蔡 文，王 伟，梅俊伟，倪振玉
(中石化华东油气分公司勘探开发研究院，南京 210011)
页岩气为低渗透气藏，通常利用水平井压裂技术对储层进行改造实现效益开发。曹廷宽[1]在储层产能研究中发现储层的地应力大小和方向与储层压裂效果及产能具有一定的相关性。冯春强[2]等人建立了基于裂缝模型的水平井方位优化方法，通过基于裂缝模型的水平井方位，认为在裂缝发育区域，水平段与最大主应力夹角为75°时，压裂改造效果最好，单井产能最高。黄小亮[3]等人通过应力敏感性伤害试验及分析得出低渗透气藏具有很强的应力敏感性。杨向同[4]分析认为井间产能差异大，主要是背斜不同部位的最小水平主应力差异造成的。背斜鞍部的最小水平主应力大，使得垂直于最小水平主应力的天然裂缝闭合程度高，人工裂缝导流能力差，单井产能低，反而是背斜翼部单井产能高[5]。对于地质条件和压力系数基本相似的气井，水平井的产能主要受地应力和水平井参数影响，所以该研究通过对水平井水平段参数(水平段长和水平段方位)进行论证优化，以便实现单井产能提升。
1.1 地质特征
1.1.1 构造特征
南川地区构造上位于四川盆地东南缘的盆缘复杂构造带，经历了加里东期、海西期、印支期及燕山—喜山期多期构造运动后，形成了东胜和平桥等构造带，东胜构造带处于平桥构造带与南川鼻状构造带之间，被龙济桥断层、平桥西断层和袁家沟断层所夹持，呈北东走向，长20 km，宽2.8～7.0 km，平面上表现为中间狭窄，向NE方向、SW方向逐渐变得宽缓，地层向南抬升，往北倾没，由东胜背斜和东胜南斜坡构成。东胜背斜核部地层较缓，西翼地层窄陡，微幅构造发育，实钻显示地层高陡，地层倾角达30°～65°，东翼地层平缓，由北向南构造宽度由2.3 km增大至6.0 km,自西向东埋深由3 400 m增大至4 500 m,倾角0°～15°，小断层及微幅构造发育少。SY1井区位于东胜构造带东胜背斜东翼，北以三级断层龙济桥为界，南以三级断层平桥西为界，呈单斜形态，地层相对平缓(0°～15°)，内部未见次级断层。图1所示为南川地区五峰组底面构造及研究区位置。
图1 南川地区五峰组底面构造及研究区位置图Fig.1 Map of bottom structure and study area of Wufeng Formation in Nanchuan Area
1.1.2 储层特征
晚奥陶世晚期—志留纪早期，四川盆地发育深水-半深水陆棚相，岩性以深灰、黑色硅质页岩为主，分布范围广，厚度达到80～120 m。东胜构造带页岩气层主要发育在奥陶系五峰组—志留系龙马溪组一段，埋深2 500～4 200 m，下部气层①～⑤小层为优质页岩段，硅质页岩厚度约为29～31 m,具有TOC高、物性中等、高含气量、高脆性等特征。氩离子抛光扫描电镜下观察到由于片状黏土矿物在压变过程中沿着解理面剥离所生成的微裂缝即解理缝，如图2所示。
图2 SY1井微裂缝氩离子抛光扫描电镜图Fig.2 Scanning electron microscope of argon ion polishing for micro-fracture in well SY1
FMI(地层微电阻扫描成像)图像反映了整个测量井段相对电阻率变化，颜色越深电阻率越低，颜色的突变揭示了各种地质事件，其中高阻缝在FMI图像上表现为亮色正弦曲线，根据SY1井FMI电成像测井解释出优质页岩段①～⑤小层高阻缝均有发育，其中①～④小层水平纹层发育。①小层水平纹层发育，高阻缝5条，见0.75 m揉皱；
②小层水平纹层发育，高阻缝2条；
③小层水平纹层发育，高阻缝13条；
④小层水平纹层发育，高阻缝2条；
