引言

四川盆地下志留统龙马溪组海相页岩气储集层具有厚度大、分布稳定和埋藏适中等特点，是实现页岩气商业性开采的主要目的层段^[1-4]。四川长宁-威远和昭通区块隶属国家级页岩气示范区，已建成页岩气产能60$\times$10$^8$ m$^3$/a，累计产量128$\times$10$^8$ m$^3$，展现出良好的勘探开发前景。目前，长宁-威远和昭通区块页岩气井测试产量在(3.4$\sim$71.0)$\times$10$^4$ m$^3$/d，单井测试产量差异较大，因而明确页岩气水平井产量的主控因素是目前生产的急需，也是提高页岩气藏开发效果的关键^[5]。因此，笔者从四川盆地威远区块页岩气示范区的基础地质条件、水平井生产动态分析、天然裂缝发育程度及压裂缝网综合有效系数等方面入手，系统分析影响页岩气产量的地质和工程因素，以期为后续页岩气开发水平井的部署提供指导。

1 威远区块页岩气基本地质条件

威远页岩气区块主要位于内江市威远县境内，北抵资中南、东与内江-大足合作区相接，南至富顺一线，西达荣县；构造上位于川中古隆中斜平缓带西南部的低陡褶带，主要包括威远背斜构造东翼斜坡区。

根据研究区内二维、三维地震资料和取芯评价井的数据显示，威远区块下志留统五峰组-龙马溪组优质页岩段埋深在1 500$\sim$3 700 m，整体上自西南向南东方向埋深增加，压力系数主要在1.2$\sim$2.1，多为超压气藏，整体保存条件较好；早期在威远页岩气区块下志留统五峰组-龙马溪组不同层系开展了勘探评价研究，认为龙马溪组底部龙一$_1$亚段为主力开发“甜点层”^[6-8]，深水陆棚相富有机质黑色页岩厚度连续稳定分布，主要分布在37.8$\sim$48.8 m；储层关键参数稳定，有机含量为2.5%$\sim$5.7%，这为页岩储层形成和富集奠定了良好的物质基础；脆性矿物含量高，为57%$\sim$84%，储层可压性较好；储集空间以有机质孔隙为主，孔隙度为3.9%$\sim$7.7%；整体含气性较好，总含气量在2.3$\sim$7.2 m$^3$/t，其中，游离气含量占比为50%$\sim$76%。综上所述，五峰组-龙马溪组底部龙一$_1$亚段具有“高TOC、高孔隙度、高含气量、高硅质”的储层特质，且该套地层上部有龙二段段灰色-深灰色中-厚层粉砂岩、泥质粉砂岩夹薄层粉砂质泥页岩作为顶盖层，下部有五峰组页岩、临湘组和宝塔组连续沉积的灰色瘤状泥灰岩作为底盖层，是目前威远区块页岩气体积改造效果最好、经济开发效果最好的主力勘探开发层位。

参考前人对工区内五峰-龙马溪组地层划分方案^[9-11]，结合区内岩性、电性及沉积特征，将龙一段下部优质页岩地层自下而上划分为龙一$_1^1$、龙一$_1^2$、龙一$_1^3$及龙一$_1^4$共4个小层(图 1)，优质储层内部具有较强的非均质性，不同小层地质参数存在较大差异。

2 影响水平井产能的关键地质因素 2.1 优质储层厚度

一定的有效页岩储层厚度是形成页岩气富集区的资源基础。国内外学者提出了具有经济开发价值页岩气藏的页岩厚度下限，美国具备商业开发条件的5大含气页岩储层厚度为10.0$\sim$91.0 m^[12-13]，以Barnett页岩为例，30.0 m有效储层厚度可以满足生产商业性气流，而密歇根盆地的Antrim页岩，TOC含量远高于Barnett页岩，其有效储层厚度10 m即可达到生产下限^[14]。国内普遍参考TOC含量大于2%的标准，其有效储层厚度一般大于15.0 m^[15]，有机质含量越高的页岩储层厚度越大，就越能保证页岩气的生气资源量。

威远地区靠近川中古隆起，其优质储层龙一$_1$亚段厚度在37.0$\sim$48.0 m，五峰组厚度在0.5$\sim$15.2 m，优质储层厚度的大小控制着气藏储量和开采的经济效益。龙马溪组优质页岩段纵向上非均质性强，以龙一$_1^2$小层为例，电性特征与邻层差异较大，作为夹层，在纵向上制约了压裂缝高的延伸，影响储层压裂改造的效果。

