The Improvement and Application of Fracturing Technology in the Nanchuan Shale Gas Field
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摘要:
页岩储层具有低孔隙度和特低渗透性特征，必须进行大规模体积压裂改造以形成人工缝网。南川页岩气田开发已经形成相对完善的压裂工艺技术体系，但随着甜点储量规模化生产，亟需深入研究并进一步改进压裂工艺。从南川页岩气田不同井网储量动用、射孔方式、投球暂堵、加砂模式等方面提出了页岩气压裂工艺改进思路和方法，并通过现场应用效果评价了改进工艺的可行性。系统总结了压裂工艺改进措施：鉴于井网关系和开发目标的差异，对不同类型井组的压裂改造区域进行差异化控制；超深穿透射孔方式为深层高应力页岩储层压裂提供了重要的工艺基础，满足了电动压裂设备数量和压力等级的限制；借鉴重复压裂及加密井压裂工艺中的投球暂堵技术，优化了投球数量与时机，抑制了主裂缝过度延伸；精细化压裂，支撑剂体系趋于完善，形成了“初始小粒径远输前缘铺置+中段中粒径主流通道支撑+尾段大粒径缝口收尾”三级连续加砂模式。改进后的压裂工艺现场应用效果显著，在统计的现场投球暂堵中，封堵有效率79.8%，在超深穿透工艺下，为更多加砂和注液提供了压力窗口；提高了加砂强度和小粒径占比，显著提升了裂缝导流能力和支撑效果，压后日产气量从3.30×104 m3提高至8.46×104 m3。研究结果表明，通过综合应用差异化压裂设计、超深穿透射孔技术、优化投球暂堵以及精细化三级加砂模式，可显著提升南川页岩气田的压裂改造效果和经济效益，为南川页岩气田有效开发提供了技术保障。
Abstract:Due to the low porosity and extremely low permeability of shale reservoirs, they must undergo large-scale volume fracturing to create an artificial fracture network. The development of the Nanchuan Shale Gas Field has already formed a relatively mature fracturing technology system. However, with the large-scale production of sweet spot reserves, there is an urgent need for in-depth research and further improvement of fracturing technology. Improvement ideas and methods for shale gas technology were proposed for the Nanchuan Shale Gas Field. They involve the utilization of reserves in different well patterns, perforation methods, temporary plugging with ball injection, and sand addition modes. The feasibility of these improvements was evaluated through on-site application effect assessment. Fracturing technology process improvements were summarized systematically. In view of the difference in well pattern and development objectives, the fracturing modification area of different types of well groups was controlled differently. The application of an ultra-deep penetration perforation provided a crucial technological foundation for fracturing in deep and high-stress shale reservoirs, meeting limitations on the number of electric fracturing devices and pressure levels. Repeat fracturing and temporary plugging with ball injection during tight well fracturing resulted in the optimization of the quantity and timing of ball injection to suppress excessive extension of the main fracture. The fracturing process was refined, and the proppant system was improved, leading to a three-stage continuous sand addition mode featuring “long-distance transport placement of initial small particles at front edge + main flow channel support by medium particles in middle section + fracture closure by large particles in tail section.” The improved fracturing technology demonstrated significant on-site application effects. After statistically analyzing the on-site temporary plugging with ball injection, the effective plugging rate was 79.8%. The ultra-deep penetration technology provided a pressure window for more sand addition and fluid injection which increased the sand addition intensity and the proportion of small particles, the fracture conductivity and support effect were significantly enhanced. As a result, the daily production after fracturing increased from 3.30×104 m3 to 8.46×104 m3. It has demonstrated that the integrated application of differentiated fracturing design, ultra-deep penetration perforation technology, optimized temporary plugging with ball injection, and a refined three-stage sand addition mode can significantly enhance the fracturing stimulation effect and economic benefits of the Nanchuan Shale Gas Field. This provides strong technical support for the efficient development of the Nanchuan Shale Gas Field.
