0 引言

页岩储层具有显著的低孔特低渗特征，若不进行储层改造，则不具备工业开采价值^[1-3]。经过多年的技术攻关，页岩气水平井分段压裂技术已成为页岩气规模效益开发的关键技术^[4-11]。页岩气水平井分段压裂技术以打碎储层、形成复杂缝网、建好“人工气藏”为核心内涵^[12]，雷群等^[13]提出了“缝控储量”等概念。因此，人工裂缝形态、波及范围对页岩气体积改造效果至关重要。

依据疲劳裂纹扩展与强度理论，裂纹沿垂直于最小水平主应力方向扩展，常规致密砂岩储层压裂后人工裂缝多呈双翼对称缝。而页岩储层富含石英、长石等脆性矿物成分，黏土含量一般不超过30%，目前脆性矿物含量已被业界作为页岩气甜点识别的关键指标之一^[14-16]。受页岩矿物成分影响，页岩在成岩作用期间易形成细微层理缝、收缩细微裂纹，该类裂纹多属于厘米级尺寸，矿场多采用综合地球物理测井成果中的斯通利波衰减幅值进行表征，无法获得裂缝方位信息，现有技术条件下无法实现该类天然裂缝的定量描述。在大型地质构造运动中易形成尺寸较大的天然裂缝带或断层，该类裂缝带或断层多属于米级、千米级尺寸，矿场多采用三维地震解释成果中的相干体、蚂蚁体、似然体、增强相干体等进行表征，可获取天然裂缝方位信息。为了便于分析不同天然裂缝对压裂施工的影响，本文将通过斯通利波衰减可识别的天然裂缝定义为细微天然裂缝，将通过三维地震可识别的天然裂缝定义为大尺度天然裂缝。

天然裂缝既是油气资源良好的储渗空间，也是影响水力裂缝扩展的重要因素。因此，通过地质工程一体化研究思路，研究天然裂缝对压裂施工及效果的影响，充分利用天然裂缝的有利属性提高压裂设计方案的针对性及改造效果，尽可能降低天然裂缝对压裂设计执行率及效果的负面影响，具有重要的理论意义与现实意义。

1 天然裂缝对水力裂缝扩展的影响

天然裂缝是结构弱面，当水力裂缝与天然裂缝相遇时，水力裂缝将受天然裂缝影响。Kan Wu等^[17]研究认为水力裂缝与天然裂缝的相互关系可分为3类：水力裂缝突破天然裂缝(图 1a); 水力裂缝沟通天然裂缝后沿着天然裂缝方向扩展(图 1b); 水力裂缝沟通天然裂缝后沿着原来的方向扩展(图 1c)。

水力裂缝与天然裂缝的3种基本关系主要取决于裂缝的尺度差异和能量差异。根据Blanton准则^[18]，天然裂缝处于原始状态下，水力裂缝直接穿过天然裂缝的前提条件是：天然裂缝张开时交点处所需的压力高于天然裂缝另一侧起裂所需的破裂压力(图 1a)。当天然裂缝面上作用的正应力σ_n小于两条缝交点处的流体压力Δp(即缝内净压力)时，天然裂缝将会张开(图 1b)。当天然裂缝与水力裂缝交点处的流体压力大于平行于天然裂缝面的正应力σ_t与岩石抗张强度T_o之和时，水力裂缝在沟通天然裂缝过程中可实现裂缝转向(图 1c)。实际地层中，大尺度天然裂缝为结构弱面，通常情况下更容易被打开。如图 2所示，天然裂缝欠发育区，微地震事件点沿垂直井筒方向展布; 而天然裂缝发育区，微地震事件点沿天然裂缝走向展布，人工裂缝沿天然裂缝扩展特征明显。

2 细微天然裂缝对页岩气井压裂的影响 2.1 细微天然裂缝对压裂设计执行率及效果的影响

为实现压裂施工参数与设计参数的符合程度定量化，本文定义压裂设计执行率，通过以下公式计算：

$ \begin{array}{c} \alpha_{i}=\left\{\begin{array}{cc} \frac{\alpha_{1 i}+\alpha_{p i}+\alpha_{q i}}{3} & (\text { 第 } i \text { 段压裂 }) \\ 0 & (\text { 第 } i \text { 段不压裂 }) \end{array}\right. \end{array} $