表 1、表 2为研究区直井1和直井2各小层储层参数对比，可以看出，龙一$_1$亚段整体储层品质较好，与龙一$_1^{2-4}$小层相比，龙一$_1^1$小层表现为高TOC、高孔隙度、高脆性、高含气量和低黏土含量的特征，是页岩最有利储集层发育段；研究区内8口水平井动态生产测井资料显示，龙一$_1^1$小层、龙一$_1^2$小层及五峰组均有产能贡献，物性是产能高低的基础，其中，龙一$_1^1$小层物性最优，产气贡献比例高，是产量主要贡献气层(图 2)。

测井静态及生产动态资料显示，龙一$_1^1$小层是龙马溪组龙一$_1$亚段储层纵向上甜点，选取龙一$_1^1$小层钻遇率大于70%、井筒相对完整的井，发现龙一$_1^1$小层厚度与测试产量及首年累产呈正相关(图 3)。建立龙一$_1^1$小层厚度与产量的相关性为后期平台部署及确立优势建产区提供理论依据。2018年威远建产区将龙一$_1^1$小层厚度大于5 m、压力系数较高(1.4$\sim$1.9)、埋深适中(< 500 m)的区域作为优先建产区，根据投产井效果来看，井均测试产量达到33.97$\times$10$^4$ m$^3$/d，明确龙一$_1^1$小层厚度是储层压裂改造的地质资源基础。

2.2 水平井最优靶体位置及靶体钻遇段长

结合前人研究^[16]，龙马溪组龙一$_1^1$小层作为主要开发目的层已基本形成共识，但龙一$_1^1$小层测井曲线变化较大，小层内依然存在岩性、含气性、可钻及可压性的纵向变化，对龙一$_1^1$小层的纵向非均质性评价研究不够。本文结合威远示范区A井区和B井区典型井直井剖面，数字岩芯实验分析等资料，对龙一$_1^1$小层储层纵向上进行精细研究，聚焦纵向最优甜点段，探讨最优储层与水平井产量关系，以期为威远示范区龙马溪组页岩气进一步勘探开发提供方向和依据。

威远A井区和B井区典型取芯井测井资料显示，靶体位置距离优质页岩底部0$\sim$4 m，测井解释TOC含量、含气量及孔隙度均优于上部，且黏土含量低、石英及长石含量高，靶体位置距离优质页岩底部距离0$\sim$4 m储层物性特征明显优于其上部，是龙一$_1^1$小层最佳地质甜点(表 3)。

采用Qemscan矿物成分识别、扫描电镜二维成像分析及背散射成像，对威远直井1及直井5共两口评价井岩芯和4口水平井岩屑样品进行了分析化验：直井和水平井样品数不等，位于优质页岩底部距离0$\sim$4 m的样品矿物成分识别为硅质页岩(图 4)，石英含量成分极高。

以威远直井1中1号样品为例，该样品位于龙一$_1^1$小层底部0$\sim$4 m靶体内伽马相对较低的地层，矿物成分识别成果显示，样品中石英含量达到93.36%。生物成因石英和自生成因石英在样品中均有发现，利用纳米级扫描电镜和石英含量与锆元素交会图法对硅质成因进行分析，在纳米级的扫描电镜图像中(图 5)可见许多近似圆形或椭圆形的矿物颗粒，矿物成分为二氧化硅，认为这些矿物颗粒应该是放射虫或海绵骨针等生物的化石，这些硅质生物体的结构本身就具有极高的原生孔隙且连通性较好。自生石英则多保留完整的晶体形态，有机质呈网状分布其间(图 6)。在直井1测井矿物成分图中(图 7)，龙一$_1^1$小层底部0$\sim$4 m靶体内石英含量升高而锆元素降低。通常认为锆元素存在于锆石中，多见于粉砂级的陆源沉积物中，有机硅和自生石英是化学或生物化学成因，不含有锆元素，石英含量升高表明有机硅和自生石英含量升高。

