四川盆地東部南川常壓頁(yè)巖氣開發(fā)效果地質(zhì)與工程因素分析

胡春鋒，梅俊偉，李仕釗，盧 比,，馬 軍,，錢 勁

（1.中國(guó)石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京210000；2.中國(guó)石化重慶頁(yè)巖氣有限公司，重慶408400）

目前中國(guó)頁(yè)巖氣開發(fā)主要集中在四川盆地一帶，從盆內(nèi)到盆外建立了長(zhǎng)寧、威遠(yuǎn)、威榮、涪陵、南川等多個(gè)頁(yè)巖氣田，從超壓到常壓實(shí)現(xiàn)了多個(gè)突破，逐步邁入商業(yè)化開發(fā)階段。在頁(yè)巖氣勘探中形成了“箱狀成藏”“斷—滑控縫”“三因素控氣”等地質(zhì)理論和認(rèn)識(shí)[1-9]，在開發(fā)效果評(píng)價(jià)方面形成了分區(qū)產(chǎn)能差異、分階段生產(chǎn)特征和針對(duì)性開發(fā)技術(shù)政策[10-11]。前期研究主要集中在較大的勘探突破和整體建產(chǎn)層面，針對(duì)常壓頁(yè)巖氣資源品質(zhì)相對(duì)較差、單井產(chǎn)能差異大、邊際效益突出的氣藏，其開發(fā)效果影響因素對(duì)比研究較少。綜合利用南川頁(yè)巖氣大量的地震、鉆井、測(cè)井、壓裂、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，選取相同地質(zhì)背景、相近施工工藝井對(duì)比分析，通過梳理相關(guān)影響因素，重點(diǎn)研究了壓力系數(shù)、天然縫網(wǎng)發(fā)育程度、局部復(fù)雜構(gòu)造、地應(yīng)力等主控因素的局部變化對(duì)開發(fā)效果造成的影響，為常壓頁(yè)巖氣優(yōu)化部署、效益開發(fā)提供了參考。

1 概況

南川區(qū)塊位于渝東南盆緣復(fù)雜構(gòu)造帶（圖1），歷經(jīng)了加里東期、海西期、印支期、燕山—喜馬拉雅期等多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)疊加改造[12-13]，以燕山—喜馬拉雅期作用影響最為強(qiáng)烈，奠定了以NE—SW 向?yàn)橹鞯南蛐迸c背斜相間分布的槽—擋構(gòu)造格局[3]，形成了現(xiàn)今的構(gòu)造形態(tài)。平橋、東勝構(gòu)造帶為龍濟(jì)橋斷層和青龍鄉(xiāng)斷層夾持的復(fù)背斜，共發(fā)育20條逆斷層，其中三級(jí)斷裂4條，四級(jí)斷裂5條，五級(jí)斷裂11條，從北往南逐步抬升，埋深變淺，北部背斜窄陡，南部斜坡寬緩，五峰組底界整體埋藏深度從1 500 m 到4 500 m。目的層位為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組龍一段，最大水平主應(yīng)力變化較大（50～95 MPa），背斜埋深大，地應(yīng)力較高（80～95 MPa），斜坡區(qū)地應(yīng)力較低（50～80 MPa），地層壓力系數(shù)1.35～0.92，屬于高壓—常壓過渡區(qū)，以常壓頁(yè)巖氣為主。工區(qū)常壓頁(yè)巖氣資源總量大、資源豐度較低、地質(zhì)條件復(fù)雜，具有“五低三大”的地質(zhì)特點(diǎn)，即優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖厚度、總有機(jī)碳含量（TOC）、基質(zhì)孔隙度、壓力系數(shù)、地溫梯度較低，高角度縫和層理縫、吸附氣占比、應(yīng)力及差異系數(shù)（最大主應(yīng)力與最小主應(yīng)力的比值減1）較大。

圖1 四川盆地東南部南川頁(yè)巖氣田構(gòu)造位置Fig.1 Structural location of Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

