引言

页岩气作为一种重要的非常规油气资源，资源量是常规天然气探明储量的2.46倍，开发利用前景广阔。2015年，美国页岩气产量超过4 200$\times$10$^8$ m$^3$，占天然气总产量的一半^[1-2]。北美地区页岩气开发取得巨大成功，在全球掀起了一场轰轰烈烈的“页岩气革命”^[3]。

中国页岩气可采资源量居全球第一^[4]，达(11.50$\sim$36.10)$\times$10$^{12}$ m$^3$。目前，中国页岩气勘探开发正处于快速发展阶段，正有序向海相页岩气规模化开采递进^[5-6]。自2014年实施规模建产以来，长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气年产量逐年提升，已经在四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩取得了重大突破，探明了焦石坝、长宁—威远等千亿立方米级的大气田；但与美国相比中国的页岩气占比还很小，按照“十三五”规划，力争2020年页岩气产量达到300$\times$10$^8$ m$^3$^[7-10]。

中国的页岩气开发借鉴北美的模式，采用水平井分段体积压裂技术^[11-12]。但由于地质条件复杂、储层非均质性等因素，中国页岩气表现为初始产量高，产量递减快，稳产难度大，储量动用程度低。室内实验和现场实践都证明，储集层难以“打碎”，采用目前桥塞分段分簇射孔的水平井体积压裂技术无法实现理想的复杂裂缝网络^[13-14]。因此，为提高储量动用程度，大幅度提高单井产量，参考国外页岩气“超级压裂”的发展趋势，提出了裂缝控藏体积压裂技术，并在宁209井区进行现场应用实践。

1 裂缝控藏体积压裂技术原理

裂缝控藏体积压裂技术秉承“地质油藏、压裂改造、开采模式”一体化理念，通过井网加密、增加水平段长度、增加分段簇数、减小簇间距、大砂量大液量、高施工排量及暂堵转向等方式，使得井筒与井筒之间人工裂缝所能控制或波及到的储量范围最大化，形成“缝控”基质单元，实现储量“全”可采，基质中天然气所需驱动压差大幅度降低，可动用储量大幅度上升，从而达到进一步提高单井产量和区块采收率的目的^[15]。

裂缝控藏体积压裂与常规体积压裂的区别在于：常规体积压裂注重于对平面和纵向上“甜点区”的改造，因而裂缝有效控制面积在“甜点区”的主缝附近，缝间缺乏有效驱替，未能形成连片控制区域；缝控体积压裂强调“甜点区”和“非甜点区”的立体动用，通过减小簇间距、增加裂缝条数来加大缝控面积，形成连片控制区域，大幅度提高一次可采储量(图 1)。

2 裂缝控藏体积压裂工艺设计优化 2.1 精细分段优化射孔位置

综合水平段测井品质(高伽马、高声波、低密度)、储层品质(高有机碳含量、高孔隙度、高含气性或气测全烃)及压裂品质(高杨氏模量、低泊松比、高脆性指数、低地应力差、天然裂缝发育)，纵向上精细划分小层，单段不跨小层。

射孔位置选择除综合考虑测井品质、储层品质和压裂品质外，需要重点考虑三向地应力、缝间应力干扰引起的破裂压力差异，降低段内射孔簇开启的差异性，实现均匀进液有效成缝。

测井计算破裂压力多采用经典公式，当井筒最大周向应力等于岩石抗拉强度时，岩石开始破裂

$ \left\{ \begin{array}{l} {\sigma _\theta } = - {\sigma _{\rm{t}}}\\ {\sigma _\theta } = 3{\sigma _{\rm{h}}} - {\sigma _{\rm{H}}} - {p_{\rm{w}}} - \alpha {p_{\rm{p}}} \end{array} \right. $

(1)

式中：

$\sigma _\theta$—井筒周向应力，MPa；

$\sigma _{\rm{t}}$—岩石抗拉强度，MPa；

$\sigma _{\rm{h}}$—最小水平地应力，MPa；

$\sigma _{\rm{H}}$—最大水平地应力，MPa；

$p_{\rm{w}}$—井筒内流体压力，MPa；

$p_{\rm{p}}$—孔隙压力，MPa；

$\alpha$—多孔弹性系数。

上述经典公式虽然计算便捷，但仅适用于裸眼完井的情况，对于套管射孔完井的页岩气水平井，由于其未考虑到射孔对破裂压力的影响，因此，不再适用。水平井分段压裂过程中，水力裂缝形成后水平井筒周围的应力场由原地应力场和水力裂缝产生的诱导应力场叠加组成(图 2)。