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四川盆地奥陶系五峰组与下志留系龙马溪组海相页岩气储量丰富，4 500 m以浅储层保存条件良好，已探明储量超过10×1012 m3[1–4]。其中，渝东南地区拥有丰富的常压页岩气资源，并成功建立、投产了我国首个常压页岩气田—南川页岩气田[5]。与国外常压页岩气田相比，其具有构造复杂、水平应力差大、总有机碳含量低、吸附气占比高、孔隙度低及微裂缝发育等地质特点[6–7]。经过多年探索和攻关，以精细化构造、应力研究为基础，明确产能主控因素，制定分区开发技术政策，指导页岩气勘探甜点目标优选和井位部署设计，创新并完善了常压页岩气“三因素控藏”理论，内容包括深水陆棚相控烃、保存条件控富和地应力场控产等[8]。
页岩储层具有低孔隙度、特低渗透性特征，必须经过大规模体积压裂改造形成人工缝网，以沟通基质孔隙和天然裂缝获取高导流通道，实现工业开发。在考虑气测全烃含量、天然裂缝发育程度、地应力等先天地质条件时，体积压裂模式成为释放页岩气产能的关键工程因素。为实现常压页岩气更高效、经济的开采，中国石化、贵州能源集团针对不同区块的常压页岩气，均采用多样化压裂技术和工艺，涵盖了从压裂方式、压裂液体系、支撑材料到压裂辅助手段的全面优化和组合应用。在渝东南地区常压页岩气区块（南川、武隆、彭水），形成了“适度密切割+强液高砂+暂堵转向”的复杂缝网压裂模式[7，9–10]，并相继在焦石坝构造焦页10HF井、东胜背斜胜页2HF井、阳春沟背斜胜页5HF井试采获日产超15×104 m3的工业气流。在黔北地区正安区块，研究形成了以水平井段内多簇密切割压裂、水平井精细化压裂设计、减阻可变黏度压裂液体系、投球暂堵转向、返排液重复利用等技术为主的压裂技术体系[11]。此外，川东南林滩场深层海相常压页岩气，采用“多段多簇细分密切割+一体化变黏滑溜水+变排量+多粒径组合强加砂+堵球、堵剂双暂堵”压裂改造模式，实现了赤水深层常压页岩气开发的突破[3]。目前，中浅层常压页岩气的开发工艺体系已趋近成熟，涵盖了从地质工程到钻井、压裂、试气、排采的工厂化开发模式。
不过，随着甜点储量的规模化开发，亟需针对一些品质较差的资源开发技术进行深入研究，并进一步改进压裂工艺。为此，笔者从南川页岩气田不同井网储量动用、深层页岩气射孔工艺、暂堵促缝、加砂模式等方面提出了页岩气压裂工艺改进思路和方法，并通过现场应用效果评价了改进工艺的可行性，以期为完善常压页岩气压裂理论和指导矿场施工提供一定借鉴。
1. 常压页岩气压裂工艺存在的问题
1）储量动用不足，易压窜。老井在长期开发下，地层能量亏空，导致水力裂缝受压力阴影引导向老井方向延伸扩展，引起沟通干扰。同时，老井的高改造强度，加剧了压窜反应的程度[9, 12–13]。在加密井开发过程中，统计了现场7口压裂井的受干扰情况，用邻井套压升幅表征压窜程度，结果如图1所示。从图1可以看出，压窜程度与加砂强度、注液强度呈正相关趋势，压裂改造强度是导致压窜的重要影响因素，有待进一步完善。除老区加密井开发外，在井区边缘试验大井距扩边井，用以探索区块边缘、新区的储量情况。该类型井组部署井距在300～400 m。大井距扩边井试验区压前缝网模拟结果表明，当前压裂工艺的加砂强度不能满足大井距的储量动用要求。
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图 1 不同改造强度下邻井套压升幅Figure 1. Increase in casing pressure in adjacent well under different stimulation intensities2）压后产量低，递减速率快。南川常压页岩气田压力系数低，日产气量递减较快，对此提出了“中等段长+适度密切割+控液提砂”的改造思路，力求在形成强支撑裂缝的同时，提高缝网复杂程度[14]。先导试验结果表明，虽然密切割强加砂模式提升了主裂缝密度及导流能力，但无法实现多尺度裂缝饱填砂，压后导流能力长期保持不足。微裂缝系统对页岩气储层体积缝网构成极其重要，尤其对水平主应力差较大的储层，常规支撑剂难以匹配微小裂缝实现有效支撑，从而影响改造效果[15]。大粒径支撑剂易在缝口堆积高角度坡面，不利于支撑剂向远端运移[16–17]。长距离裂缝及微裂缝有效支撑的粒径组合模式有待完善。
3）含气丰度低，改造体积需求大。南川常压页岩气储层含气总量低，对有效接触面积要求更苛刻，需要尽可能形成波及体积更大的裂缝，但页岩地层高角度裂缝和层理裂缝发育，同时水平应力差大，压后裂缝复杂程度偏低，改造体积受限[18]。需要提高页岩储层改造强度，通过造长缝、复杂缝得到有效开发。由于井下可能受射孔孔径不均匀、部分地层滤失差异大、天然裂缝带等因素的影响，孔间存在竞争性分流；加之强加砂模式对射孔孔眼的冲蚀程度增大，进一步放大了分流差异，致使强导流区域裂缝过度延伸，而弱导流区域裂缝未得到有效开启。
2. 压裂工艺改进措施
2.1 压裂改造区域差异化控制