⑤小层水平纹层较发育，高阻缝19条，如图3所示。通过对东胜区块开展岩心观察、薄片、氩离子抛光扫描电镜等多种研究方法确定SY1井区高阻缝发育，①～⑤号小层共发育高阻缝41条，以中-高角度高阻缝为主，优势走向明显，为北东东—南西西向，与其相近的龙济桥断层走向接近。
图3 SY1井龙一段②小层优质页岩段FMI电成像测井Fig.3 FMI electrical imaging logging in ② fine shale formation in Longyi member of well SY1
1.1.3 地应力特征
盆地构造带经过多期构造运动，形成了复杂的地应力场，古地应力场的分布决定了天然裂缝的发育程度[6]，而在相同地质条件下，现今地应力场又影响着页岩气井压裂改造效果，当钻井走向与水平最大主应力方向一致时，高角度的天然裂缝更容易受到压裂改造而形成复杂缝网[7-10]。燕山中期最大主应力方向为北西向，到燕山晚期最大主应力方向变为近东西向，东胜区块经历两期应力叠加，现今东胜背斜最大主应力地应力呈北东向，如图4所示。
图4 东胜区块现今最大主应力方向Fig.4 Current maximum principal stress direction in the Dongsheng Block
在前期开发实践的基础上开展岩心差应变实验、电成像测井及声波扫描测井、地震属性预测等相关分析，整体上东胜区块地应力呈现由南向北、由主体向两翼增大的趋势，最大水平主应力为50～80 MPa，如图5所示，方位以50°～65°为主，两向应力差异系数0.15～0.18，其中SY1井区最大地应力65～75 MPa。
图5 研究区最小水平主应力分布图Fig.5 Distribution map of minimum horizontal principal stress in study area
1.2 开发情况
SY1HF井与SY1-8HF井为同一钻井平台，均位于SY1井区南部。为了探索水平段方位与应力夹角的关系，两口井采用相同的压裂工艺，SY1HF井水平段方位与最小主应力夹角为57°，SY1-8HF井水平段方位与最小主应力夹角为30°。SY1HF初期测试产量为14.4×104m3/d，测试套压12.3 MPa，目前单井日产气1.44×104m3/d，套压1.7 MPa；
SY1-8HF井初期压裂测试产量为13.8×104m3/d，测试套压14.3 MPa,目前单井日产气4.1×104m3/d，套压3 MPa。两口井施工压裂参数及试采数据对比见表1。SY1-8HF井加砂强度及注液强度高于SY1HF井，破裂压力及停泵压裂均大幅低于SY1HF井，累产300×104m3时SY1HF井返排率为20%，投产初期单位压降产量为25.2 MPa/d，SY1-8HF井返排率为13%，投产初期单位压降产量为57 MPa/d。通过两口井的生产效果对比，SY1-8HF井返排率低同时单位压降产量较SY1HF井大幅提高，验证了调整水平段方位能提高单井产能。
表1 SY1HF井与SY1-8HF井参数对比表
在东胜区块前期开发实践及SY1井区试气试采的基础上认识到SY1井区具有埋深大、应力高、两向差异系数大的地质特点及中高压、中产、快递减、中高返排等试采特征。按照地质工程一体化的理念，对水平井水平段长、方位等参数进行优化研究，制定合理井距、配产等开发技术政策，达到了提升方案经济效益的目的[11-18]。
2.1 合理水平段方位
张金才[5]认为准确确定水平主应力的大小与方向并将水平井布设在有利方位与有利层位，可以降低地应力对压裂的不利影响。他提出了垂向射孔时破裂压力计算公式及水平射孔时破裂压力计算公式。其中，垂向射孔时破裂压力计算公式如下：
pb≈(4cos2β-1)σh-(4cos2β-3)σH-pp+kT0
(1)
式中：pb为破裂压力；
σh为最小水平主应力；
σH为最大水平主应力；
