DY2HF深層頁(yè)巖氣水平井分段壓裂技術(shù)

賈長(zhǎng)貴, 路保平, 蔣廷學(xué), 李真祥

(1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.中國(guó)石化勘探南方分公司，四川成都 610041)

近年來，在借鑒北美頁(yè)巖氣勘探開發(fā)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，我國(guó)頁(yè)巖氣勘探開發(fā)不斷取得重大突破，在四川盆地涪陵和宜賓等地區(qū)連續(xù)獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流。涪陵地區(qū)焦石壩龍馬溪組海相頁(yè)巖氣水平井在大型分段壓裂改造后，平均單井穩(wěn)定日產(chǎn)氣量15.0×104m3以上，其中焦頁(yè)1HF井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)達(dá)450 d以上，效果顯著[1-4]。DY2HF井是位于丁山構(gòu)造目的層為龍馬溪組地層的一口頁(yè)巖氣水平井，與焦石等中淺層頁(yè)巖氣水平井相比，該井具有頁(yè)巖氣儲(chǔ)層深、應(yīng)力高、破裂壓力高、延伸壓力高和溫度高等特點(diǎn)，壓裂改造難度較大。為此，筆者對(duì)DY2HF井的井口施工壓力、排量和壓裂參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，提出采取加大前置液用量和膠液用量、小砂比起步和小段塞加砂等技術(shù)對(duì)策，優(yōu)選高減阻低傷害滑溜水和活性膠液進(jìn)行混合壓裂，采用低密度高強(qiáng)度覆膜支撐劑進(jìn)行組合加砂，成功完成12段壓裂施工，壓后獲得10.5×104m3/d的高產(chǎn)工業(yè)氣流。

1 頁(yè)巖特征

1.1 物性和含氣性

丁山構(gòu)造深層頁(yè)巖氣目的層為上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組頁(yè)巖，埋深4 417.43 m，巖性以粉砂、粉砂質(zhì)碳質(zhì)泥巖為主，少量碳質(zhì)泥巖、見筆石、放射蟲生物化石，為深水陸棚相沉積產(chǎn)物。地層平均孔隙度5.81%，平均滲透率0.142 5 mD；從上至下總有機(jī)碳含量具有明顯增高的趨勢(shì)，下部?jī)?yōu)質(zhì)泥頁(yè)巖層段總有機(jī)碳含量平均3.65%。有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅰ—Ⅱ1型，為頁(yè)巖氣生成的有利類型；鏡質(zhì)體反射率為1.85%～2.23%，主要處于生氣階段?？偤瑲饬科骄鶠?.48 m3/t，解吸氣量平均為1.35 m3/t。頁(yè)巖含氣量從上往下逐漸增大，龍馬溪組底部至五峰組儲(chǔ)層含氣量最高。

1.2 礦物特征組分

對(duì)取心層段4 353.05～4 353.25，4 357.02～4 357.20和4 362.37～4 362.55 m進(jìn)行全巖礦物X射線衍射分析和黏土礦物X射線衍射分析，結(jié)果表明：脆性礦物中石英含量最高，含量為35.1%～65.6%，平均48.5%；長(zhǎng)石平均含量6.2%；白云巖、方解石平均含量分別為9.1%、6.0%；黃鐵礦平均含量0.9%；黏土礦物平均含量29.7%(見表1)。黏土礦物以伊/蒙混層為主，占礦物組分的78.1%，伊利石平均含量11.0%，高嶺石平均含量5.3%，綠泥石平均含量5.0%，未見蒙脫石(見表2)。高脆性礦物低黏土礦物是頁(yè)巖儲(chǔ)層大規(guī)模壓裂改造后形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫的必要條件[2-4]。按礦物組分計(jì)算，丁山深層頁(yè)巖脆性指數(shù)為54.4%～72.9%，平均63.6%，黏土礦物含量小于30%，滿足網(wǎng)絡(luò)壓裂的要求。

表1 丁山龍馬溪組頁(yè)巖巖石礦物組分Table 1 Mineral composition of Longmaxi shale in Dingshan

表2丁山龍馬溪組頁(yè)巖黏土礦物組分

Table2ClaymineralcomponentsofLongmaxishaleinDingshan

取心井段/m伊利石,%高嶺石,%綠泥石,%伊/蒙混層,%4 353.05～4 353.256.07.06.081.04 357.02～4 357.208.03.03.086.04 362.37～4 362.5519.06.06.069.0平均11.05.35.078.7