南川页岩气田正处于开发前中期，依据现有井网布局，已启动立体开发，并拓展开发范围。新完钻的页岩气井分为加密开发井和扩边井2类。加密井定向对接多口邻井，已运行一年以上，旨在优化生产，调整井间储量，提高整体采出效率；扩边井则专注于单侧邻井存在或未开发一年以上的区域，主要用于评估边缘与新区的储量和产能，为气田寻求增储上产潜能。鉴于井网关系和开发目标的差异，对这2类井组的压裂改造区域进行差异化控制。
2.1.1 降低加密井注液强度
针对井距150～200 m的井网，现场逐步下调注液强度对后续压裂井段参数进行优化，当注液强度降至18 m3/m时，邻井的干扰情况消失。由优化后的施工参数模拟得到加密井的缝网延伸情况，并预测生产15年后的储层动用效果，模拟结果如图2所示。其中，由图2（b）可知：平面上，生产15年后下部层系井间储量均已动用。试采1年后，加密井初期产量稳定在5.2 m3/d，稳产期9个月，归一化生产曲线如图3所示，初期递减率47.1%，套压日降幅0.01 MPa，平均单位压降产气量245×104 m3，平均单井估算最终可采储量（estimate ultimate recovery，EUR）约为0.76×108 m3。
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图 2 缝网与生产压力模拟（15年）结果Figure 2. Fracture networks and production pressure (15 years) simulation results![]()
图 3 加密井开发归一化生产曲线Figure 3. Normalized production curve for development of encrypted wells2.1.2 提高扩边井加砂强度
大井距扩边井的井组部署井距在300～400 m，模拟大井距扩边井试验区不同加砂强度下压后的缝网，结果如图4所示。由图4可知，加砂强度为2.5 m3/m时，不能满足大井距的储量动用要求，压后平均缝长仅225 m，若要充分动用300～400 m井距下的井间储量，加砂强度需达到4.0～6.0 m3/m。
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图 4 不同加砂强度下的缝网模拟结果Figure 4. Fracture network simulation results under different sand addition intensities现场根据模拟结果，进行加砂强度4.5 m3/m的压裂施工，该规模下注液强度达到33.0 m3/m，综合砂液比14%，压后微地震监测结果见图5、图6。
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图 5 缝网属性与改造规模的关系Figure 5. Relationship between fracture network properties and stimulation scale由图5可知，裂缝长度、改造体积（stimulated reservoir volume，SRV）与改造规模呈一定的正相关性，裂缝长度307～394 m。离散裂缝网络（multilevel fracture network，DFN）模型切片基于震源机制反演结果，确定微裂缝类型、倾角及方位，将方位相近的微裂缝连接形成有效裂缝网络，并去除孤立微裂缝。若压裂段联通裂缝体积占比超过60%，则认为形成复杂缝网，否则为单一缝网。依据DFN模型的裂缝分类统计（见图6（a）），复杂缝网占比90.32%，单一缝网占比9.68%，表明裂缝复杂程度较高；井距350 m左右，加砂强度4.5 m3/m的微地震事件分布（见图6（b）），在该压裂规模可充分完成井间改造，若井间距超过400 m，井间区域留有空白，此时加砂强度需优化至4.5 m3/m以上。
2.2 调整射孔方案
孔射得越深，拉张裂缝的占比越高且破裂压力越小。从断裂力学角度讲，射开的孔眼使储层内产生应力集中区域，使岩石骨架在承受载荷时更容易失稳破坏。依据射孔尖端裂缝应力强度因子[19–20]与最大周向应力准则[21–22]，可求得流体载荷pw与射孔深度l的关系曲线。依据现场参数，最小水平主应力为90.47 MPa，最大水平主应力为102.47 MPa，布井方位角为30°，井筒半径为57.51 mm，岩石破裂韧性为1.2 MPa·m1/2。图7为破裂所需流体载荷与射孔深度的关系曲线。由图7可知，深部储层地应力急剧增加导致破裂压力（pw）明显增大，而更深（l）孔眼的穿透则有效降低了破裂压力。
南川页岩气田深层页岩气压裂工艺中，试验了不同穿透性射孔弹对压裂效果的影响。选取东胜背斜北部相邻2个平台6口深层页岩气井中埋深相近的井段，地面测试深穿透射孔弹（BH42RDX28−2）和超深穿透射孔弹（SDP36RDX24−2）对混凝土的穿深，平均穿深分别为500和1 013 mm，试验井段埋深在4 388～4 464 m，最小水平主应力89.87～91.85 MPa，最大水平主应力101.19～103.46 MPa。试验层段的矿物组成与力学参数见表1，压裂施工情况如图8所示。