(1)

$ \alpha_{1 i}=\left\{\begin{array}{ll} \frac{l_{\mathrm{d} i}}{l_{\mathrm{a} i}} \times 100 \% & \left(l_{\mathrm{a} i} \geqslant l_{\mathrm{d} i}\right) \\ 100 \% & \left(l_{\mathrm{a} i} <l_{\mathrm{d} i}\right) \end{array}\right. $

(2)

$ \alpha_{\mathrm{p} i}=\left\{\begin{array}{ll} 100 \% & \left(p_{\mathrm{a} i} \geqslant p_{\mathrm{d} i}\right) \\ \frac{p_{\mathrm{a} i}}{p_{\mathrm{d} i}} \times 100 \% & \left(p_{\mathrm{a} i} <p_{\mathrm{d} i}\right) \end{array}\right. $

(3)

$ \alpha_{\mathrm{q} i}=\left\{\begin{array}{ll} 100 \% & \left(q_{\mathrm{a} i} \geqslant q_{\mathrm{d} i}\right) \\ \frac{q_{\mathrm{a} i}}{q_{\mathrm{d} i}} \times 100 \% & \left(q_{\mathrm{a} i} <q_{\mathrm{d} i}\right) \end{array}\right. $

(4)

式中α_i——第i段设计执行率，%;

α_li——第i段泵注液量设计执行率，%;

α_pi——第i段支撑剂加量设计执行率，%;

α_qi——第i段施工排量设计执行率，%;

l_ai——第i段泵注液量实际值，m³

l_di——第i段泵注液量设计值，m³;

p_ai——第i段支撑剂加量实际值，t;

p_di——第i段支撑剂加量设计值，t;

q_ai——第i段施工排量实际值，m³/min;

q_di——第i段施工排量设计值，m³/min。

针对页岩储层，层理缝或细微天然裂缝渗透率是基质渗透率的成百上千倍。因此，在相同温度及压差条件下，液体在细微天然裂缝发育区滤失更大。采用低黏滑溜水压裂施工期间，液体高滤失易导致水力裂缝内净压力不足、缝宽窄，缝内支撑剂易沉降形成砂桥，支撑剂加入难度大，砂堵风险高，支撑剂加量难以保证。

以X1井为例(图 3)，压裂改造段斯通利波衰减情况表明：该井第3~15压裂改造段位于细微天然裂缝发育区; 而第1~2段、第16~20段位于细微天然裂缝欠发育区。压裂施工数据表明：细微天然裂缝发育区支撑剂加量、压裂设计执行率普遍低于细微天然裂缝欠发育区; 且细微天然裂缝发育区压裂后10min压力降落值明显更高，表明压后储层渗透性更好、滤失更大。与同平台邻井相比，X1井静态地质参数、优质储层钻遇率等地质工程基础条件无明显差异，X1井在井口套压为5~6MPa条件下获产气量(2.5~3.3)×10⁴m³/d，而同平台邻井在井口套压为8~12MPa条件下获产气量(11~29)×10⁴m³/d，分析表明，细微天然裂缝发育是导致X1井低产的主要原因。

2.2 压裂工艺措施调整探索

体积压裂以提高气井预测最终可采储量(EUR)为目标，以提高储层改造体积(SRV)、裂缝复杂程度及支撑裂缝导流能力为手段。裂缝复杂程度可用K进行表征，计算公式如下:

$ K=\frac{\frac{W}{L}}{\frac{\Delta l}{L}}=\frac{W}{\Delta l} $

(5)

式中W——单段微地震监测缝宽，m;

L——单段微地震监测缝长，m;

∆l——单段改造段长，m。

依照裂缝复杂性评价标准：K等于零时，为单一裂缝形态; K大于零且小于3时，为复杂裂缝形态; K大于或等于3时，为网络裂缝形态。K值越大，裂缝复杂程度越高，压裂改造越充分。水力裂缝追求“控近扩远”，即近井筒造宽的主裂缝，远井筒造窄的分支裂缝，从而实现“树形”的复杂缝网; 支撑剂铺置追求水力裂缝的多尺度支撑，即小粒径支撑剂充填细微分支裂缝，大粒径支撑剂充填主裂缝，实现储层改造体积、裂缝复杂程度、支撑裂缝体积三者的协调统一。

