23）所示：

式中，FCI为裂缝复杂性指数，量纲为1；W为垂直缝长方向压裂液波及范围，m；L为压裂造缝全长，m。

由于页岩压裂裂缝非平面扩展的特殊性与普遍性，水力造缝长度内的裂缝仍能提供一定的导流能力。另外，式（5—23）还暗含两个假设条件，一是造缝高度可以垂直向上下贯穿整个页岩厚度；二是主裂缝造缝半长不受天然裂缝的影响，一直延伸到设计预期值。

而在水平井分段压裂中，由于通常采用簇射孔方式，加上水平层理发育，缝高延伸往往受限，实际上难以穿透几十米甚至上百米的页岩厚度；二是由于净压力控制一旦不利，过早将天然裂缝张开，则主裂缝长度很难达到设计预期值；三是水平井多段压裂相邻裂缝间，若不发生流动干扰或应力干扰，则上述裂缝复杂性指数的概念仍然适用，但一旦发生缝间干扰，则会增加裂缝复杂性指数；四是绝大多数条件下裂缝会呈非平面扩展模式，且裂缝宽度变化较大，即使没有支撑剂支撑，也会提供一定的导流能力。

考虑到上述水平井分段压裂的特殊性，裂缝复杂性指数必须有新的表达方式，故分别引入缝高垂向延伸因子Ih、缝长延伸因子Il、缝间应力干扰因子Ifi、缝宽非平面扩展因子Iw来修正式（5—23），如式（5—24）所示：

式中，。h为实际的造缝高度，m；H为贯穿整个页岩厚度的造缝高度，m；l为实际的造缝半长，m；L为设计预期的主裂缝造缝半长，为水平井相邻裂缝间的诱导应力高于原始水平应力差时的传播距离（从一侧裂缝算起），m；D为水平井相邻裂缝间的段间距的一半，m；为裂缝半缝宽的均方差，m；w为裂缝半缝宽的均值，m。

有关水平井分段压裂裂缝示意图如图5—34所示。

图5—34　水平井分段压裂裂缝示意图

由式（5—23）可知，在常规直井压裂的单一裂缝模型中，裂缝复杂性指数接近0，网络裂缝的复杂性指数为1，介于两者之间的为复杂裂缝，且指数越高，裂缝复杂性程度越高。

对于页岩水平井分段压裂而言，由式（5—24）可知，在极端的情况下，如缝高或缝长为0，则裂缝复杂性指数为0。与直井单缝不同，垂直缝长方向的压裂液最大波及范围为相邻裂缝段间距的一半，可能比缝长要小得多。而缝高垂向延伸因子及缝长延伸因子的最大值为1，缝间应力干扰因子最大值为2，因此，水平井分段压裂裂缝复杂性指数由段间距与造缝全长的比值决定。具体见表5—11。

表5—11　不同段间距与缝长比值下的裂缝复杂性指数与裂缝类型的关系

上述参数中，最难求的是诱导应力传播距离，目前已有模型可计算并得出结果［5］。诱导应力的传播距离取决于裂缝内净压力及脆性。净压力越高，脆性越好，诱导应力传播的距离就越远。真正起作用的诱导应力应大于原始两向水平应力差值，此时诱导应力作用区域内可实现裂缝转向或网络裂缝效果。模拟结果如图5—35所示。

由图5—35可知，当裂缝净压力达10～15 MPa时，如原始水平应力差为6.7 MPa，则真正有意义的诱导应力传播距离为20～30 m。

图5—35　某井压裂裂缝诱导应力场的模拟结果

裂缝宽度的非平面扩展数据可采用三维形貌仪经处理后获得。图5—36为某岩心裂缝扩展物模实验后的裂缝面三维扫描形貌。

由图5—36可知，裂缝宽度大多凹凸不平，目前已取重庆彭水地区的页岩露头进行了大量的扩展物模实验。实验结果表明，只要采用低黏度滑溜水进行压裂，裂缝宽度剖面基本是凹凸不平的，故即使没有支撑剂支撑，这样的裂缝仍有一定的导流能力。