$ \left\{ \begin{array}{l} {\sigma _{{\rm{H\_{new}}}}} = {\sigma _{\rm{H}}} + \sigma_{y\text{诱导}} \\ {\sigma _{{\rm{h\_{new}}}}} = {\sigma _{\rm{h}}} + \sigma_{x\text{诱导}} \\ {\sigma _{{\rm{Hh}}}} = \tau _{xy\text{诱导}} \end{array} \right. $

(2)

式中：

$\sigma _{{\rm{Hh}}}$—受裂缝诱导应力叠加后的剪切地应力，MPa；

$\sigma _{{\rm{H\_{new}}}}$—受裂缝诱导应力叠加后的最大水平地应力，MPa；

$\sigma_{{\rm{h\_{new}}}}$—受裂缝诱导应力叠加后的最小水平地应力，MPa；

$\sigma_{y\text{诱导}}$—裂缝$y$方向诱导应力，MPa；

$\sigma_{x\text{诱导}}$—裂缝$x$方向诱导应力，MPa；

$\tau_{xy\text{诱导}}$—剪切诱导应力，MPa。

对于套管射孔完井，射孔壁面处应力分布为^[16]

$ \left\{ \begin{array}{l} {\sigma _s} = {p_{\rm{w}}} - \phi ({p_{\rm{w}}} - {p_{\rm{p}}})\\ {\sigma _\varphi } = - {p_{\rm{w}}} + ({\sigma _\theta } + {\sigma _z}) - 2({\sigma _\theta } - {\sigma _z})\cos 2\varphi - {\rm{4}}{\tau _{\theta z}}\sin 2\varphi + \left[ {\dfrac{{\alpha (1 - 2\nu )}}{{(1 - \nu )}} - \phi } \right]({p_{\rm{w}}} - {p_{\rm{p}}})\\ {\sigma _{zz}} = {\sigma _r} - 2\nu ({\sigma _\theta } - {\sigma _z})\cos 2\varphi - 4\nu{\tau _{\theta z}} \sin 2\varphi + \left[ {\dfrac{{\alpha (1 - 2\nu )}}{{(1 - \nu )}} - \phi } \right]({p_{\rm{w}}} - {p_{\rm{p}}})\\ {\tau _{s\varphi }} = 0\\ {\tau _{zz\varphi }} = 2\left( { - {\tau _{rz}}\sin \varphi + {\tau _{r\theta }}\cos \varphi } \right)\\ {\tau _{szz}} = 0 \end{array} \right. $

(3)

式中：

${\sigma _s}, {\sigma _\varphi}, {\sigma _{zz}}$—射孔壁面径向、周向及轴向应力，MPa；

$\tau_{s\varphi}, \tau_{zz\varphi}, \tau_{szz}$—射孔壁面剪切应力，MPa；

${\sigma _z}, {\sigma _r}$—井筒轴向、径向应力，MPa；

$\tau_{rz}, \tau_{r\theta}, \tau_{\theta z}$—井筒剪切应力，MPa；

$\nu$—泊松比，无因次；

$\phi$—孔隙度，无因次。

依据射孔壁面应力分布求取主应力，结合破裂准则^[17]，迭代得到考虑裂缝应力干扰水平井分段压裂的破裂压力。依据水平段破裂压力分布情况，优化射孔簇位置，使各射孔簇尽量同时起裂。

2.2 孔眼节流优化射孔总数

长宁地区页岩气体积压裂射孔方式常采用60°相位角螺旋射孔。孔密为16孔/m。通过调节单簇射孔长度来控制孔数，通常为每簇16孔，单段3簇，总孔数48个。

现场实践发现，常规体积压裂单簇16个孔眼射孔并不能完全开启，射孔开启效率低。北美地区经过长期实践，多采用簇长1 ft(1 ft=0.304 8 m)、每簇5$\sim$8孔的射孔方案。理论研究同样表明，对于非定向射孔，每簇6孔$\times$60°$\times$6孔/ft的孔密设计具有将至少两个炮眼定位在环井眼低应力弧内的最高概率(68%)，与其他设计组合相比，有着较大的地层连通性、较小的近井眼迂曲度和相对较低的施工压力(图 3)。降低或升高每簇孔数都会打破这一平衡，使上述概率降低到50%^[18]。