經(jīng)過十余年持續(xù)攻關(guān)，進(jìn)行了一定規(guī)模的商業(yè)化開發(fā)，但總體尚處于探索階段，在地質(zhì)理論、工程工藝技術(shù)、開發(fā)優(yōu)化研究等效益開發(fā)上仍面臨著挑戰(zhàn)。主要表現(xiàn)為：①構(gòu)造、應(yīng)力復(fù)雜，井距、段長(zhǎng)及水平段方位難以同步兼顧；②埋深偏大、地應(yīng)力高，巖石力學(xué)性質(zhì)及天然縫分布非均質(zhì)性強(qiáng)，導(dǎo)致難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)；③氣井產(chǎn)量平面差異大、遞減快、產(chǎn)液多，產(chǎn)能影響主控因素認(rèn)識(shí)仍不夠清晰。

2 開發(fā)效果差異的地質(zhì)與工程因素分析

影響頁(yè)巖氣生產(chǎn)效果的因素包括：①地質(zhì)因素。TOC、孔隙度、總含氣量、優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖厚度、沉積特征、構(gòu)造及斷裂特征、地層壓力系數(shù)、地應(yīng)力、埋深、微裂縫等。②開發(fā)—工程因素。開發(fā)層系、穿行甜點(diǎn)、段長(zhǎng)、井距、脆性礦物含量、楊氏模量、泊松比、施工液量、加砂量等。

結(jié)合典型單井、井區(qū)對(duì)比分析，梳理出影響南川頁(yè)巖氣生產(chǎn)效果的四大主要影響因素：壓力系數(shù)反映頁(yè)巖氣富集程度；天然縫網(wǎng)造成了局部富集程度的差異增大；局部復(fù)雜構(gòu)造影響了優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖鉆遇率；地應(yīng)力影響了人造裂縫的擴(kuò)展。

2.1 地層壓力系數(shù)反應(yīng)了頁(yè)巖氣富集程度

地層壓力系數(shù)表征了地層能量是否充足和驅(qū)動(dòng)力的強(qiáng)弱，是反映頁(yè)巖層保存條件、含氣量豐富程度的關(guān)鍵性指標(biāo)。壓力系數(shù)越大，流體封存條件越好，構(gòu)造變性導(dǎo)致的逸散作用減少，儲(chǔ)層物性越好，含氣量和游離氣占比越高，單井產(chǎn)量和EUR 越高。按照國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)，地層壓力系數(shù)介于0.9～1.3時(shí)為常壓頁(yè)巖氣藏。頁(yè)巖氣井生產(chǎn)效果與氣藏壓力系數(shù)呈明顯正相關(guān)（圖2、圖3），頁(yè)巖儲(chǔ)層流體壓力系數(shù)越高，含氣量越高[14]。

圖2 單井EUR、增壓前累產(chǎn)氣與初期套壓關(guān)系Fig.2 Relation between cumulative gas production and initial casing pressure before single well EUR/pressurization

圖3 不同區(qū)塊增壓前累產(chǎn)氣與初期套壓關(guān)系Fig.3 Relation between cumulative gas production before pressurization and initial casing pressure in different blocks

平橋南區(qū)壓力系數(shù)為1.30～1.35，孔隙度為3.4 %～4.2 %，含氣量為4.4～6.2 m3/t，埋深介于2 500～4 100 m，地應(yīng)力介于52～59 MPa，保存條件較好、埋藏中深、物性及含氣性好、地應(yīng)力適中。壓力系數(shù)從北至南逐漸下降，背斜核部從北往南對(duì)比分析，埋深2 543 m 上升至3 237 m，孔隙度、含氣量、實(shí)鉆氣測(cè)降低，投產(chǎn)初始套壓降低。在地質(zhì)背景、壓裂參數(shù)相當(dāng)?shù)那闆r下，初期套壓由26.2 MPa 下降至22 MPa，單位壓降產(chǎn)量由473×104m3/MPa 下降至273×104m3/MPa，EUR由1.44×108m3下降至1.11×108m3，效果逐漸變差。