1.3 裂縫發(fā)育特征

巖心描述和FMI成像測(cè)井資料顯示，地層水平層理發(fā)育，常見頁(yè)巖微層理面、層間縫發(fā)育，高導(dǎo)縫主要發(fā)育在龍馬溪組中部，在龍馬溪組中部和底部發(fā)育較多高阻縫。水平段巖屑中常見方解石，是泥巖裂縫內(nèi)充填的次生方解石，反映出天然裂縫發(fā)育特征。根據(jù)鉆遇方解石情況，判斷4 810.00～5 000.00，5 044.00～5 120.00和5 275.00～5 320.00 m井段天然裂縫較發(fā)育。丁山五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖發(fā)育的水平層理縫、紋理縫和充填縫等弱面縫，不僅為頁(yè)巖氣提供了良好的儲(chǔ)集空間，而且為壓后形成復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)裂縫、增大有效改造體積創(chuàng)造了有利條件[2-8]。

1.4 巖石力學(xué)特征

對(duì)取自4 353.05～4 353.25，4 357.02～4 357.20和4 362.37～4 362.55 m井段的巖心進(jìn)行了三軸巖石力學(xué)試驗(yàn)和地應(yīng)力參數(shù)測(cè)試，彈性模量平均32.32 GPa，泊松比平均0.2，抗拉強(qiáng)度平均9.59 MPa，上覆巖層壓力145 MPa，最大水平主應(yīng)力121.6 MPa，最小水平主應(yīng)力109.0 MPa，兩向水平應(yīng)力差12.6 MPa，差異系數(shù)為11.6%。壓裂裂縫易沿最大水平主應(yīng)力擴(kuò)展，為了獲得大體積的橫切裂縫系統(tǒng)，頁(yè)巖氣水平井一般沿最小水平主應(yīng)力或小于30°夾角鉆進(jìn)。但要獲得有效的改造體積，需要較高的凈壓力，才能夠使頁(yè)巖中原先存在的層理縫、紋理縫和充填縫等弱面縫張開，形成較為充分的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)[2,6,8-12]。M.J.Economides和K.G.Notlte[13]認(rèn)為，在壓裂主裂縫擴(kuò)展過程中，使弱面縫張開的臨界凈壓力計(jì)算公式為:

(1)

式中：pc net為臨界凈壓力，MPa；σH為最大水平主應(yīng)力，MPa；σh為最小水平主應(yīng)力，MPa；ν為泊松比。

1.5 地層壓力及溫度預(yù)測(cè)

主要依據(jù)地震壓力預(yù)測(cè)及實(shí)鉆使用鉆井液密度資料進(jìn)行壓力預(yù)測(cè)。丁山五峰組—龍馬溪組地層應(yīng)用密度1.71～1.81 kg/L的鉆井液鉆進(jìn)，焦石壩頁(yè)巖壓力系數(shù)1.45～1.55，對(duì)比2個(gè)地區(qū)的水平段鉆井液密度和鉆進(jìn)漏失情況，綜合預(yù)測(cè)丁山頁(yè)巖儲(chǔ)層壓力系數(shù)為1.78～1.90。由于地層非均質(zhì)性強(qiáng)，深層頁(yè)巖油氣成藏條件復(fù)雜，預(yù)測(cè)壓力系數(shù)可能會(huì)有偏差，需要根據(jù)后期實(shí)測(cè)情況進(jìn)行驗(yàn)證[4-5]?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，超壓是頁(yè)巖壓后獲得高產(chǎn)商業(yè)氣流的必要條件[5-6]。丁山構(gòu)造下志留統(tǒng)石牛欄組地層為低地溫梯度。綦江地區(qū)年平均地表溫度18.8 ℃，地溫梯度以丁山1井石牛欄組測(cè)試結(jié)果2.89 ℃/100m計(jì)算，得出該地區(qū)五峰組-龍馬溪組下部地層溫度約為145 ℃。與焦石壩常溫頁(yè)巖儲(chǔ)層相對(duì)較為成熟的壓裂設(shè)計(jì)和壓裂液體系不同，丁山頁(yè)巖深層具有高溫高壓的特點(diǎn)，給壓裂液流變性和破膠水化時(shí)機(jī)帶來了新的挑戰(zhàn)，需要探索試驗(yàn)深層高溫條件下頁(yè)巖氣大型壓裂技術(shù)和壓裂液體系，并在施工過程中及時(shí)調(diào)整優(yōu)化[14]。