根据以上分析结果，近井筒细微天然裂缝发育不利于达到体积压裂目标，针对细微天然裂缝发育储层的压裂改造，可对压裂工艺进行如下调整：①在前置液泵注期间，采用低滤失性的高黏压裂液造主裂缝，而后期采用低黏滑溜水造分支裂缝、携砂，力求沟通更多的井筒远端细微天然裂缝，提高储层改造体积; ②增大压裂施工初期小粒径石英砂用量，封堵近井筒细微天然裂缝; ③采用短簇少孔射孔方式，通过降低射孔孔眼数目，减少水力裂缝起裂点，降低近井筒裂缝弯曲摩阻。

2.3 措施调整后效果评价

Z1井与X1井地理位置直线距离为12km，优质页岩储层均为龙马溪组，Z1井储层钻遇率略低于X1井，均采用套管完井工艺，压裂主体工艺及规模参数相当。如图 4所示，Z1井第11~19改造段为细微天然裂缝发育区(第12段丢段)。通过采用前期高黏压裂液造主裂缝，后期低黏滑溜水造细微分支裂缝并携带支撑剂的压裂工艺调整，该区压裂设计执行率较细微天然裂缝欠发育区无明显差异。且该区微地震事件点密集程度、覆盖范围明显高于细微天然裂缝欠发育区，证实工艺优化后储层改造体积、裂缝复杂程度得以较大提升。

在Z1井各段压裂施工参数大致相当的情况下，细微天然裂缝发育区实际压裂段长502m，占总压裂段长的42.5%。生产测井表明，细微天然裂缝发育区为该井主力产气区：在全井9×10⁴m³/d生产制度下，第11~19段产气量为6.3×10⁴m³/d，产能贡献率为70%;在全井15×10⁴m³/d生产制度下，第11~19段产气量为10.8×10⁴m³/d，产能贡献率为72%。即42.5%的压裂段长，贡献了超过70%的产气量，表明对细微天然裂缝发育储层合理调整压裂工艺可提高储层改造体积及裂缝复杂程度，最终实现较高的产量提升。

3 大尺度天然裂缝对页岩气井压裂的影响 3.1 大尺度天然裂缝对压裂设计执行率及效果的影响

压裂期间，水力能量难以突破大尺度天然裂缝约束，当水力裂缝扩展过程中遇到大尺度天然裂缝后，多被大尺度天然裂缝捕获。因此，微地震监测事件点多沿天然裂缝展布方位聚集，而在垂直于天然裂缝方向上事件点较少。矿场实践表明，大尺度天然裂缝与井筒、地层最小水平主应力方向的夹角大小是影响压裂施工的重要因素，实际井筒方位多沿地层最小水平主应力方向设计，因此重点分析大尺度天然裂缝与井筒夹角大小对压裂施工的影响。

3.1.1 近似平行井筒的大尺度天然裂缝

如图 5a所示，L1井某段压裂施工时微地震监测结果表明，该段存在两条近似平行于井筒的大尺度天然裂缝，其中大尺度天然裂缝1与井筒斜交，大尺度天然裂缝2与井筒存在一定距离。压裂初期，左侧水力裂缝被大尺度天然裂缝1捕获，右侧水力裂缝未受大尺度天然裂缝2影响，沿原地最大水平主应力方向扩展; 压裂中后期，左侧水力裂缝未突破大尺度天然裂缝1约束，继续被捕获，右侧水力裂缝向前扩展至大尺度天然裂缝2附近，被大尺度天然裂缝2捕获，即最终水力裂缝均沿大尺度天然裂缝1和2扩展，液体滤失大、水力能量不足导致缝宽较窄。对应该段压裂施工曲线(图 5b), 压裂初期，左侧水力裂缝被捕获，右侧水力裂缝可向前扩展，施工压力出现轻微上涨，但长段塞100kg/m³砂浓度70/140目石英砂进入地层后井下风险可控; 随着右侧水力裂缝被捕获，短段塞60kg/m³砂浓度40/70目陶粒进入地层后形成砂桥特征明显，井下砂堵风险急剧增加; 即使通过纯压裂液高排量冲洗、高黏冻胶扩缝等措施处理，但效果不明显; 短段塞60kg/m³砂浓度40/70目陶粒进入地层后压力仍出现一定幅度上涨，砂堵风险逐渐积聚，支撑剂加入难度大，最终L1井该段压裂设计执行率不足35%。