平橋南斜坡常壓區(qū)壓力系數(shù)為1.1～1.2，孔隙度為3.2 %～3.6 %，含氣量為3.6～4.7 m3/t，埋深介于2 700～3 800 m（圖4），地應(yīng)力介于63～85 MPa，兩向應(yīng)力差異系數(shù)為0.14～0.16，保存條件較好，埋藏中深，物性及含氣性好，地應(yīng)力適中。測(cè)試產(chǎn)量與地層壓力系數(shù)呈現(xiàn)正相關(guān)性，由北向南隨著壓力系數(shù)降低，在施工壓力、壓裂改造規(guī)?；疽恢碌臈l件下，測(cè)試產(chǎn)量由20.2×104m3/d 逐漸下降至9×104m3/d，套壓由19.6 MPa 下降至8.2 MPa，氣井產(chǎn)能逐漸下降，生產(chǎn)效果變差，單位套壓壓降產(chǎn)量由133×104m3/MPa下降至76×104m3/MPa。

圖4 四川盆地東部南川氣田平橋南斜坡北南向氣藏剖面Fig.4 Gas reservoir profile of south slope of Pingqiao in Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

壓力系數(shù)在1.32、1.18、1.06，3 口井見氣返排率分別為1.8%、4.7%、16.5%（圖5），表明壓力系數(shù)對(duì)頁(yè)巖氣井生產(chǎn)能力具有重要作用。當(dāng)?shù)貙訅毫ο禂?shù)大于1.3時(shí)，壓力系數(shù)變化對(duì)初期套壓和單位壓降產(chǎn)氣影響較大；當(dāng)?shù)貙訅毫ο禂?shù)小于1.3 時(shí)，對(duì)見氣返排率和單位壓降產(chǎn)氣影響較大，常壓區(qū)生產(chǎn)效果對(duì)壓力系數(shù)的變化更為敏感。在縫網(wǎng)改造規(guī)模相當(dāng)?shù)那闆r下，壓力系數(shù)越高穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)，純液、過渡階段越短，增壓前采出氣量越大[11，15]。

圖5 四川盆地東部南川氣田不同壓力系數(shù)頁(yè)巖氣井見氣曲線Fig.5 Gas breakthrough curves of shale gas wells with different pressure coefficients in Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

2.2 天然縫網(wǎng)發(fā)育程度反應(yīng)了頁(yè)巖氣非均質(zhì)分布特征

天然裂縫發(fā)育程度對(duì)頁(yè)巖氣儲(chǔ)集和保存具有重要影響[3]，裂縫規(guī)模和封閉性控制了頁(yè)巖氣的富集程度[16-17]。特殊裂縫和層理縫對(duì)頁(yè)巖氣富集和產(chǎn)出具有重要作用[18-20]。南川區(qū)塊經(jīng)歷了多期構(gòu)造作用，形成了不同類型、不同規(guī)模、不同展布方向的斷層、微斷層、褶皺和天然裂縫帶，多尺度天然裂縫發(fā)育[21-22]。天然裂縫按照尺度分，為大尺度、中尺度和小尺度三大類[23]。大尺度裂縫主要是區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成的大型斷層；中尺度主要是構(gòu)造、沉積、成巖作用形成的小斷層、裂縫帶、節(jié)理帶；小尺度主要指熱演化、生烴等形成的微裂縫。平橋、東勝構(gòu)造帶為擠壓抬升作用下形成的北東向長(zhǎng)軸斷背斜，東西翼受封閉性逆斷層夾持，整體封閉性較好。不規(guī)則曲率分布是中、小尺度裂縫發(fā)育的間接反映，一般曲率越大，其張應(yīng)力就越大，張裂縫也越發(fā)育[24]，人工裂縫更容易與天然微裂縫進(jìn)行溝通并延伸形成復(fù)雜縫網(wǎng)，為流體滲流提供了優(yōu)勢(shì)通道，增大了游離氣儲(chǔ)集空間。

平橋南背斜軸部東1 斷層附近裂縫發(fā)育（圖6、圖7、表1），曲率異常明顯（圖8），埋深小于3 800 m，7口井測(cè)試產(chǎn)量平均39.49×104m3/d，初期套壓30.6 MPa，單井累產(chǎn)氣7 537×104m3，EUR 為1.3×108m3，遠(yuǎn)高于平橋南單井累產(chǎn)氣5 230×104m3，EUR為1.08×108m3，局部區(qū)域產(chǎn)能的巨大差異，與天然裂縫的發(fā)育程度關(guān)系較大（表2）。而背斜軸部，天然裂縫發(fā)育程度不及東一區(qū)，顯示出高應(yīng)力特征，典型井埋深淺300 m，破裂壓力、停泵壓力分別高20，15 MPa，EUR 相差20%左右。

