0 引言

页岩气主要由游离气和吸附气构成，从致密页岩中实现吸附气和游离气的规模化开采需要依赖大规模水力压裂技术。由于中国页岩气区块在构造、沉积类型、有机碳含量、含气量、热演化程度、埋深、地表条件和油气管网等^[1-13]与美国存在很大的差异，因此在借鉴北美大型水力压裂技术^[14-18]时需要考虑中国的特殊性。当前地质工程一体化技术^[19-24]对于实现压裂施工后的裂缝网络化、产量的最大化具有重要意义，因此为了进一步实现四川盆地威远有利区块页岩气井的高效开发，开展页岩储层特征及其对压裂工程施工和测试产量的影响研究非常重要。

关于威远区块地质特征、储层特征方面的研究很多，但仅仅限于对储层自身的研究，并没有从储层特征出发研究其对压裂施工及产量的影响，没有地质工程一体化的全盘考虑。本文在前期威远区块地质特征、储层特征等研究工作^{[19-21, 25]}的基础上，探索储层特征对压裂施工和产量的影响，并建立测试产量的静态评价模型，为提高页岩气开发认识、实现地质工程一体化提供依据。

1 研究区概况

威远区块位于四川盆地西南部，构造位置处于川西南古中斜坡低褶带，发育威远背斜构造。区块地势西北高、东南低，海拔为200~800m，人口密度大，水资源丰富。区块内钻探了威202、威204等井，并在威202井区和威204井区实施了三维地震勘探（图 1）。其中威202井区探明含气面积54.86km²，探明地质储量为312.63×10⁸m³，技术可采储量为78.16×10⁸m³。截至2018年10月，威远区块共投产页岩气水平井54口，开井53口，关井1口，日产气108.38×10⁴m³，2018年产气3.34×10⁸m³，历年累计产气17.34×10⁸m³。

四川盆地及周缘下志留统龙马溪组发育一套海相富含黑色笔石页岩，是目前四川盆地页岩气勘探开发的主力层系。龙马溪组总体以黑色碳质页岩、黑色粉砂质页岩为主，颜色和颗粒粒度随深度增加而变深、变细，发育水平层理、交错层理、结核、示顶底构造及擦痕等。地层厚度为300~600m，分布稳定，含大量笔石生物化石。经过多年研究，龙一1亚段被认为是最有利于页岩气富集的优质页岩段，并依据岩性和矿物类型等特征划分为4个小层，自下而上分别命名为a、b、c、d（图 2）。

龙一1亚段岩性以灰黑色、黑色页岩为主，富含生物化石。矿物主要包括石英、斜长石、方解石、白云石、黏土及黄铁矿，除龙一1^d小层外，其他3个小层脆性矿物含量较高，一般大于60%，具有较好的脆性特征，龙一1^a小层中下部脆性最好，含量为66.8%~97.5%，平均为80.9%，黏土含量小于10%。龙一1亚段总体上属于中—低孔、特低渗透页岩储层，有效孔隙度主要为4%~7%，平均为5.71%，纵向上龙一1^a小层整体物性最好，平面分布相对稳定。页岩储层储集空间以裂缝、有机质孔、黏土矿物层间微孔为主，其中裂缝主要发育构造裂缝、层间页理缝和层间滑移缝。页岩储层有机质类型主要为Ⅰ或Ⅱ₁型，纵向上TOC自上向下逐渐增加，龙一1^d小层TOC普遍小于2%，龙一1^a小层TOC最大，为6%~8%，平面上各井对比性较好。R_o值主要为2.76%~2.82%，达到过成熟阶段。龙一1^a小层含气量最高，属于游离型页岩气层；龙一1^d小层含气性最差，属于吸附型页岩气层^[26-28]。

2 页岩储层特征对压裂施工的影响

大规模水力压裂技术的应用使页岩储层开发成为可能。通过水平井多段分簇压裂，实现裂缝系统的网络化，才能实现体积改造，成功开采出页岩气，但由于页岩储层在纵向上非均质性差异大，特别是储层物性特征的差异导致压裂施工规模差别较大，因此很有必要对影响储层改造效果的因素进行探讨，主要包括脆性指数、水平应力差异系数和裂缝分布发育情况^[29-31]。