裂缝控藏体积压裂技术主张增加人工裂缝的条数来增大改造体积提高产量，单段采用多簇射孔(6簇为主)。通过高密度射孔完井提高孔密，降低单簇孔数，从而减小射孔簇长，增加进液集中度，提高孔眼开启效率；通过减少单段总孔数，增加节流压差，提高缝内净压力，降低各簇破裂压力差异，保障各簇均匀起裂。

孔眼节流压差为

$ {p_{{\rm{pf}}}} = 228.88{\rho _{{\rm{f}}}}\dfrac{{{Q^2}}}{{{n^2}d_{\rm{p}}^4C_{\rm{d}}^2}} $

(4)

式中：$p_{{\rm{pf}}}$—孔眼节流压差，MPa；

$\rho _{\rm{f}}$—流体密度，kg/m$^3$；

$Q$—流量，m$^3$/min；

$n$—孔数；

$d_{\rm{p}}$—孔眼直径，mm；

$C_{\rm{d}}$—孔眼流量系数，无因次。

不同孔数下排量与孔眼压差关系如图 4所示，从图 4可以看出，单段6簇单簇6孔的射孔方案单段总孔数36孔，在12$\sim$16 m$^3$/min排量下，节流压差为3.0$\sim$5.4 MPa；常规射孔方案总孔数48孔，在12$\sim$16 m$^3$/min排量下，节流压差为1.7$\sim$3.0 MPa，裂缝控藏体积压裂技术的射孔方案仅用12 m$^3$/min的排量就达到常规射孔方案16 m$^3$/min排量的效果，节流效果显著。

2.3 综合渗流和应力干扰优化簇间距

缩短簇间距以提高裂缝控制储量是缝控体积压裂的核心。国外在确保各簇均可压开的前提下，尽可能多地增加每段簇数，减小簇间距，利用总孔眼数来控制各簇的节流阻力，从而形成缝控基质单元，大幅度增加单位面积可动用储量，将传统井控储量模式发展成缝控可采储量模式，提高采收率^[19-21]。以北美Pioneer页岩气为例，从2014年至今，水平井平均压裂段间距从73 m降低到30 m，簇间距从18.00 m减小到4.60 m。长宁地区主体采用3簇射孔，簇间距由2013年的30.55$\sim$45.96 m逐渐降低至2017年的17.40$\sim$24.69 m，目前，长宁地区主体分段簇间距为21.88$\sim$24.36 m^[22]。

渗透率越低，启动压力梯度越高，启动压差越高，流体可流动距离越短，满足流动的有效体积有限。在相同的流动距离下，渗透率每降低1个数量级，所需的流动压差将增加1个数量级。页岩渗透率属于纳达西(通常 < 200 nD)级别，有效渗流距离极短。

考虑低速非达西效应及滑脱效应的影响，页岩储层低速非达西渗流动边界公式为^[23]

$ t = {10^6}\dfrac{{\phi \mu C}}{K}\dfrac{{{{\rm{e}}^{CGR_{(t)}}}\left( {CGR_{(t)} - 1} \right) + 1}}{{{{\left( {CG} \right)}^2}}} + \dfrac{{{\rm{ {\rm{ \mathsf{ π} }} }}h{q_{\rm{d}}}t}}{{{q_{{\rm{sc}}}}}}R_{(t)}^2 $

(5)

式中：

$t$—时间，s；

$\mu$—黏度，mPa$\cdot$s；

$C$—气体综合等温压缩系数，MPa$^{-1}$；

$K$—渗透率，mD；

$G$—启动压力梯度，MPa$\cdot$m$^{-1}$；

$R_{(t)}$—动压力边界，m；

$h$—储层厚度，m；

$q_{\rm{d}}$—单位时间单位体积页岩解析量，s$^{-1}$；

$q_{{\rm{sc}}}$—页岩气产量，m$^3$/s。

页岩气产量递减快，初期产量即决定总体产能高低，一般前3个月以游离气为主，式(5)忽略气体解吸，有

$ t = {10^6}\dfrac{{\phi \mu C}}{K}\dfrac{{{{\rm{e}}^{CG{R_{\left( t \right)}}}}\left( {CG{R_{(t)}} - 1} \right) + 1}}{{{{\left( {CG} \right)}^2}}} $