圖6 四川盆地東部南川氣田JY194-3井高角度縫Fig.6 High angle fracture of Well-JY194-3 in Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

圖7 四川盆地東部南川氣田JY194-3井2 677.88～2 678.16 m井段巖心Fig.7 Core of 2 677.88～2 678.16 m section of Well-JY194-3 in Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

表1 平橋南區(qū)3口取心井裂縫發(fā)育情況統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of fracture development of three coring wells in South Pingqiao District

圖8 四川盆地東部南川氣田平橋南區(qū)曲率分布Fig.8 Curvature distribution of southern Pingqiao area in Nanchuan block,eastern Sichuan Basin

表2 平橋南區(qū)生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)Table 2 Production statistics of Pingqiao South District

東勝南斜坡常壓區(qū)，壓力系數(shù)1.12～1.25，埋深（2 500～3 500 m）較淺，構(gòu)造穩(wěn)定，地應(yīng)力（50～75 MPa）適中，微注測(cè)試解釋儲(chǔ)層均質(zhì)特征，裂縫欠發(fā)育（圖9）。同平臺(tái)同方向典型井組SY2HF與SY2-2HF，埋深3 000 m 左右，壓裂段長(zhǎng)分別為75，62 m，加砂強(qiáng)度分別為1.2，1.7 m3/m，破裂壓力分別為78.8，79.7 MPa，停泵壓力分別為55.9，61.9 MPa。SY2HF井初期套壓30.6 MPa，日產(chǎn)氣（7.2～9.3）×104m3，EUR為0.85×108m3。SY2-2HF 初期套壓14.7 MPa，日產(chǎn)氣（8.1～10.4）×104m3，EUR為0.65×108m3。壓后G函數(shù)分析（停泵后井口壓力隨時(shí)間變化關(guān)系）揭示以單一主縫為主，復(fù)雜縫網(wǎng)占比20.0%～41.2%，低于平橋南的57 %，與平橋南相比，在加砂強(qiáng)度0.95 m3/m上升至1.4 m3/m 的情況下，復(fù)雜縫網(wǎng)占比降低，分析為井區(qū)天然縫網(wǎng)不發(fā)育，存在高破裂壓力梯度區(qū)，投產(chǎn)后表現(xiàn)出壓力低，壓降快，大液量，高水氣比生產(chǎn)特征。

圖9 四川盆地東部南川氣田東勝曲率分布Fig.9 Curvature distribution of Dongsheng Gasfield in Nanchuan block,eastern Sichuan Basin

2.3 局部復(fù)雜構(gòu)造影響了優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖鉆遇率

南川區(qū)塊構(gòu)造變形程度上的差異，導(dǎo)致該地區(qū)局部構(gòu)造復(fù)雜[25]。局部高陡膝折帶、撓曲、微斷層等較發(fā)育。高陡構(gòu)造，地層傾角大，落差大，地震成像識(shí)別難度大，局部隆起、微斷層等構(gòu)造突變，在三維地震上不易識(shí)別。龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段部分小層伽馬特征具有一定相似性，鉆井過程中判斷地層傾角變化和構(gòu)造變化比較困難，井眼軌跡容易穿出優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段設(shè)計(jì)箱體[18]，影響優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖鉆遇率。

東勝區(qū)塊資源落實(shí)，為一不對(duì)稱背斜+上傾斜坡構(gòu)造，局部構(gòu)造復(fù)雜，背斜西翼整體更為高陡（局部?jī)A角達(dá)65°），南斜坡西部存在局部微幅隆起，地層起伏高差60 m。局部構(gòu)造變化影響地應(yīng)力分布，也造成了區(qū)域鉆遇率不高，改造欠佳。