2.水平井裂缝复杂性指数最大化控制方法

从上述裂缝复杂性指数定义可知，实现裂缝复杂性指数的最大化方法如下：

1）造缝半长控制

由于页岩一般含有各种天然裂缝，且天然裂缝与主裂缝一般存在一定的夹角。因此，施工过程中如过早将天然裂缝张开，则会产生近井筒多裂缝，那么主裂缝长度就难以达到预期要求。

一般情况下，张开天然裂缝所需要的最小裂缝净压力如式（5—25）所示：

式中，pn为张开天然裂缝的临界张开压力，MPa；σH，σh分别为最大与最小水平主应力，MPa；v为岩石泊松比，量纲为1。

图5—36　示例的某裂缝面三维扫描形貌

由式（5—25）可知，泊松比越小（越脆）或原始水平应力差越小，则张开天然裂缝所需的最小净压力越小，则主裂缝半长越达不到设计要求。

因此，在主缝长达到设计预期值之前，务必控制好净压力，使之低于天然裂缝张开的临界低值。一旦主缝长达到设计预期值，则应尽可能提升裂缝净压力，促使裂缝转向甚至多处转向。

而净压力的地质力学影响因素一般包括：页岩与上下各层的应力差值，以及页岩层本身的岩石断裂韧性。储隔层上下应力差越小，缝高越容易失控，净压力越不易建立起来。此外，页岩层岩石断裂韧性越小，裂缝越易向前延伸，净压力也不容易建立起来。

净压力的工艺影响因素有：排量、液量及施工砂液比等。一般而言，这三个因素越高，净压力越高。但控制施工砂液比是控制净压力的最佳措施。如常规岩性的端部脱砂压裂技术［6］，就是利用高浓度砂浆在裂缝四周产生砂堵效应，最终形成很宽的裂缝和很高的净压力。

2）垂直缝长方向的压裂液波及宽度控制(www.xing528.com)

在主缝长达到预期目标值后，如何在宽度方向尽可能提高波及范围是提高压裂改造体积和改造效果的唯一途径。常规的裂缝复杂性指数公式中，一般简单地认为微地震信号波及的范围就是压裂液波及的范围。其实，微地震信号有的可能是回音效果，而且微地震信号传播的区域，不一定对最终产量有贡献。

为了增加垂直缝长方向的压裂液波及的宽度范围，可采取如下措施：一是尽可能采用低黏度滑溜水体系，由于黏度低，可以使压裂液运移到天然裂缝的深处沟通，同时，由于低黏度液体的造缝宽度凹凸不平，即使没有支撑剂支撑，也同样具有导流能力；二是适当提高施工的砂液比水平，增大携砂液的进缝摩阻，并在缝中某处产生局部砂堵效应，促使液体转向；如果原始水平应力差大，或断裂韧性小，靠施工参数调整难以大幅度提升净压力水平，可以尝试采用暂堵剂或大粒径支撑剂缝内人工转向技术［7］。

3）缝高的垂向延伸控制

页岩厚度往往是几十米甚至上百米，加上水平层理的发育，虽然已普遍应用水平井分段压裂簇射孔技术，施工排量也很高，但由于簇射孔的分流效应及水平层理的遏制效应，缝高的延伸一般有限。

理想的缝高延伸规律可采用国外常用的直井导眼井技术，即在导眼井上进行压裂并测压后井温，以及利用示踪剂测井等工作。

一般而言，对脆性好的页岩可采用簇射孔技术，对塑性强的页岩则应减少射孔簇数甚至采用单簇射孔技术。

为了将不同的层理尽数扩展并沟通，从而垂直向上贯通整个页岩厚度，需要在不同层理面有裂缝延伸的复杂裂缝甚至网络裂缝，故现场可采取变排量的施工策略。

4）裂缝宽度的非平面扩展控制

裂缝宽度变化越剧烈，裂缝的复杂性程度越高，即使没有支撑剂支撑也能提供一定的导流能力。从重庆彭水地区裂缝扩展物模实验结果可知，压裂液黏度越低，裂缝宽度变化越剧烈。因此，在可能情况下应尽可能采取全程滑溜水或大比例滑溜水的策略。