如图 6所示，L1井压裂完成后，微地震事件点展布表明，井周发育3条大尺度天然裂缝，其中两条近似平行于井筒。该井因受大尺度天然裂缝影响，液体效率低，导致总体储层改造体积偏小，仅为8548×10⁴m³，且以沟通大尺度天然裂缝为主(占比超过55%)。微地震事件点呈条形，裂缝复杂程度偏低。根据裂缝复杂程度判定标准，当K大于或等于3时为网络裂缝，L1井各段裂缝均未达到网络裂缝标准。其中，第1~11段受两条近似平行于井筒的大尺度天然裂缝影响，导致近井筒部分区域尚未有事件点覆盖，储层改造体积偏小; 第12~18段受过井大尺度天然裂缝影响，各段微地震事件点均只在大尺度天然裂缝发育区聚集，导致重复改造。

3.1.2 与井筒大角度相交的大尺度天然裂缝

当大尺度天然裂缝走向与井筒方向垂直或具有较大夹角时，因水力裂缝多沿天然裂缝方向扩展，支撑剂运移通道顺畅，大粒径支撑剂加入难度不大(图 7)。

当水力裂缝扩展至近似平行于井筒大尺度天然裂缝发育区时，常因被捕获而终止沿原方位扩展，而当水力裂缝扩展至近似垂直于井筒大尺度天然裂缝发育区时，大尺度天然裂缝的力学薄弱特征导致其充当水力裂缝“引路人”的角色，水力裂缝被快速引导至井筒远端。页岩气采用水平井井组式开发、工厂化拉链式压裂作业，平台内井间巷道距离一般为300~400m，该类情况下，压力波甚至压裂液很容易传播至邻井而产生压裂井间干扰。

图 8所示，CNX4平台3口井水平段巷道间距为300m，B井第12段位于大尺度天然裂缝发育区，且该大尺度天然裂缝穿越A井、B井、C井井筒。B井第12段压裂施工期间，微地震事件点覆盖A井、C井区域，同时A井、C井井口压力出现同步上涨，发生了压裂井间干扰。

压裂井间干扰对邻井，特别是对处于生产期间的邻井影响较大。如图 9所示，因压裂施工导致邻井在排液生产期间发生井间干扰，在排液制度不变的情况下，井口压力经历多次波动由32MPa下降至20MPa，气井日产气量经历多次波动由35×10⁴m³下降至9×10⁴m³，排液速度由17m³/h上升至28m³/h，出现显著的“水淹”特征，矿场立即组织关井，井口压力由20MPa上升至41MPa，待邻井压裂完成后重新开井排液，排液量急剧增加，待重新排液约20d后，气井日产气量、排液速度、井口压力才得以恢复正常。因此，压裂井间干扰对邻井生产效果具有较大的影响。

与井筒大角度相交的大尺度天然裂缝发育区除易诱发压裂井间干扰外，也易诱发压裂套管变形。统计表明，威202井区压裂套管变形位置位于大尺度天然裂缝发育区的比例超过70%。研究表明^[17-25]，大尺度天然裂缝发育区的地层剪切滑移是造成长宁—威远页岩气示范区内压裂套管变形的主要原因，如图 10所示，桥塞泵送遇阻点(疑似套损点)主要位于大尺度天然裂缝与井筒相交位置。

当发生压裂套管变形或压裂井间干扰时，将严重影响压裂设计执行率与改造效果。套管变形后，分段桥塞泵送期间常表现为遇阻遇卡，后期连续油管桥塞钻磨、射孔枪串工具打捞等井下复杂处理作业耗时长、成本高。采用暂堵球笼统压裂套管轻微变形改造段时，易产生不均匀改造，套管变形严重时常导致丢段，从而影响压裂设计执行率及压裂时效。2017—2018年长宁地区压裂非生产时效中，套管变形占比超过30%。长宁CNX3平台压裂期间3口井共丢17段，放弃压裂826m，严重影响了压裂设计执行率及改造效果，该平台3口井压裂后平均测试日产量仅为15×10⁴m³，约为相邻平台7口井平均测试日产量的53%。