2 分段壓裂設(shè)計(jì)

2.1 主要技術(shù)對(duì)策

1) 采用組合加砂、混合壓裂、控近擴(kuò)遠(yuǎn)和過量頂替等對(duì)策，進(jìn)行深層高應(yīng)力頁(yè)巖氣水平井有效壓裂改造。

2) 采用高降阻高效滑溜水和活性膠液進(jìn)行混合壓裂，降阻率70%～78%，有效降低施工壓力，拓寬壓力窗口，降低施工風(fēng)險(xiǎn)。

3) 壓裂前采用酸進(jìn)行預(yù)處理，解除地層污染，降低破裂壓力。污染嚴(yán)重的前三段適當(dāng)增加酸液用量。

4) 采用小砂比起步，小段塞加砂，前置液階段輔以段塞式注入100目粉陶8～10 m3，對(duì)天然裂縫進(jìn)行封堵和降濾，并對(duì)彎曲裂縫進(jìn)行逐級(jí)打磨，以降低彎曲摩阻，進(jìn)一步降低施工壓力。

5) 采用低密度高強(qiáng)度覆膜支撐劑進(jìn)行組合加砂，以提高裂縫導(dǎo)流能力。主支撐劑粒徑為40/70目低密高強(qiáng)覆膜陶粒，緩解嵌入傷害，增加高閉合應(yīng)力下低鋪砂濃度裂縫的導(dǎo)流能力，并為后期泵送橋塞射孔創(chuàng)造條件。

6) 加大前置液和膠液用量，優(yōu)化造縫時(shí)機(jī)，大排量大體積擴(kuò)縫，提高裂縫凈壓力，充分張開頁(yè)理、紋理等弱面縫，實(shí)現(xiàn)順利加砂，并提高裂縫的復(fù)雜性，達(dá)到有效體積壓裂改造的目的。

7) 堅(jiān)持“井筒兩頭不見砂”和“過量頂替”原則，確保施工安全。中頂液量比一個(gè)井筒容積多10～20 m3，重點(diǎn)觀察支撐劑進(jìn)入中遠(yuǎn)井段地層后的壓力變化，再調(diào)整后續(xù)加砂。

8) 同步破膠?？紤]壓裂過程中實(shí)際地層溫度場(chǎng)分布和溫度恢復(fù)，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)度進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)整，逐級(jí)優(yōu)化黏度調(diào)節(jié)劑加量，實(shí)現(xiàn)壓后各段膠液同步破膠水化。

2.2 井口壓力與排量預(yù)測(cè)

排量是優(yōu)化射孔參數(shù)和壓裂段數(shù)的重要依據(jù)，深層頁(yè)巖氣水平井分段壓裂改造的關(guān)鍵是能否在井口限壓條件下進(jìn)行大排量施工。丁山深層頁(yè)巖水平井儲(chǔ)層埋深4 417.00 m，最大測(cè)深5 700.00 m，采用壁厚12.65 mm的φ177.8 mm套管完井。在高排量施工時(shí)，盡管摩阻比φ139.7 mm套管有明顯降低，但套管抗內(nèi)壓僅為107.31 MPa。同時(shí)，頁(yè)巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，加砂相對(duì)敏感，壓裂施工時(shí)需要保證在一定的安全壓力窗口下，以降低砂堵風(fēng)險(xiǎn)。綜合考慮套管材質(zhì)、壓力安全窗口和施工壓力設(shè)計(jì)要求，最大排量施工時(shí)井口壓力應(yīng)小于95.0 MPa。