5）水平井分段压裂相邻裂缝间干扰因子控制

裂缝复杂性程度主要取决于相邻裂缝间诱导应力的干扰程度。一般而言，页岩越脆，裂缝净压力越高，段间距越小，则诱导应力干扰程度越大，出现复杂裂缝的概率也越高。

按上述相邻裂缝间干扰因子的定义，该因子最小值为0，最大值为2。主要原因是如果诱导应力很高，其传播距离会很远，但最多传到相邻的裂缝就会被裂缝而吸收，穿过相邻裂缝而继续传播的可能性较小。

但脆性页岩的裂缝净压力难以建立并维持在一个远超原始水平应力差的水平。当页岩脆性强时，裂缝易破裂并向前延伸，而缝宽则难以进一步提高。这也是国外脆性好的Barnett页岩地层采用大液量滑溜水和低砂液比施工的重要原因［8］。此时，往往以提高射孔簇数来降低段间距，从而增加缝间干扰［9—10］。

3.现场试验研究

1）试验简况

在四川盆地及周缘4口水平井上获得成功应用，施工参数统计见表5—12。每口井分压段数10～22段，共实施65段140簇压裂，单段最大加砂量126 m3，最大用液规模为4.5×104 m3，滑溜水最高施工砂液比19%，最大排量15.5 m3/min，最大井深4 985 m，最高闭合压力92 MPa。结果表明压后效果较好，尤其在焦石坝，其每日稳定生产气量达10×104 m3以上。

表5—12　4口页岩气井压裂施工参数统计

2）裂缝复杂性评价

（1）破裂压力特征分析

破裂压力的峰值下降幅度可反映脆性的强弱。下降幅度越大，脆性越好，破裂不明显或无明显下降，则说明塑性较强。由脆性的强弱可感知裂缝的复杂性程度。

C井第5段为低地应力漏失层，在升排量过程中及较大排量下，地层共发生3次明显破裂（图5—37）。其中大排量保持在14.4 m3/min时，缝内憋压明显，有2处分别达9 MPa和22 MPa，促使裂缝明显转向。破裂后压力降幅较大，降速较快，说明地层脆性好，易形成复杂裂缝。

图5—37　C井破裂压力分析结果图

在施工参数基本恒定的前提下，综合考虑压力波数和平均压力波动幅度（图5—38），类型1波数较大、平均压力波幅最大；类型2压力波数最大、平均压力波幅较大。这两种类型的地层裂缝发育程度较好、分布范围较大，压裂后易形成天然层理缝与水力裂缝相交的复杂裂缝。类型3压力波数和波幅均最小，地层塑性强，易形成单一缝；类型4整体压力波动情况比类型1和2要差，不易形成复杂裂缝。具体结果见表5—13。

表5—13　C井压力曲线特性统计表

（续表）

图5—38　C井施工压裂曲线波动分析结果

C井及B井最终的裂缝复杂性评价结果见表5—14。

表5—14　C井与B井不同裂缝类型比例

4.小结

（1）以常规的直井压裂裂缝复杂性指数定义为基础，水平井分段压裂中的裂缝复杂性指数要考虑缝高垂向延伸因子、缝长延伸因子、缝间应力干扰因子及缝宽非平面扩展因子等因素，并初步得出新的裂缝复杂性指数与不同裂缝类型间的对应关系。

（2）将水平井分段压裂裂缝复杂性指数最大化作为目标函数，进行了系统的控制方法研究与分析，认为要提高裂缝的复杂性，宜选用脆性好的目标层、适当的段间距、大比例或全程应用低黏度滑溜水、变排量、净压力控制（前期控制后期提升）及缝内暂堵等综合性措施，这对页岩水平井分段压裂设计及施工提供了借鉴和指导。

（3）在四川周缘四个区块的四口井上进行了提高裂缝复杂性指数的设计及现场试验，结果表明这些施工都获得了成功，并评价分析了不同类型裂缝出现的概率分布，为后续压裂设计改进提供了依据。

（4）建议今后进一步结合裂缝监测结果，对裂缝的复杂性分布规律进行对比分析。