(6)

图 5展示了不同启动压力梯度下页岩气的渗流距离，由图可知在前3个月页岩气渗流距离约7.8 m，表明在前期产量高峰段仅该部分区域内有产量贡献，故将该值作为簇间距优化的一个参考值。

长宁地区页岩气水平地应力差异较大(通常大于12 MPa)，为提高裂缝复杂程度需尽可能提高裂缝净压力。通过先压裂缝产生诱导应力，以提升后续裂缝延伸净压力。对于一口待压裂井，通常净压力不能预知，因此，为尽量利用应力干扰作用，选取诱导应力最大的区间作为簇间距优化参考依据。对于一条先压缝，缝内净压力在水平面上引起的最大裂缝诱导应力差为

$ {\left( {\dfrac{{{\sigma _x}}}{p}-\dfrac{{{\sigma _y}}}{p}} \right)_{\max}} = \left( {1 - 2\nu } \right)\left( {1 - \dfrac{{\sqrt {\dfrac{\nu }{{2\left( {3 - \nu } \right)}}} }}{{\sqrt {\dfrac{\nu }{{2\left( {3 - \nu } \right)}} + \dfrac{1}{4}} }}} \right) + \\{\kern 40pt} \dfrac{{\sqrt {\dfrac{\nu }{{2\left( {3 - \nu } \right)}}} }}{{4{\left[ {\dfrac{\nu }{{2\left( {3 - \nu } \right)}} + {\dfrac{1}{4}}} \right]}}^{\frac{3}{2}}} $

(7)

式中：

$\sigma _x, \sigma _y$—$x$、$y$方向的诱导应力，MPa；

$p$—先压缝内净压力，MPa。

产生最大诱导应力差的点与先压裂缝之间距离即为裂缝最大诱导应力干扰距离

$ L = h\sqrt {\dfrac{\nu }{{2(3 - \nu )}}} $

(8)

页岩气压裂由于受到层理的影响，纵向上高度突破困难，通常裂缝高度可取30 m，由图 6可知，页岩气最大诱导应力干扰距离6.9$\sim$8.2 m。综合页岩气渗流距离和裂缝干扰距离结果，并参考国外发展趋势，缝控体积压裂工艺建议单段6簇，簇间距6$\sim$8 m，单段段长40$\sim$50 m。

2.4 气水置换优选纳米压裂液

页岩气常规体积压裂采用滑溜水段塞加砂工艺，入地液量大；以长宁某井区为例，单井入地液量38 500$\sim$63 500 m$^3$，主体用液强度29$\sim$38 m$^3$/m(见图 7)。常规滑溜水界面张力较大，易堵塞微纳米孔隙，降低渗透率；而纳米压裂液体系粒径小(10$\sim$20 nm)、界面张力低(10$^{-8}$ N/cm)、接触角小(60°)，可进入小开度孔隙，促进气水置换，提高单井产量，因此，缝控体积压裂工艺优选纳米压裂液体系。

纳米滑溜水能进入页岩储层微纳米孔隙，形成更大的造缝空间，有效增大井筒与地层接触面积，增大泄流体积；同时，纳米滑溜水有助于形成水气驱替，提高孔隙流体压力，补充地层能量^[24]。在解除水锁方面，纳米滑溜水可改变岩石表面润湿性，减小水相黏滞阻力，提高流动性；降低气水界面张力，提高气相渗透率；有效增大气水两相流区域，降低渗流启动压力梯度，减少地层水渗流中的“卡断”现象。纳米滑溜水主体配方采用0.1%多功能纳米乳液+0.1%缔合增效剂+清水。