3.2 提高大尺度天然裂缝发育改造段压裂施工成功率的探索

大尺度天然裂缝发育储层压裂后裂缝形态单一是造成压裂井间干扰、邻井套变及压后改造效果欠佳的主要原因，实现水力裂缝转向是提高大尺度天然裂缝发育改造段压裂施工成功率的重要手段。按照本文第1部分提出的天然裂缝发育储层的裂缝扩展机理，当σ_t与T_o一定时，唯有提高缝内净压力才能实现裂缝转向。如公式(6)所示，缝内净压力与压裂液黏度、施工排量的幂次方成正比，因此矿场多采用提高压裂液黏度、提高压裂液泵注排量(施工排量)来提高缝内净压力。

$ \Delta p \propto {\mu ^{{\alpha _{\rm{ \mathsf{ μ} }}}}}{Q^{{\alpha _{\rm{q}}}}} $

(6)

式中Δp——缝内净压力，Pa;

μ——压裂液黏度，mPa·s;

Q——压裂液泵注排量，m³/min;

α_μ——黏度影响因子;

α_q——排量影响因子。

页岩储层压裂以实现复杂裂缝网络为目标，而高黏压裂液滤失小、压裂以形成主裂缝为主，不满足页岩储层改造需要。因此，提高压裂液泵注排量便成为提高缝内净压力的有效手段。高泵注排量将引起高地面泵注压力，受限于地面压裂设备额定工作压力及压裂设备供给能力，矿场压裂泵注排量提高幅度有限。利用固相颗粒堵塞井下部分裂缝通道，降低裂缝滤失，导致井下“憋压”，从而实现缝内流体压力(即缝内净压力)提高，这便是暂堵转向压裂的工艺原理。国外常根据射孔孔眼直径的1/3~1/2优选暂堵剂颗粒直径。

除通过增加缝内净压力突破大尺度天然裂缝约束外，矿场也采用降低压裂规模的方式来缩短水力裂缝缝长，从而降低套管变形、井间干扰的程度。

3.3 措施调整后效果评价

暂堵转向压裂工艺实施情况表明，暂堵效果存在一定不确定性。如图 11所示，暂堵剂投注前后微地震事件点展布位置表明，投注暂堵剂前后微地震事件点分布区域无明显变化，暂堵效果不显著(图 11a); 通过暂堵剂的投注，提高储层改造体积、提高裂缝复杂程度效果显著(图 11b)。针对套管变形、压裂井间干扰，采用降低施工排量及施工总液量的方式取得了一定的效果。

4 结论及建议

页岩储层低孔特低渗特征明显，未改造的页岩储层难以获得工业气流，构建复杂裂缝网络是页岩气开发的关键。因此，基于“打碎”储层，形成复杂缝网，建好“人造气藏”的页岩气体积压裂理念，利用天然裂缝来提高缝网复杂程度、储层改造体积对提高页岩气开发效益具有重要的意义。

(1) 天然裂缝发育储层液体滤失大，缝内净压力低，支撑剂加入难度大。不同尺度天然裂缝对支撑剂加入影响存在差异：细微天然裂缝发育储层因系统渗透率高、滤失大、裂缝波及体积有限导致加砂难度大; 大尺度天然裂缝与井筒方位关系影响支撑剂加入难度，大尺度天然裂缝与井筒夹角越小，加砂难度越大。大尺度天然裂缝发育是导致压裂期间井间干扰、套管变形的重要因素。

(2) 细微天然裂缝发育储层易导致近井筒裂缝过于复杂，裂缝向外扩展受限，储层改造体积偏小制约压裂后改造效果。通过前置高黏压裂液造主缝，低黏滑溜水携砂可提高储层改造体积，实现“控近扩远”，充分利用细微天然裂缝提高改造效果。

(3) 大尺度天然裂缝无论平行于井筒还是斜交于井筒，储层改造体积、裂缝复杂程度均偏低，改造效果欠佳，暂堵转向工艺虽能提高局部裂缝复杂程度，但不能改变裂缝整体扩展方位，且暂堵转向效果存在一定不确定性。

(4) 建议进一步深化压裂地质工程一体化，特别是大尺度天然裂缝发育储层的压裂工艺技术攻关研究，为压裂井间干扰、套管变形的防治及大尺度天然裂缝发育段压裂后裂缝复杂程度与储层改造体积的提高提供更强的技术支撑。