丁山深層頁(yè)巖脆性好，弱面縫發(fā)育，裂縫開啟臨界凈壓力為21.0 MPa。根據(jù)頁(yè)巖網(wǎng)絡(luò)壓裂技術(shù)理論和實(shí)踐，為提高有效改造體積，采取控近擴(kuò)遠(yuǎn)的技術(shù)對(duì)策，逐步提高凈壓力，避免過早壓開多條裂縫，導(dǎo)致濾失過大，縫寬過窄，無法加砂。在裂縫擴(kuò)展至設(shè)計(jì)裂縫縫長(zhǎng)的70%～80%時(shí)，再提高至臨界凈壓力之上，在縫長(zhǎng)方向繼續(xù)擴(kuò)展的同時(shí)，在縫高方向也充分延伸，最終形成具有較高導(dǎo)流能力的主裂縫[2,12]。因此，在壓裂實(shí)施過程中裂縫凈壓力應(yīng)逐步遞增至21 MPa，相應(yīng)的裂縫延伸壓力梯度為0.024～0.029 MPa/m。圖1為在井口限壓和裂縫延伸壓力條件下，壓裂液減阻率為65%，70%和75%時(shí)不同排量下的預(yù)測(cè)井口施工壓力。預(yù)測(cè)結(jié)果表明，限壓條件下，減阻率為65%時(shí)，最高排量為11 m3/min；減阻率為70%時(shí)，最高排量為12 m3/min；減阻率為75%時(shí)，最高排量為13 m3/min。

圖1 丁山頁(yè)巖氣水平井壓裂排量與井口壓力預(yù)測(cè)曲線Fig.1 Relationship of pumping rate and estimated wellhead pressure for Dingshan shale horizontal fracturing

2.3 壓裂段數(shù)簇?cái)?shù)優(yōu)化

頁(yè)巖氣水平井分段壓裂段數(shù)簇?cái)?shù)設(shè)計(jì)主要是確定合理的簇間距。合理簇間距是指在誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)作用下，相鄰兩簇壓裂裂縫擴(kuò)展過程中無明顯干擾時(shí)，沿水平井筒方位的誘導(dǎo)作用距離之和[2,4,6]。量化標(biāo)準(zhǔn)就是水平井段多裂縫覆蓋率，即壓裂改造后，形成的多簇多裂縫的累計(jì)橫向波及寬度與水平井段有效長(zhǎng)度的比值。多裂縫覆蓋率的大小是頁(yè)巖儲(chǔ)層的巖石力學(xué)參數(shù)、脆性指數(shù)、厚度和兩向水平主應(yīng)力和壓裂時(shí)縫內(nèi)凈壓力等參數(shù)的函數(shù)，由式(2)計(jì)算。多裂縫覆蓋率越大，說明簇間距越合理，頁(yè)巖儲(chǔ)層壓裂裂縫越復(fù)雜，橫向改造越充分，壓裂效率越高。

,ν,IB,h,σH,σh,pnet)

(i=1,2,…,n)

(2)

式中：CIF為水平井段多裂縫覆蓋率;wci為第i簇裂縫的橫向波及寬度，m；LEH為水平井段有效長(zhǎng)度，指以地質(zhì)和工程甜點(diǎn)要求進(jìn)行壓裂的水平段長(zhǎng)度，m；E為彈性模量，MPa；h為厚度，m；IB為脆性指數(shù)；pnet為壓裂時(shí)的縫內(nèi)凈壓力，MPa。

誘導(dǎo)應(yīng)力超過兩向水平主應(yīng)力差時(shí)才能使裂縫轉(zhuǎn)向擴(kuò)展。但是，只有縫內(nèi)凈壓力超過天然裂縫臨界開啟壓力時(shí)才可壓開天然裂縫，形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)[6,8-10,13]。丁山頁(yè)巖弱面縫臨界開啟凈壓力為21.0 MPa，兩向水平應(yīng)力差為12.6 MPa。這2個(gè)值對(duì)應(yīng)的簇裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力作用距離為23 m時(shí)，誘導(dǎo)應(yīng)力可以達(dá)到天然裂縫張開壓力(見圖2)。假定每簇壓后能形成一條主裂縫，合理簇間距為46 m，即1 034.23 m水平段長(zhǎng)分為24簇進(jìn)行分段壓裂，能獲得最優(yōu)的多裂縫覆蓋率107%，頁(yè)巖儲(chǔ)層既能夠進(jìn)行充分改造，又無明顯干擾。

圖2 丁山頁(yè)巖誘導(dǎo)應(yīng)力與裂縫距離的關(guān)系Fig.2 Relationship between induced stress and fracture space of Dingshan shale