東勝背斜西翼高陡（圖10a），具有保存條件好，埋藏深，物性相對(duì)較低，地應(yīng)力較高的特征，發(fā)育斷展褶皺，地層傾角變化大（0°～70°），SY20-2HF井水平段1 200 m，其中①—③小層鉆遇率34%，產(chǎn)剖測(cè)試其產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率87%。試采初期日產(chǎn)氣15.6×104m3，套壓31.4 MPa，初期能量足，產(chǎn)量高，但壓力遞減快，累產(chǎn)氣1 904×104m3，平均日產(chǎn)氣7.4×104m3，返排率36%，EUR為0.6×108m3。井震模型優(yōu)化后，SY20-1HF井水平段長(zhǎng)1 335 m，①—③小層鉆遇率提升至49.8%，仍難以實(shí)現(xiàn)鉆遇率的根本性改善。

東勝南斜坡西翼DP2 平臺(tái)鉆遇高陡膝折褶皺（圖10b），局部隆起，視地層傾角變化在15°以上，軌跡難以控制追層，實(shí)鉆水平段較短（875～1 291 m，平均1 039 m），優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖鉆遇率低（59 %～94 %）。在小段長(zhǎng)（63.4 m）、密切割、全陶粒施工的條件下，效果仍然較差，初期套壓平均7.55 MPa，日產(chǎn)氣（2.6～7.5）×104m3，目前日產(chǎn)氣（2.0～3.8）×104m3，EUR為（0.3～0.5）×108m3。

圖10 四川盆地東部南川氣田SY20-2HF井和SY2-1HF井氣藏剖面Fig.10 Gas reservoir profile of Well-SY20-2HF and Well-SY2-1HF in Nanchuan Gasfield,eastern Sichuan Basin

東勝背斜與斜坡轉(zhuǎn)折區(qū)DP12 平臺(tái)鉆遇局部沖起構(gòu)造，前沖逆斷層斷距180 m，延伸長(zhǎng)度1.9 km，反沖斷層規(guī)模較小，斷距20 m，延伸長(zhǎng)度650 m，2條逆斷層夾持，面積約0.05 km2。3 口井水平段短（1 500～1 412 m），優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖鉆遇率低（27.5 %～76.3%）；壓裂改造規(guī)模較好，加砂強(qiáng)度1.28 m3/m，但是G函數(shù)揭示復(fù)雜縫網(wǎng)占比較低（20.0%～41.2%），導(dǎo)致初期套壓較高，壓降較快。3 口井初期日產(chǎn)氣（3.2～10.0）×104m3，套壓12.1～20.0 MPa。目前日產(chǎn)氣（2.9～5.5）×104m3，套壓1.28～6.67 MPa，累產(chǎn)氣（80～577）×104m3，EUR（0.3～0.5）×108m3。

2.4 地應(yīng)力影響壓裂改造的難易程度

2.4.1 擠壓變形區(qū)應(yīng)力復(fù)雜

地應(yīng)力控制著壓裂裂縫擴(kuò)展與壓裂效果，不僅取決于巖性和地層孔隙壓力，還取決于地質(zhì)構(gòu)造與沉積環(huán)境[26]，及多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，擠壓、拉伸、旋扭產(chǎn)生復(fù)雜應(yīng)力場(chǎng)[27]。實(shí)踐揭示不同構(gòu)造單元、同一構(gòu)造單元不同部位，單井壓裂測(cè)試產(chǎn)量差異懸殊。在頁(yè)巖氣富集程度相似的條件下，地應(yīng)力場(chǎng)是決定單井產(chǎn)量高低的關(guān)鍵因素[3]。古地應(yīng)力場(chǎng)決定天然縫發(fā)育程度，在古地應(yīng)力集中區(qū)，頁(yè)巖擠壓破裂形成天然縫網(wǎng)，天然縫越發(fā)育，越有利于頁(yè)巖氣運(yùn)移和聚集?，F(xiàn)今地應(yīng)力場(chǎng)影響目的層的可壓性，是決定頁(yè)巖體積壓裂改造效果的關(guān)鍵因素[11，15]，人工縫與天然縫切割溝通形成網(wǎng)絡(luò)縫，有利于提升單井產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。現(xiàn)場(chǎng)壓裂實(shí)踐表明，在穿層條件基本一致的情況下，破裂壓力的高低可表征今地應(yīng)力的大小，停泵壓力的高低可表征壓裂改造效果，同時(shí)反映出人造縫與天然縫交割溝通程度?，F(xiàn)今地應(yīng)力越大，形成復(fù)雜縫網(wǎng)難度越大，在施工參數(shù)上表現(xiàn)為破裂壓力和施工壓力越大。天然縫越發(fā)育，人造縫與天然縫溝通程度越好，則停泵壓力越低。