2.1 脆性指数、水平应力差异对压裂施工的影响

根据北美页岩气水平井的压裂经验，硅质含量相对较高或者碳酸盐矿物含量越高，越容易形成裂缝网络，页岩气渗流能力越强，因此脆性指数可作为评价页岩可压性的重要参数。脆性指数可按下式计算：

$ B I=\frac{Y M+P R}{2} $

(1)

其中

$ Y M=\frac{Y M S C-1}{7} \times 100 \% $

(2)

$ P R=\frac{0.4-P R C}{0.25} \times 100 \% $

(3)

式中  BI——脆性指数，%；

YM——均一化后的杨氏模量；

PR——均一化后的泊松比；

YMSC——综合测定的杨氏模量，MPa;

PRC——综合测定的泊松比。

对于页岩而言，要在各个方向上形成复杂裂缝网络，需要满足一定地应力条件，而地应力对裂缝形态的影响主要体现在水平主应力差的大小上，而水平主应力差对裂缝形态的影响取决于水平应力差异系数K_h。

$ K_{\mathrm{h}}=\frac{\sigma_{\mathrm{H}}-\sigma_{\mathrm{h}}}{\sigma_{\mathrm{h}}} $

(4)

式中  σ_H、σ_h——分别为最大水平主应力、最小水平主应力，MPa。

当水平应力差异系数较小时，水平裂缝在多个方向开始起裂，延伸过程中会产生多级裂缝系统，随着水平应力差异系数的增加，裂缝对主地应力方向的作用越来越大，最后裂缝会沿最小水平主应力的垂直方向扩展，最终形态比较单一。因此脆性指数越高，水平应力差异系数越低，越利于形成网状裂缝。

如图 3、图 4所示，威202井区脆性指数越高，停泵压力越低；水平应力差异系数越低，停泵压力越低。

2.2 裂缝发育对压裂施工的影响

由于直接建立储层参数与压裂施工参数如停泵压力、最高泵压、支撑剂量和总液量之间的关系比较困难，因此考虑通过不同段号之间的停泵压力分析建立与压裂施工参数之间的相关性。图 5为威202H2平台上倾井和下倾井停泵压力在不同段的分布，由图 5可知，上倾井在0~12段时停泵压力变化相对平稳，而在12~16段之间停泵压力变化明显；下倾井在0~10段时停泵压力相对平稳，而在10~20段之间停泵压力变化明显。结合微地震监测（图 6），认为上倾井和下倾井分别在12段和10段之后可能存在裂缝发育的影响。

3 目的层钻遇率与改造长度对页岩气产量的影响 3.1 小层钻遇率对测试产量的影响

储层特征是影响产量的关键因素^[25]，为了明确测试产量与龙一1^a小层（箱体）钻遇率之间的关系，统计了威远区块生产井测试产量和龙一1^a小层钻遇率数据。由图 7可知，随着龙一1^a小层钻遇率增加，折算测试产量逐渐增大，当龙一1^a小层钻遇率高于80%时，折算测试产量出现急剧增大，因此威远区块生产井龙一1^a小层的临界钻遇率为80%。

3.2 改造长度对测试产量的影响

由图 8可知，随着改造长度的增加，测试产量逐渐增加，当改造长度为1250m时，测试产量出现急剧增加，因此威远区块生产井龙一1^a小层的临界改造长度为1250m。

为了更加明确各个小层对产量的贡献率，同时加强地质导向的精确度，将龙一1^a小层继续细化分层，如图 2所示，为龙一1^a上、龙一1^a中和龙一1^a下。龙一1^a上岩性较致密，具高自然伽马和较高的无铀伽马，中子孔隙度指示黏土含量较高，硅质含量较少，电阻率较低，含气量及脆性指数较差。龙一1^a中具低平自然伽马与无铀伽马，硅质含量在龙马溪组中为最高，含量大于80%，中子孔隙度呈现气层“挖掘效应”指示，阵列侧向电阻率呈锯齿状高值，具低中子、低密度、块状高阻的硅质页岩特征。龙一1^a下为高自然伽马和较高的无铀伽马组合，硅质含量高，笔石化石最为发育，中子孔隙度呈现气层“挖掘效应”指示，阵列侧向电阻率呈锯齿状高值，具高硅低钙特征。