σv为上覆岩层压力；
pp为地层空隙压力；
T0为地层抗拉强度；
k为岩层抗拉强度系数，通过压裂试验得出k=2.85；
β是水平井的方向与最小水平主应力方向的角度，(°)，0°≤β≤45°。
水平射孔时破裂压力计算公式如下:
pb=3(σhcos2β+σhsin2β)-σv-pp+kT0
(2)
为了理清东胜区块应力夹角与破裂压力的关系，采用式(1)计算垂直井筒走向的垂直射孔对应破裂压力，建立了东胜区块不同应力差异系数下破裂压力与应力夹角变化的理论模型，如图6所示。当水平井方位与最小主应力夹角<10°破裂压力增幅为1%；
当夹角为20°时，增幅为4%；
当夹角≥30°时施工压力线性快速增加，改造难度增大。统计水平段方位与最小主应力夹角与破裂压力对应关系，图6中表明水平段方位与最小主应力夹角越大，施工压力越高。所以基于破裂压力与应力夹角变化的理论模型(如图7所示)，当水平井方位与最小主应力夹角为0°时，破裂压力最小。但是SY1井区位于东胜背斜东翼，为高陡单斜，如果设计方位夹角为0°，那么水平段长相对较短，由于水平段长也是影响气井产能的一个重要因素，所以需要合理优化水平井段长，提高单井产能。
图7 破裂压力与应力夹角变化关系Fig.7 Relationship between fracture pressure and shut-in pressure
2.2 合理水平段长度
理论上水平井水平段越长，产气量就越高，创造的经济效益就越大，但是在钻井过程中存在优质页岩穿行率等问题，页岩气井产气量的增加与水平段长度的延伸并不是一直呈线性关系，而是随着水平段的延长，产气量增加幅度缓慢减小，而且水平段长度的延伸，钻井成本及存在风险也将大幅增加[10-17]。
统计东胜区块已实施气井无阻流量及单井EUR与水平段长的关系，水平段长在一定范围内无阻流量及单井EUR与水平段长呈正相关性(如图8a和图8b所示)。
图8 无阻流量、单井EUR与水平段长关系图Fig.8 Relationship between open flow, single well EUR and horizontal section length
2.3 水平段参数数值模拟研究
基于地质工程一体化的工作思路开展页岩储层水力压裂缝网数模研究，优化开发技术政策，实现经济效益最大化[19]。根据东胜区块不同应力差异系数下破裂压力与应力夹角关系曲线，认为部署井水平段方位与最小主应力夹角应控制在30°以内，水平段长约为1 500～2 300 m。因此基于SY1井区实际地质模型开展水力压裂缝网模拟，进行水平段方位与段长正交实验，在SY1HF井北部设计了4口井(well-1，well-3，well-5和well-7)，采用不同夹角及水平段长，采用相同工艺进行压裂，在压裂缝网模拟基础上，同时开展数值模拟研究，并预测单井EUR，正交实验设计及结果见表2。结果发现well-3井15年累产气最大，为0.86×108m3，表明well-3井压裂形成缝网较其他井复杂，改造体积最大。
表2 正交实验设计及结果表
综合合理水平段方位、水平段长度及SY1井区水平段方位与段长正交实验结果，认为SY1井区水平井水平段方位与最小主应力夹角为20°，段长为1 800 m时压裂改造效果最好，改造体积最大，单井EUR相对最高。
1)水平段方位与最小主应力夹角越大，施工压力越高，储层的改造难度越大，压裂后形成复杂缝网的程度越低。
2)通过SY1井区合理水平段方位、水平段长及水平段参数数值模拟研究，结果表明东胜区块SY1井区水平井部署方位为与最小主应力夹角20°，部署段长为1 800 m时裂缝改造体积最大，单井EUR相对最高。
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