根據(jù)焦石壩頁(yè)巖氣水平井射孔經(jīng)驗(yàn)，采用多簇射孔橋塞壓裂聯(lián)作工藝進(jìn)行大型分段壓裂時(shí)，在排量能夠達(dá)到12 m3/min、單段兩簇射孔45孔、孔徑10 mm以上、孔密16～18孔/m時(shí)，孔眼摩阻較小，且能滿足網(wǎng)絡(luò)壓裂復(fù)雜裂縫起裂與擴(kuò)展所需要的最低單孔眼排量[3-4]。因此，丁山深層頁(yè)巖氣水平井確定采用每段2簇、共12段進(jìn)行分段壓裂。

2.4 壓裂材料選擇

2.4.1 壓裂液體系選擇

丁山深層頁(yè)巖儲(chǔ)層地層溫度達(dá)145 ℃，地層閉合壓力達(dá)109.0 MPa，形成復(fù)雜裂縫所需要的縫內(nèi)延伸壓力達(dá)130.0 MPa，而且儲(chǔ)層物性好，濾失快，壓裂造縫困難。因此，必須采用高減阻滑溜水和活性膠液進(jìn)行混合壓裂，以有效降低施工壓力，拓寬壓力窗口，降低施工風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)，提高膠液比例，以降低濾失，提高凈壓力，拓展裂縫，確保復(fù)雜裂縫充分?jǐn)U展[5,14]。借鑒焦石壩頁(yè)巖氣水平井滑溜水及膠液體系，綜合考慮DY2HF井降阻、攜砂、造縫和溫度的影響，確定高效滑溜水配方為0.2%高效減阻劑+0.1%復(fù)合防膨劑+0.1%～0.3%復(fù)合增效劑，活性膠液配方為0.30%～0.50%低分子稠化劑+0.30%流變助劑+0.10%復(fù)合增效劑+0.05%黏度調(diào)節(jié)劑+0.30%熱穩(wěn)定劑。性能指標(biāo)：滑溜水降阻率75%，膠液降阻率70%以上，傷害率<10%，滑溜水黏度大于10 mPa·s，膠液黏度50～120 mPa·s，要求溶解速度快，易破膠水化，可連續(xù)混配[14]。

2.4.2 支撐劑選擇

考慮到丁山頁(yè)巖氣層垂深達(dá)4 417.43 m，閉合應(yīng)力109 MPa，為避免施工中發(fā)生砂堵和提高裂縫導(dǎo)流能力，采用100目粉陶+(40/70目+30/50目)低密度高強(qiáng)度覆膜陶粒支撐劑進(jìn)行組合加砂壓裂。其中，粉陶主要是對(duì)天然裂縫進(jìn)行封堵和降濾，并對(duì)彎曲裂縫進(jìn)行逐級(jí)打磨，以減小彎曲摩阻，進(jìn)一步降低施工壓力[5,15-16]。40/70目和30/50目低密度高強(qiáng)度覆膜陶粒密度1.45～1.55 g/cm3，體積密度小于2.80 g/cm3,閉合壓力110 MPa、鋪砂濃度5 kg/m2條件下，導(dǎo)流能力大于20 mD·m，破碎率小于10%。

2.5 壓裂參數(shù)設(shè)計(jì)

壓裂規(guī)模設(shè)計(jì)主要考慮用液量和加砂規(guī)模對(duì)支撐縫長(zhǎng)、改造體積等參數(shù)的影響。為了確保改造效果，應(yīng)考慮在井筒容積和施工限壓等因素的影響下盡量加大規(guī)模[5-8,17-18]。采取前述技術(shù)對(duì)策、簇間距、射孔參數(shù)和壓裂材料，膠液用量比例40%，前置液用量比例40%，設(shè)計(jì)壓裂液規(guī)模分別為1 500，2 000，2 500和3 000 m3時(shí)，砂量分別為30，40，50和60 m3。利用壓裂軟件進(jìn)行模擬設(shè)計(jì)，得到的支撐裂縫半長(zhǎng)依次為60，125，180及220 m。丁山頁(yè)巖氣層施工壓力高，連續(xù)施工時(shí)間比較長(zhǎng)，排量大，對(duì)壓裂車組及高壓件、易損件等性能要求較高，泵注設(shè)備易出現(xiàn)問題，后期也可能會(huì)出現(xiàn)供液不穩(wěn)問題，施工風(fēng)險(xiǎn)較大。因此，結(jié)合壓裂車組安全工作時(shí)間和設(shè)計(jì)排量要求，選用壓裂液量為2 500 m3、砂量為50 m3進(jìn)行分段壓裂，壓裂后支撐半縫長(zhǎng)為180 m，波及半縫長(zhǎng)為270 m，支撐縫高60 m，達(dá)到了體積壓裂改造的目的(見圖3)。