优选纳米线性胶进行连续加砂。常规体积压裂采用滑溜水段塞式加砂，通过压裂形成的复杂缝网进行自支撑，建立渗流通道，因此对支撑剂需求较小，加砂强度(图 7主体在1.42$\sim$1.92 t/m)较低。但长宁地区储层埋深大、地应力和地应力差均较高，水力压裂很难形成复杂缝网，裂缝自支撑提供的渗流通道有限，需要提高加砂强度来维持人工裂缝通道。页岩有蠕变现象，支撑剂逐渐嵌入储层，降低人工裂缝支撑宽度，减小甚至丧失导流能力，这也是页岩气产量递减快的原因之一。为保障导流能力，提高初产和稳产水平，需要大幅度提高加砂强度。滑溜水携砂能力较低，采用段塞式的加砂工艺很难提高加砂强度。纳米线性胶携砂性能好，能大幅度提升加砂浓度，采用连续加砂高强度铺砂，保障支撑裂缝导流能力。纳米线性胶主体配方为0.4%多功能纳米乳液+0.5%稠化剂+0.3%交联剂+清水。

2.5 有效压力优化支撑剂

支撑剂是改善油气渗流通道，形成高导流能力缝的重要保障。北美地区采用裂缝控藏体积压裂技术将加砂强度由1.5 t/m增加到3.0 t/m，估算最终采收量提高了3.3倍。支撑剂的优化主要是对支撑剂类型和粒径的优化。

对于支撑剂类型的优化，以形成裂缝有效支撑为依据。常规体积压裂以储层闭合压力(或最小水平地应力)为判断依据，支撑剂的抗压强度应大于闭合压力。在生产过程中，由于支撑裂缝中有气水流动，可以减小作用在支撑剂上的压力，实际作用在支撑剂上的有效压力$p_{\rm{e}}$为

$ p_{{\rm{e}}} = {\sigma _{\rm{h}}} - {p_{\rm{w}}} - {p_{{\rm{pf}}}} $

(9)

以长宁地区某井(最小水平地应力62 MPa)为例，先通过井口压力和产量计算得到井底流压，再通过孔眼节流计算节流压差，从而由式(9)计算出支撑剂有效压力。

由图 8所示某井生产过程有效应力可知，生产初期井底流压较高，支撑剂有效压力较低，远未达到常用支撑剂承压极限(见表 1)。随着生产进行，井口压力和产量下降较快，支撑剂有效压力快速上升；当井口压力和气量稳定下降时，有效压力缓慢上升。总体来看，支撑剂有效压力较闭合压力低10 MPa以上，仅用石英砂便可满足该井前3个月产气高峰段的支撑需求。

对于支撑剂粒径的优选，考虑到页岩压裂缝宽较小，分支缝和微裂缝较多，大粒径支撑剂运移困难，故优选70/140目石英砂+40/70目陶粒小粒径组合支撑剂。其中，70/140目石英砂主要用于近井筒打磨、降低滤失及支撑微裂缝，40/70目陶粒则用于支撑主体裂缝；如果压裂施工加砂顺利，可适当尾追30/50目陶粒以提高主缝导流能力。现场实践发现，70/140目石英砂在动态转向、提高裂缝复杂性、增加ESRV及有效降低砂堵发生几率上发挥了极大作用，细粉砂用量与产量存在正相关性，提高细粉砂的比例有利于提高单井产量。目前，长宁地区40/70目陶粒与70/140目石英砂用量比例约为7：3(见图 9)，细粉砂比例较小，可进行工艺对比试验逐步提高细粉砂占比，降低压裂支撑剂成本。

2.6 实验回归优化暂堵剂用量

压裂施工中运用暂堵剂，能有效避免传统施工中射孔簇压开不充分、簇缝之间缺乏有效连通等弊端，充分压开所有射孔簇，形成沿井筒分布的大范围纵横交错高强度裂缝网络，实现全方位基质渗流，增加井口产量和稳产能力，最大限度提高SRV。通过调整暂堵剂的粒径和投入时机，既可在裂缝内部暂堵，迫使裂缝转向增大改造体积；也可在裂缝缝口暂堵，打开全部射孔孔眼，实现裂缝转层。