通过分析威远区块水平井产量与靶体位置关系(图 8)可以看出，研究区内高产井靶体位置分布于距离龙一$_1^1$小层内底部0$\sim$4 m，有机硅和自生石英是影响压裂效果的主要因素，水平段轨迹控制在龙一$_1^1$小层底部0$\sim$4 m靶体以内，硅质含量高，更容易形成复杂缝网，与0$\sim$4 m靶体外地层相比，高石英含量地层更有利于获相对较好的储层改造效果。

研究区内水平井测试产量与龙一$_1^1$小层底部0$\sim$4 m靶体钻遇长度相关性高，水平井在龙一$_1^1$小层底部0$\sim$4 m靶体内穿行比例越高，获得的产能越高，生产效果也越好。研究认为，要获得单井测试产量20$\times$10$^4$ m$^3$/d以上，龙一$_1^1$小层4 m靶体钻遇长度下限为800 m(图 9)。确定主力产层的最优靶体位置，可有效指导水平井靶点及轨迹设计，为水平井精确导向提供理论依据，提高页岩气水平井单井产量。

2.3 水平井Ⅰ类储层钻遇率

页岩储层品质对水平井产量有重要的影响。选取有机碳含量、孔隙度、总含气量及脆性矿物含量作为4大评价参数来描述页岩储层静态特征，将页岩储层由好到差分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层(表 4)。

对比同等地质条件同等工程工艺下的两口井，W-1井水平段长1 500 m，压裂段长1~427 m，加砂量2 234.83 t，测试产量5.44$\times$10$^4$ m$^3$/d；W-2井水平段长1 500 m，压裂段长1 427 m，加砂量2 211.58 t，测试产量13.09$\times$10$^4$ m$^3$/d。通过水平井实际钻遇储层发现W-1井、W-2井钻遇Ⅰ类储层钻遇比例分别为62.8%和78.2%，说明地质基础一致和工程工艺一致的条件上，钻遇储层品质相差大，从而两口井测试产量差别较大。

水平井钻遇储层的纵向非均质性较强，确定优质储层的垂向分布可针对性提高压裂改造效果^[17]。威远A、B井区Ⅰ类储层主要分布于龙一$_1^1$小层，水平井产量与Ⅰ类储层钻遇率相关性好，为了获得测试产量达到20$\times$10$^4$ m$^3$/d的高产井，威远地区水平井Ⅰ类储层钻遇率不低于80%(图 10)。

2.4 天然裂缝发育程度

页岩气水平井产量高低与泥页岩内部天然微裂缝的发育程度有关，天然微裂缝既可以为游离气提供储集空间，也有助于吸附气的解吸，经过水力压裂改造形成的网状裂缝系统改善了泥页岩的渗流能力，对页岩气的富集和产出都有重要的影响^[18]。通过岩芯观察、FMI测井解释和扫描电镜等手段发现威远地区裂缝类型多样，根据裂缝产状可分为水平缝、低角度缝、高角度缝和斜交缝，统计研究区内岩芯天然裂缝，五峰组-龙一段中下部裂缝相对发育，由缝宽小于1 mm的微裂缝组成，以水平缝和斜交缝为主，多被方解石或黄铁矿不完全充填(表 5)。

泥页岩储层裂缝在常规测井曲线上具有井眼扩径、孔隙度增大等明显的响应特征，特殊测井中的斯通利波与储层的渗滤性具有直接关系，斯通利波的反射性衰减主要发生在渗透性好，天然裂缝发育的层段，同时，天然裂缝发育段伴有钻时变化、气测异常等现象。通过常规测井及斯通利波衰减预测威远区块水平井改造段裂缝发育段长与单井测试产量之间的关系，发现两者呈较好的正相关关系，压裂改造段的裂缝段长越长，测试产量越高，且斯通列波衰减预测天然裂缝与测试产量的相关系数比常规测井方法预测得到的相关系数更高，证明了阵列声波预测裂缝具有较好的可靠性(图 11，图 12)。

表 6为W-3井生产测井产量计算综合成果，可以看出，与龙一$_1^2$小层及五峰组相比，龙一$_1^1$小层裂缝更为发育，其中，第17$\sim$18高产层段位于龙一$_1^1$小层底部，斯通利波能量衰减明显，气测全烃值明显增高，有明显的裂缝响应特征，仅该两段的产量贡献占整井段的34%，裂缝发育段与高产对应关系好。因此，选择天然裂缝发育较好、渗透率较高的页岩气储层改造有利于提高页岩气工业产能^[14]。