實(shí)鉆表明，平橋南斜坡東部沙子堡斷層附近的應(yīng)力大（圖2、圖11、圖12），最大水平主應(yīng)力80～95 MPa，壓裂改造困難，破裂壓力82～99 MPa，停泵壓力69～88 MPa。物探預(yù)測(cè)應(yīng)力方向變化快，JY211-2HF井：埋深3 546 m，整體靠近沙子堡斷層，破裂壓力99.4 MPa，施工壓力100 MPa，投產(chǎn)無自噴能力，初期壓力6.1 MPa，日產(chǎn)氣2×104m3，累產(chǎn)氣568×104m3。JY211-4HF 井：埋深3 288 m，1～19 段破裂壓力76.9 MPa，20～31 段逐漸靠近沙子堡斷層施工壓力上升，破裂壓力90.2 MPa，升高13.3 MPa，加砂困難，投產(chǎn)無自噴能力，初期壓力1.1 MPa，日產(chǎn)氣1.48×104m3，累產(chǎn)氣636×104m3。分析認(rèn)為應(yīng)力復(fù)雜，現(xiàn)有工藝難以改造，造成低產(chǎn)。

圖11 四川盆地東部南川氣田沙子堡斷層附近井破裂壓力、30min壓降與埋深統(tǒng)計(jì)Fig.11 Statistics of fracture pressure,pressure drop per 30 min and buried depth of wells near Shazibao fault of Nanchuan Gasfield,eastern Sichuan Basin

圖12 四川盆地東部南川氣田沙子堡斷層附近井破裂壓力與斷層距離統(tǒng)計(jì)Fig.12 Statistics of fracture pressure and fault distance of wells near Shazibao fault of Nanchuan Gasfield,eastern Sichuan Basin

2.4.2 深層地應(yīng)力增大顯著

埋深與頁(yè)巖含氣量具有一定相關(guān)性，整體控制氣藏含氣性分布，一定程度上影響著頁(yè)巖氣的保存。受壓實(shí)作用影響，背斜高部位物性更好，儲(chǔ)集空間更大，游離氣含量更高，隨著儲(chǔ)層埋深增加，表現(xiàn)出“五高”特性[28]，即地層溫度高、上覆壓力高、應(yīng)力差值高、破裂壓力高和閉合壓力高[29]。隨著圍壓增加抗壓強(qiáng)度增加，深層頁(yè)巖受高溫、高圍壓影響，塑性增大，應(yīng)力與應(yīng)變的非線性關(guān)系越來越明顯，地層塑性增強(qiáng)，導(dǎo)致層理縫開啟困難，增加了壓裂的難度，形成復(fù)雜縫網(wǎng)難度大。根據(jù)平橋南壓裂與埋深的關(guān)系，3 750～3 800 m 為儲(chǔ)層壓裂改造應(yīng)力敏感深度，超過3 800 m，頁(yè)巖抗破裂能力及塑性急劇增強(qiáng)。

平橋南區(qū)兩翼埋深3 800～4 500 m，地應(yīng)力80～110 MPa，隨埋深增大，破裂壓力增加，存在明顯的應(yīng)力拐點(diǎn)（圖13、圖14），改造難度增大，該區(qū)埋深大于3 750 m井6口的測(cè)試產(chǎn)量均小于10×104m3。同平臺(tái)同方向相鄰兩口井對(duì)比，JY194-1 井、JY194-4HF井靜態(tài)指標(biāo)基本一致。JY194-1HF井埋深3 412 m，破裂壓力75.7 MPa，EUR 為1.06×108m3；JY194-4HF井埋深3 673 m，破裂壓力81.4 MPa，EUR為0.68×108m3。JY194-1HF 埋深較淺，壓裂、生產(chǎn)效果相對(duì)較好。埋深導(dǎo)致了壓裂改造的差異，造成了單井產(chǎn)能上的較大差異。