暂堵剂的用量是压裂设计的关键参数之一，由于各厂家生产的暂堵剂性能不同，导致暂堵剂用量存在差异，但暂堵剂用量计算应遵循以下步骤：首先，对暂堵剂进行承压性能实验，对暂堵剂厚度、封堵宽度和封堵压力进行回归，得到满足承压要求下封堵宽度与封堵厚度的关系式；其次，通过压裂数值模拟得到裂缝动态缝宽，即为封堵宽度；最后，对需暂堵的体积进行计算，得出暂堵剂用量。

若进行缝口暂堵，暂堵剂用量为

$ M = {\rm{ \mathsf{ π} }} H(d\Delta d + \Delta {d^2}){\rho_{\text{视}}}(1 + k) $

(10)

式中：

$M$—暂堵剂用量，kg；

$H$—待封堵射孔段长度，m；

$d$—套管外径，m；

$\Delta d$—封堵厚度，m；

$\rho_{\text{视}}$—暂堵剂视密度，kg/m$^3$；

$k$—暂堵剂镶入系数，无因次，$k=0.6$。

若进行缝内暂堵，单簇暂堵剂用量为

$ M=W{H_{\rm{f}}}\Delta d{\rho_{\text{视}}}(1 + k) $

(11)

式中：

$W$—封堵宽度，m；

$H_{\rm{f}}$—裂缝高度，m。

3 现场应用

2019年6月，在宁209井区首次开展了一井次的裂缝控藏体积压裂技术试验。试验井宁209X-x井是开发水平井，位于长宁背斜构造中奥顶构造南翼，目的层位在龙马溪组，井深5 050 m，采用5$\frac{1}{2}''$套管完井。

3.1 储层地质特征

(1) 储层物性

宁209X-x井水平段长1 650.0 m，其中，Ⅰ类储层厚度1 574.1 m，Ⅱ类储层厚度64.1 m，Ⅰ类储层钻遇率96.1%，钻遇情况优良。测井解释平均有效孔隙度5.9%，有机碳含量3.9%，总含气量4.8 m$^3$/t，含气性中等，具有一定的压裂改造潜能。储层平均黏土含量19.6%，黏土含量较低，有利于压后返排；脆性指数较高，平均值为67.9%，有利于体积压裂形成复杂缝网(表 2)。

(2) 岩石力学与地应力

由表 3所示测井解释岩石力学与地应力参数表可以看出，储层杨氏模量为29.0$\sim$39.8 GPa，平均37.1 GPa；泊松比为0.26$\sim$0.32，平均0.29。通过直井段各向异性计算出快横波方位，得到现今最大水平主应力方向。宁209X-x井水平井段各向异性明显，在15%$\sim$20%；其最大主应力方向为近东西向，角度约90°$\sim$100°。储层最大水平地应力75.5$\sim$84.7 MPa，平均80.9 MPa；垂向应力为69.6$\sim$79.9 MPa，平均75.7 MPa，垂向地应力小于最大水平地应力，处于中间应力状态，水平缝开启较多，裂缝垂向延伸相对较小。最小水平地应力为62.8$\sim$71.1 MPa，平均66.8 MPa；水平地应力差12.5$\sim$14.6 MPa，平均达到14.1 MPa，地应力差异系数0.21，地应力差异大，不利于体积压裂改造，需采取暂堵措施，控制裂缝延伸方向，提升缝内净压力。

(3) 天然裂缝发育情况

天然裂缝是基质渗流的主要通道，充分沟通、利用更大范围的天然裂缝，是实现压后高产的前提。蚂蚁体裂缝预测(图 10)表明，邻井裂缝发育相对较好，而宁209X-x井总体裂缝发育不好，不利于增大改造体积，扩大泄油面积。