表 1 层段矿物组成与力学参数Table 1. Mineral composition and mechanical parameters of the rock layers井段 埋深/m 层位 小层 矿物含量，% 弹性
模量/MPa泊松比 水平主应力/MPa 硅质 钙质 泥质 石英 碳酸盐 最小 最大 SY1−1−3 4 314 五峰组—龙马溪组 ③ 55.5 2.0 22.7 35.44 10.74 58.30 0.150 90.19 102.82 SY1−2−7 4 407 五峰组—龙马溪组 ③ 48.1 8.4 32.4 39.36 7.46 54.22 0.158 89.93 102.16 SY1−3−6 4 464 五峰组—龙马溪组 ③ 48.7 14.3 24.8 45.30 6.90 55.06 0.160 91.85 103.45 SY2−1−5 4 392 五峰组—龙马溪组 ③ 44.0 6.5 34.9 50.01 7.83 56.78 0.165 90.52 101.96 SY2−2−4 4 412 五峰组—龙马溪组 ③ 46.8 7.7 30.1 50.41 5.10 50.32 0.165 90.33 102.52 SY2−3−4 4 388 五峰组—龙马溪组 ③ 46.9 11.7 31.0 44.30 16.60 54.36 0.160 89.87 101.19 ![]()
图 8 射孔弹穿深试验井段压裂施工曲线Figure 8. Fracturing construction curve in perforation penetration depth test从现场应用结果看，在深层高应力区增大射孔穿深可以有效降低破裂压力，消除垂深影响后破裂压力梯度也表现出降低趋势。超深穿透射孔方式，为深层高应力页岩储层压裂提供了重要的工艺基础，降低了施工难度，同时消除了电动压裂设备数量和压力等级的限制，缓解了成本压力。
2.3 投球数量与时机优化
借鉴重复压裂和加密井压裂工艺中的投球暂堵技术，抑制主裂缝过度延伸[23–25]。暂堵球运移过程中，大流量通道产生的径向加速度“捕捉”，在高渗透孔眼处坐封，迫使压裂液转向低渗通道和层位，提高了裂缝复杂程度和均匀程度。现场试验所得不同球径暂堵球的起裂压力情况如图9所示。从图9可以看出，直径26～30 mm暂堵球的封堵升压效果优于20～26 mm，球径越大，越有利于坐封孔眼。
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图 9 不同球径暂堵球的升压情况对比Figure 9. Comparison of initiation pressures for temporary plugging balls with different diameters现场试验所得不同球孔比（投球数量/射孔数量）暂堵球的起裂压力情况如图10所示。从图10可以看出，球孔比越大，有效起裂压力比例越高，优势区间为50%～60%，此区间内暂堵起裂压力约5.09 MPa，有效起裂压力比例81.8%。这说明低球孔比（< 50%）下无效坐封的偶然性频率被放大，导致少量有效坐封的暂堵球起裂压力效果不明显，而更高的球孔比（> 60%）虽然出现起裂压力效果显著的情况，但整体起裂压力均值接近球孔比50%～60%。通过现场返出物情况看，过高的球孔比下返出较多暂堵球，无效球数量较多，从经济角度考虑，球孔比50%～60%更适宜。
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图 10 不同球孔比暂堵球的升压情况对比Figure 10. Comparison of initiation pressure for temporary plugging balls with different ball-to-hole ratios不同投球时机下暂堵球的起裂压力如图11所示。从图11可以看出，投球时机上，加砂进度50%～60%时投球起裂效果较好，有效起裂压力均值约4.99 MPa，有效起裂压力比例与投球时机无明显相关性。当前南川页岩气田压裂采用投球暂堵的主体思路是：加砂进度50%～60%时，按照50%～60%的球孔比投放直径26～30 mm的暂堵球。
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图 11 不同投球时机下暂堵球的升压情况对比Figure 11. Comparison of initiation pressures for temporary plugging balls at different ball injection timings为进一步明确投球暂堵对缝网形态的影响，监测了4口井的微地震情况。统计外包络体中密集事件部分外包络的体积（SRV）反映有效改造体积，该数值表征裂缝密集区域（认为缝网复杂，具有强导流能力）的改造体积。4口井的微地震监测数据统计结果见表2（其中，M-SRV指通过水力压裂机械作用直接影响的储层体积，E-SRV指实际对油气生产有贡献的储层体积）。