圖3 用液量2 500 m3時(shí)丁山頁(yè)巖壓裂裂縫模擬結(jié)果Fig.3 Modeling result of 2 500 m3 fracturing fluid for Dingshan shale

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

DY2HF井水平段A和B靶點(diǎn)的垂深分別是4 373.00 m和4 417.00 m，測(cè)深分別為4 666.00和5 700.00 m；水平段長(zhǎng)1 034.23 m，采用φ177.8 mm套管完井，套管抗內(nèi)壓107.31 MPa。四開固井質(zhì)量結(jié)果為：第一界面膠結(jié)好的占99.8%，膠結(jié)中等的占0.2%；第二界面膠結(jié)好的占81.9%，膠結(jié)中等的占15.9%，膠結(jié)差的占2.2%。固井質(zhì)量總體評(píng)價(jià)為優(yōu)。DY2HF井分12段進(jìn)行大型水力壓裂，最高施工壓力90.0 MPa，最高排量13.6 m3/min，最高井口破裂壓力92.8 MPa。壓裂總液量29 516 m3，其中滑溜水180 69 m3，活性膠液11 447 m3；總砂量319 m3，其中100目砂97 m3，40/70目砂202 m3，30/50目砂20 m3?；锼疁p阻率達(dá)到78%，活性膠液壓后破膠水化徹底，返排順利。各段施工用液量、加砂量統(tǒng)計(jì)分別見圖4和圖5。由圖4和圖5可知，第1段對(duì)加砂異常敏感，地層裂縫內(nèi)部出現(xiàn)砂堵；其他各段采取加大前置液量、膠液前置、小臺(tái)階加砂和段塞壓裂措施后，整體施工正常，平均單段液量2 592 m3(膠液用量占39.1%)，平均單段加砂量28.97 m3。通過逐段調(diào)整優(yōu)化，第6—12段的單段加砂量均在30 m3以上。G函數(shù)分析結(jié)果表明，壓裂后形成了復(fù)雜裂縫體系，如第8段(見圖6)。12月13日，采用φ12.0 mm油嘴、25.0 mm孔板求產(chǎn)，穩(wěn)定產(chǎn)氣量10.5×104m3/d。

圖4 DY2HF頁(yè)巖氣水平井分段壓裂施工用液量Fig.4 Fracturing fluid volume of shale multi-stage horizontal well fracturing used in Well DY2HF

圖5 DY2HF頁(yè)巖氣水平井分段壓裂施工用砂量Fig.5 Proppant volume of shale multi-stage horizontal well fracturing used in Well DY2HF

4 結(jié)論與建議

1) 丁山龍馬溪組海相深層頁(yè)巖埋藏深、地層應(yīng)力高、施工壓力高、溫度高，需要進(jìn)行大規(guī)模大排量高膠液比例壓裂才能形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫，獲得高產(chǎn)。

圖6 DY2HF頁(yè)巖氣水平井第8段壓裂G函數(shù)分析Fig.6 G function analysis of the 8th stage of shale horizontal fracturing of Well DY2HF

2) 高減阻低傷害滑溜水和活性膠液是深層頁(yè)巖氣壓裂成功的關(guān)鍵要素之一。

3) 采取控近擴(kuò)遠(yuǎn)的技術(shù)對(duì)策，逐步提高凈壓力，有利于增加深層脆性頁(yè)巖有效壓裂體積。G函數(shù)分析結(jié)果表明，壓裂后形成了復(fù)雜裂縫體系。

4) 受高壓長(zhǎng)時(shí)間壓裂施工裝備能力所限，單段加砂規(guī)模偏低，影響了壓裂改造效果。

5) 建議加大壓裂規(guī)模，增大膠液用量，加大小粒徑支撐劑用量和總加砂規(guī)模，以提高壓裂效果。

致謝：在本文撰寫過程中，卞曉冰、王海濤、魏志紅及李文錦等同志在資料收集及論文修改方面提供了幫助，在此表示感謝。

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