3.2 压裂设计与实施

宁209X-x井裂缝控藏体积压裂设计概要：

(1) 完井方式——采用电缆桥塞泵送高密度射孔完井，段内6簇，平均簇间距7.7 m。

(2) 压裂液体系——采用纳米滑溜水体系提高裂缝复杂程度，纳米线性胶携砂提高加砂强度。

(3) 支撑剂——采用70/140目石英砂打磨降滤、支撑微裂缝，40/70目陶粒支撑主裂缝。

(4) 泵注方式——前期纳米滑溜水段塞式加粉砂，后期纳米线性胶连续加陶粒。

(5) 施工排量——主体排量12$\sim$14 m$^3$/min，在施工控制压力下，尽可能大排量施工。

(6) 暂堵剂——采用60/100目暂堵剂进行缝内转向，采用1$\sim$3 mm+60/100目暂堵剂组合进行缝口转向，比例按2：3进行组合。

宁209X-x井单段压裂施工主要分为5个阶段，如图 11所示。阶段1主要采取前置酸液降低破裂压力，使近井筒附近小型裂缝汇集形成主裂缝。阶段2采取滑溜水携带粉砂打磨裂缝，降低近井筒裂缝的迂曲摩阻；在第3$\sim$5个段塞后尾追粉末暂堵剂，沟通开启天然裂缝。阶段3采取线性胶携带40/70目陶粒连续加砂，支撑主裂缝。第一次连续加砂结束后尾追1$\sim$3 mm暂堵剂，封堵已开启射孔簇，迫使剩余射孔簇全部开启，形成暂堵转向。阶段4$\sim$5重复阶段2$\sim$3过程，对新开启的裂缝进行打磨、缝内暂堵提高裂缝复杂度和连续加砂支撑主裂缝。图中，ⓐ、ⓑ及ⓓ为缝内暂堵压力涨，ⓒ为缝间暂堵压力涨。

宁209X-x全井加砂4 890.1 t，平均单段砂量168.6 t，其中，100目粉砂34.7 t，40/70目陶粒133.9 t。全井主压裂施工用液59 943.1 m$^3$，平均单段液量2 067.0 m$^3$，其中，滑溜水1 329.0 m$^3$，线性胶719.7 m$^3$。全井改造水平段长1 610.48 m，平均加砂强度3.04 t/m。

3.3 应用效果评价

通过压裂施工曲线推算出各段净压力范围，并与各段水平地应力差对比，结果见图 12。净压力越高，裂缝复杂程度越高，净压力大于水平地应力差是水力裂缝转向和沟通开启天然裂缝的前提^[25]，图 12中各段压裂施工时的最小净压力普遍低于水平地应力差1$\sim$3 MPa，主裂缝转向和天然裂缝沟通开启很难实现。现场施工采用暂堵转向技术大幅度提高了净压力上限，各段最高净压力远大于水平地应力差，成功实现水力裂缝转向和沟通开启天然裂缝。微地震监测结果显示，宁209X-x井储层改造体积SRV约2 420$\times$10$^4$ m$^3$，裂缝复杂指数0.42，表明压裂形成了复杂的裂缝网络。

从表 4可以看出，与宁209X-x井相邻的4口井(宁209X-1井、宁209X-2井、宁209X-3井及宁209X-4井)均采用每段3簇射孔，平均簇间距17.72$\sim$18.17 m，折算1 500 m水平段测试产量(10.7$\sim$16.6)$\times$10$^4$ m$^3$/d，平均13.1$\times$10$^4$ m$^3$/d。宁209X-x井采用裂缝控藏体积压裂技术，每段6簇射孔，平均簇间距7.70 m，测试产量28.6$\times$10$^4$ m$^3$/d，折算1 500 m水平段测试产量26.6$\times$10$^4$ m$^3$/d，相比邻井测试产量提升103%，增产改造效果显著。

4 结论

（1）裂缝控藏体积压裂技术强调“甜点区”和“非甜点区”的立体动用，通过减小簇间距、增加裂缝条数来加大缝控面积，形成连片控制区域，大幅度提高一次可采储量。

（2）缝控压裂工艺设计优化强调：优化射孔位置，应考虑三向地应力和应力干扰对破裂压力的影响；优化射孔总数，应考虑孔眼节流对净压力的提升；优化簇间距，应综合考虑气体渗流和应力干扰的作用；优选压裂液，应考虑气水置换、减小储层伤害和提高加砂强度等现实需求；优化支撑剂，应考虑有效压力和裂缝宽度对支撑剂强度、粒径的需求；优化暂堵剂，应考虑通过实验数据回归建立暂堵宽度与厚度的关系式，计算出缝内、缝口暂堵剂用量。

（3）该技术在宁209井区进行了1井次应用试验，折算1 500 m水平段测试产量26.6$\times$10$^4$ m$^3$/d，相比邻井测试产量提升103%，增产改造效果显著，可为该地区页岩气井的高效开发提供借鉴。