表 2 微地震监测数据Table 2. Microseismic monitoring data井号 压裂段 类型 微地震
事件数量M-SRV/
104 m3E-SRV/
104 m3SY2HF 1～6，8～10，16，18～22 非暂堵 112 297 168 7，11～15，17，23～32 暂堵 107 313 174 SY3HF 1～4 非暂堵 75 300 190 5～27 暂堵 101 422 280 SY4HF 1～3，5，7，11～15 非暂堵 139 377 203 4，6，8～10，16～22 暂堵 154 480 228 SY7HF 1～4，9～14，20，21，24～26 非暂堵 85 261 127 5～8，15～19，22，23 暂堵 94 296 143 由表2可知，SY3HF井、SY4HF井和SY7HF井应用投球暂堵的井段，微地震事件的数量、M-SRV以及E-SRV均高于非暂堵段。其中，SY3HF井暂堵段相较于非暂堵段，微地震事件数量提升35%，M-SRV提高41%，E-SRV提高47%，另外2口井各项参数的数值提高11%～27%。此外，SY2HF井多个非暂堵段天然裂缝发育，各项参数均接近暂堵段。
分析认为：1）投球暂堵抑制优势导流区域的过度扩展，促进新裂缝区域开启和展布，提高缝网的复杂程度；2）得益于天然裂缝的开启和沟通，天然裂缝发育程度较高的井段，不投球暂堵亦可达到较好的压裂效果。
未投球井段和投球井段的微地震事件分布如图12所示。从图12可以看出，未投球井段井筒两侧裂缝延伸差异较大，而投球井段暂堵前的微地震事件分布区域几乎停止延伸，暂堵后的事件在新的位置和区域开启、扩展，缝网更加均匀、复杂。
2.4 加砂模式完善
随着页岩气田压裂理论和矿场经验的不断积累和日益丰富，压裂用支撑剂体系趋于完善，目前国内普遍认同和应用“多尺度下不同粒径组合”的加砂模式[26–28]。致密气藏开发过程中，可以通过提高加砂强度来增大支撑剂充填层厚度，这样有利于增强砂堤稳定性，同时提高组合粒径支撑剂中石英砂的占比，实现支撑剂远距离输送及裂缝稳定支撑的目标[29–31]。
在现有压裂设备性能范围内，充分提高改造规模，并尽可能提高加砂强度，有利于提升单井EUR。2019年后，南川页岩气田应用支撑剂体系中小粒径（70/140目、100/200目）支撑剂占比逐年增高，用于初始泵注阶段有效打磨缝面，降低运移摩阻，增强对远端裂缝的铺置和微小裂缝的有效支撑；从早期的笼统大规模压裂改造走向精细精准压裂过程中，中等粒径（40/70目）支撑剂占比逐渐降低，主要用于中段对主缝以及二级、三级次生缝的支撑；而大粒径（30/50目）支撑剂主要在施工末段尾追于缝口收尾支撑，对近井筒地带主缝提供强有力支撑，保障采气通道。经过探索实践，总结形成了“初始小粒径远输前缘铺置+中段中粒径主流通道支撑+尾段大粒径缝口收尾”三级连续加砂模式。南川页岩气田首创全电动压裂[15]，对连续高强度加砂工艺提供了重要的设备基础，加砂强度连年攀升（见图13），全工区平均加砂强度即将迈入3.0时代，且实践证明单井加砂强度与气井产能呈明显正相关性。
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图 13 南川页岩气田平均加砂强度变化Figure 13. Variation of average sand addition intensity in the Nanchuan Shale Gas Field3. 现场应用效果
2021年以来，南川页岩气田形成了差异化分段压裂、深层超深穿透射孔、适度密切割+投球暂堵、控液多砂+三级支撑剂连续加砂等多项页岩气压裂开发技术，并进行了现场应用，累计建产了74个加密开发平台，11个扩边井组，12个垂深4 000 m以上的深层页岩气开发平台，水平段裂缝的横向覆盖率提高了61.5%。
部分应用井的压裂施工参数见表3。其中，3口加密井（SY14−6HF井、SY14−7HF井和SY14−8HF井）具有相似的压裂施工参数，SY14−8HF井未暂堵，其产量远低于其余2口井，分析认为未采用暂堵的井在压裂施工中可能出现了裂缝不均匀扩展的问题，进而影响了产量。此外，统计现场投球暂堵9井次114压裂段，起裂压力超过1.17 MPa[19]共计91次，封堵有效率为79.8%（见图14）。优化投球数量与时机后裂缝得到均匀扩展，为提高产量创造了有利条件。
表 3 部分应用井的压裂施工参数Table 3. Fracturing parameters of some application wells工艺 井号 类型 储层埋深/
m平均段长/
m射孔类型 暂堵类型 加砂强度/
（m3∙m−1）注液强度/
（m3∙m−1）小粒径
占比，%稳定测试产量/
（104m3∙d−1）常规 SY14−8HF 加密井 3 352 99 常规射孔 无暂堵 1.31 27.24 38 3.30 投球暂堵 SY14−6HF 加密井 3 363 105 常规射孔 投球暂堵 1.23 25.91 33 6.23 SY14−7HF 加密井 3 443 109 常规射孔 投球暂堵 1.17 23.94 33 6.30 深穿透+中等加砂+