圖13 平橋南區(qū)埋深與破裂壓力Fig.13 Relation between buried depth and fracture pressure of southern Pingqiao area

圖14 平橋南區(qū)埋深與開井壓力Fig.14 Relation between buried depth and well opening pressure of southern Pingqiao area

2.4.3 水平段方位與最小水平主應(yīng)力方位夾角增大造成施工難度增大

頁(yè)巖儲(chǔ)層水平井最佳的布井方式是沿最小水平主應(yīng)力方向[30]，裂縫擴(kuò)展需要的能量較低，較易形成復(fù)雜縫網(wǎng)[28]。東勝背斜最大水平主應(yīng)力方向?yàn)?0°，構(gòu)造形態(tài)為北東向約40°，夾角較大，構(gòu)造窄陡，布井必須綜合考慮應(yīng)力、水平段長(zhǎng)、AB靶點(diǎn)高差、穿行軌跡等因素，較難沿最小水平主應(yīng)力方向布井。前期理論分析認(rèn)為在兩向應(yīng)力差異系數(shù)為0.1～0.2時(shí)，與最小水平主應(yīng)力夾角小于30°，破裂壓力增幅小于17%，夾角大于30°時(shí)，破裂壓力急劇上升。實(shí)鉆過程中，SY1-8HF 井較SY1HF 井深162 m，夾角由57°降至30°，破裂壓力由103.5 MPa 降至89.4 MPa，降低14.1 MPa，停泵壓力降低3.2 MPa，施工難度顯著降低。每米液量達(dá)到30.26 m3/m，平均排量達(dá)到16 m3/m，相對(duì)于SY1HF井有了明顯提高。SY1HF井關(guān)井壓力恢復(fù)慢，SY1-8HF 井G 函數(shù)分析以剪切縫及復(fù)雜裂縫為主，造縫效果較好。SY1HF 井的EUR 為0.53×108m3，SY1-8HF 井的EUR 為0.7×108m3?？梢姴季轿慌c最小水平主應(yīng)力夾角減小可有效改善壓裂效果，利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

3 結(jié)論

1）南川區(qū)塊壓力系數(shù)從北至南整體呈下降趨勢(shì)，局部壓力系數(shù)相差大，反應(yīng)出富集程度上的差異。常壓區(qū)生產(chǎn)效果對(duì)壓力系數(shù)的變化更為敏感，壓力系數(shù)下降見氣返排率上升，純液、過渡階段長(zhǎng)。局部天然縫網(wǎng)的發(fā)育，有效改善了頁(yè)巖氣富集程度，造成同平臺(tái)同區(qū)域井生產(chǎn)效果差異增大。

2）局部構(gòu)造、應(yīng)力雙復(fù)雜特征，導(dǎo)致在資源落實(shí)區(qū)，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖鉆遇率低，壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)難度大。應(yīng)及時(shí)利用實(shí)鉆參數(shù)、曲率特征、破裂壓力、施工壓力、延伸壓力、停泵壓力、30 min壓降等參數(shù)，開展壓裂模擬校正，明確不同構(gòu)造樣式、構(gòu)造部位、不同埋深、不同天然裂縫發(fā)育區(qū)現(xiàn)今應(yīng)力的變化規(guī)律。應(yīng)用地質(zhì)工程一體化設(shè)計(jì)、實(shí)施、評(píng)價(jià)，做到布好井、穿好層、造好縫、管好井、算好賬。

3）開發(fā)過程中應(yīng)以地層壓力系數(shù)、埋深、地應(yīng)力為核心，井震結(jié)合做好井區(qū)構(gòu)造刻畫，加強(qiáng)區(qū)域裂縫、地應(yīng)力展布規(guī)律研究，開展頁(yè)巖氣藏精細(xì)描述和地質(zhì)建模，劃分優(yōu)先動(dòng)用區(qū)，保障效益開發(fā)。