3 影响水平井产能的关键工程因素

页岩高脆性的物性特征决定了其改造方式需要通过大排量泵注液体和支撑剂，实现储层的充分破碎和裂缝的有效支撑，压裂施工液量、砂量、排量以及压裂液及支撑剂的性能对体积压裂缝网复杂程度均有较大影响^[19-21]。

威远页岩压裂优化设计主要分两部分：(1)采用滑溜水和弱凝胶组合设计，以滑溜水作为主体液体，一般占液体总量比例超过80%。在使用顺序上优先泵注黏度相对较高的弱凝胶，利用弱凝胶低滤失特性提高缝内净压力，使得主缝总体沿平行于最大主应力方向延伸，同时突破层理的限制实现在垂向上的扩展，然后继续高排量泵注滑溜水，使得分支裂缝能够更多地向四周扩散，形成复杂缝网。(2)优化不同支撑剂比例，根据不同储层特征选择合适的支撑剂组合方式和泵注时机，确保更多的主裂缝和微裂缝达到充分支撑。

页岩气高产的实现需要依赖于良好的储层物性和与之匹配的缝网，压裂缝网系统能够为基质、微裂隙、天然裂缝中页岩气提供充足而有效流动的通道，压裂缝网可以通过两项关键指标进行评价：复杂性和有效性^[22-25]。缝网的复杂性、有效性与工程参数中的液量、砂量和排量等关键参数有着密切联系，三者的综合优化使用对于缝网的形成有重要作用。为对工程参数与缝网系统之间的关系进行直接的定量评价，笔者将主要工程因素(液量、砂量和排量)进行归一化处理。

$ {I_V} = \dfrac{{V - {V_{\min }}}}{{{V_{\max }} - {V_{\min }}}} $

(1)

$ {I_m} = \dfrac{{m - {m_{\min }}}}{{{m_{\max }} - {m_{\min }}}} $

(2)

$ {I_Q} = \dfrac{{Q - {Q_{\min }}}}{{{Q_{\max }} - {Q_{\min }}}} $

(3)

式中：

$I_V$-归一化液量系数，无因次；

$V$-液量，m$^3$；

$I_m$-归一化砂量系数，无因次；

$m$-砂量，t；

$I_Q$-归一化排量系数，无因次；

$Q$-泵注排量，m$^3$/min。

因为三者具有同样的重要性，定义缝网综合有效系数为

$ {I_t} = \dfrac{{{I_V} + {I_m} + {I_Q}}}{3} $

(4)

缝网综合有效系数越高，说明缝网覆盖范围越大、对流动支撑作用越大，总结目前威远页岩现场压裂主体工程参数范围，即液量在1 200$\sim$2 200 m$^3$，砂量在40$\sim$140 t，排量在8$\sim$16 m$^3$/min，得到不同工程参数下的缝网综合有效系数。液量、砂量、排量与缝网综合有效程度都呈正相关关系，考虑到工程参数的边界效应以及经济效益，结合威远37口实例水平井的计算统计结果(图 13)，认为缝网综合有效系数达到0.8以上即可满足为压后页岩气流动提供有效通道的要求。

4 结论

(1) 结合储层各项参数对比及动态生产效果分析，明确研究区内龙马溪组龙一$_1^1$小层是主要产量贡献气层，其储层厚度是压裂改造的地质资源基础。

(2) 影响威远页岩气示范区水平井产量的关键地质因素为最优靶体位置钻遇段长与Ⅰ类储层钻遇率；最优靶体位置为龙一$_1^1$小层内距离优质页岩底部0$\sim$4 m，单井测试产量达20$\times$10$^4$ m$^3$/d需要龙一$_1^1$小层0$\sim$4 m靶体钻遇长度不低于800 m、Ⅰ类储层钻遇率不低于80%。

(3) 威远页岩气示范区五峰组-龙马溪组发育裂缝类型多样，以水平缝和斜交缝为主，五峰组-龙一段中下部裂缝最为发育。水平井产量与天然裂缝发育的程度密切有关，选择天然裂缝发育较好、渗透率较高的页岩气储层改造有利于提高页岩气工业产能。

(4) 压裂液量、砂量和排量是对压裂效果影响最为显著的工程因素，三者的综合优化对于提高缝网复杂性和有效性有重要作用，经计算当缝网综合有效系数达到0.8以上时可认为形成了有效的页岩气流动通道。