小粒径高占比SY35−1HF 加密井 4 202 84 深穿透 无暂堵 2.05 20.14 76 8.20 SY35−2HF 加密井 4 071 79 深穿透 无暂堵 2.02 20.42 82 6.71 SY35−3HF 加密井 3 973 85 深穿透 无暂堵 2.04 20.44 74 8.46 SY35−4HF 加密井 3 834 87 深穿透 无暂堵 2.08 21.59 79 8.40 超深穿透+中等加砂+
小粒径高占比SY36−1HF 加密井 4 294 86 超深穿透 无暂堵 2.19 26.04 79 7.80 SY36−2HF 加密井 4 185 72 超深穿透 无暂堵 2.22 28.40 89 7.88 SY36−4HF 加密井 4 093 85 超深穿透 无暂堵 2.20 22.31 75 7.64 投球暂堵+高液强砂 SY4−1HF 扩边井 2 031 92 常规射孔 投球暂堵 4.51 33.12 15 9.76 SY4−3HF 扩边井 1 914 114 常规射孔 投球暂堵 4.02 35.06 34 9.30 SY4−4HF 扩边井 1 869 66 常规射孔 投球暂堵 3.93 31.91 35 8.60 ![]()
图 14 部分应用井投球暂堵起裂压力情况统计结果Figure 14. Statistical analysis of initiation pressure for some application wells during temporary plugging with ball injection从表3可以看出，深穿透加密井与超深穿透加密井储层埋深均在3 300～4 200 m（属于深层页岩气），均提高了加砂强度与小粒径支撑剂占比。对比未暂堵加密井SY14−8HF井，单井加砂强度由1.31 m3/m 最高提至2.22 m3/m，小粒径支撑剂占比由33%最高增至89%，明显改善了裂缝导流能力和支撑效果，压后日产气量由3.30×104 m3提高至8.46×104 m3，优化加砂策略对增产具有重要作用。在超深穿透工艺下，超深穿透使4 000 m以上深层破裂压力和施工压力降低，留压力窗口以提高加砂强度和注液强度，相较于深穿透注液强度平均提高30%。此外，3口扩边井储层埋深为1 800～2 000 m（属于浅层页岩气），加砂强度最高至4.5 m3/m，但小粒径支撑剂占比最低仅15%，而日产量最高至9.76×104 m3，一方面受投球暂堵加持作用，另一方面说明加砂强度对产量的影响相较于小粒径支撑剂占比更显著。
4. 结 论
1）研究表明，注液强度降至18 m3/m，可解决加密井的干扰情况，生产15年后的加密井可以充分动用储量；对于大井距扩边井，加砂强度提高至4.5 m3/m，成功完成了井间改造，裂缝复杂程度高，可充分动用井间储量。
2）对于深层页岩气井，增加射孔深度可有效降低破裂压力。通过超深穿透射孔方式，不仅提供了工艺基础，降低了施工难度，还消除了电动压裂设备的限制，有助于减轻成本压力。
3）优化暂堵球的直径、球孔比和投球时机，实现了对主裂缝过度延伸的抑制，较大直径暂堵球有利于坐封孔眼，球孔比50%～60%的起裂效果最好，加砂进度50%～60%是较为适宜的投球时机；天然裂缝发育程度较高井段，不投球暂堵也能达到较好的压裂效果。
4）提高加砂强度，有效增大了支撑剂充填层厚度，再通过优化支撑剂粒径组合，实现了对微小裂缝的有效支撑。南川页岩气田的实践，证明了连续加砂模式的有效性，为提升单井EUR和改善页岩气田开发效果提供了可行方案。
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图 1 不同改造强度下邻井套压升幅
Figure 1. Increase in casing pressure in adjacent well under different stimulation intensities
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图 2 缝网与生产压力模拟（15年）结果
Figure 2. Fracture networks and production pressure (15 years) simulation results
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图 3 加密井开发归一化生产曲线
Figure 3. Normalized production curve for development of encrypted wells
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图 4 不同加砂强度下的缝网模拟结果
Figure 4. Fracture network simulation results under different sand addition intensities