利用各小层对贡献率的差异性，通过评价不同小层改造长度与产量对应关系的拟合程度，建立改造长度对产量的贡献率模型。

定义各小层改造长度对产量的贡献率为x_i，也即单位长度下的供气能力，各小层改造长度为L_i，则产量与改造长度的关系式为：

$ Q=x_{1} \cdot L_{1}+x_{2} \cdot L_{2}+x_{3} \cdot L_{3}+x_{4} \cdot L_{4}+x_{5} \cdot L_{5}+q $

(5)

式中  Q——测试产量，10⁴m³/d；

q——其他参数影响下的产量。

计算方法：①分别建立L_a上、L_a中、L_a下、L_b和L_c与产量关系曲线，并计算拟合程度参数；②按照拟合程度大小进行排序，建立拟合程度最高的L_a中与产量的拟合曲线关系式；③将L_a下以5%、10%、20%、30%、40%、60%、80%、100%折算到L_a中，此时折算比例为100%时拟合程度最高，建立(L_a中+100%L_a下)与产量拟合曲线关系式；④采用同样方法将L_a上以5%、10%、20%、30%、40%、60%、80%、100%折算到(L_a中+100%L_a下)，此时折算比例为30%时拟合程度最高，建立(L_a中+100%L_a下+30%L_a上)与产量拟合曲线关系式；⑤采用同样方法将L_b以5%、10%、20%、30%、40%、60%、80%、100%折算到(L_a中+ 100%L_a下+30%L_a上)，此时折算比例为10%时拟合程度最高，建立(L_a中+100%L_a下+30%L_a上+10%L_b)与产量拟合曲线关系式；⑥采用同样方法将L_c以5%、10%、20%、30%、40%、60%、80%、100%折算到(L_a中+100%L_a下+30%L_a上+5%L_b)，此时折算比例为5%时拟合程度最高，建立(L_a中+100%L_a下+30%L_a上+ 10%L_b+5%L_c)与产量拟合曲线关系式。

此时公式（5）即转换为公式（6）：

$ \begin{aligned} Q=&\left(0.79 L_{\rm a 中}+0.237 L_{\rm a 上}+0.72 L_{\rm a 下}+0.078 L_{\rm b}+\right.\\ & 0.0395 L_{\rm c} ) / 100+17.536 \end{aligned} $

(6)

式中  L_a中——穿过龙一1^a中小层改造长度，m；

L_a上——穿过龙一1^a上小层改造长度，m；

L_a下——穿过龙一1^a下小层改造长度，m；

L_b——穿过龙一1^b小层的改造长度，m；

L_c——穿过龙一1^c小层的改造长度，m。

根据公式（6），可以建立威远区块生产井测试产量与储层改造长度回归模型。由表 1可知，利用该模型预测的测试产量与实际测试产量差别较小，相对误差在10%以内。该模型预测的测试产量可用于评价早期气井产能，后续研究中需继续完善成型。

4 结论

威远区块威202井区储层脆性指数越高、水平应力差异系数越低，则停泵压力越低，形成复杂裂缝的可能性越大，因此在随钻地质导向中，需要有地质工程一体化的思维，充分考虑储层的脆性和可压性，为后期压裂改造做好充分的准备。

威远区块生产井龙一1^a小层钻遇率及改造长度均存在临界值，临界钻遇率与临界改造长度分别为80%和1250m。为了更好地实现测试产量的最大化，在随钻地质导向中可通过实时调整钻头方向将龙一1^a小层钻遇率提高至80%以上，在压裂改造中尽可能使其水平段压裂长度大于1250m。

建立威远202井区测试产量与储层改造长度回归模型，预测测试产量与实际测试产量误差小，可用于早期气井测试产量的预测及储层改造效果分析。在后期研究中可结合微地震解释的裂缝纵向连通高度、平面延展宽度，建立页岩压裂水平井的测试产量与有效改造体积之间的关系，并用于压裂后水平井产量快速预测，为施工决策者提供较为可靠的依据。