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图 5 缝网属性与改造规模的关系
Figure 5. Relationship between fracture network properties and stimulation scale
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图 8 射孔弹穿深试验井段压裂施工曲线
Figure 8. Fracturing construction curve in perforation penetration depth test
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图 9 不同球径暂堵球的升压情况对比
Figure 9. Comparison of initiation pressures for temporary plugging balls with different diameters
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图 10 不同球孔比暂堵球的升压情况对比
Figure 10. Comparison of initiation pressure for temporary plugging balls with different ball-to-hole ratios
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图 11 不同投球时机下暂堵球的升压情况对比
Figure 11. Comparison of initiation pressures for temporary plugging balls at different ball injection timings
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图 13 南川页岩气田平均加砂强度变化
Figure 13. Variation of average sand addition intensity in the Nanchuan Shale Gas Field
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图 14 部分应用井投球暂堵起裂压力情况统计结果
Figure 14. Statistical analysis of initiation pressure for some application wells during temporary plugging with ball injection
表 1 层段矿物组成与力学参数
Table 1 Mineral composition and mechanical parameters of the rock layers
井段 埋深/m 层位 小层 矿物含量，% 弹性
模量/MPa泊松比 水平主应力/MPa 硅质 钙质 泥质 石英 碳酸盐 最小 最大 SY1−1−3 4 314 五峰组—龙马溪组 ③ 55.5 2.0 22.7 35.44 10.74 58.30 0.150 90.19 102.82 SY1−2−7 4 407 五峰组—龙马溪组 ③ 48.1 8.4 32.4 39.36 7.46 54.22 0.158 89.93 102.16 SY1−3−6 4 464 五峰组—龙马溪组 ③ 48.7 14.3 24.8 45.30 6.90 55.06 0.160 91.85 103.45 SY2−1−5 4 392 五峰组—龙马溪组 ③ 44.0 6.5 34.9 50.01 7.83 56.78 0.165 90.52 101.96 SY2−2−4 4 412 五峰组—龙马溪组 ③ 46.8 7.7 30.1 50.41 5.10 50.32 0.165 90.33 102.52 SY2−3−4 4 388 五峰组—龙马溪组 ③ 46.9 11.7 31.0 44.30 16.60 54.36 0.160 89.87 101.19 
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表 2 微地震监测数据
Table 2 Microseismic monitoring data
井号 压裂段 类型 微地震
事件数量M-SRV/
104 m3E-SRV/
104 m3SY2HF 1～6，8～10，16，18～22 非暂堵 112 297 168 7，11～15，17，23～32 暂堵 107 313 174 SY3HF 1～4 非暂堵 75 300 190 5～27 暂堵 101 422 280 SY4HF 1～3，5，7，11～15 非暂堵 139 377 203 4，6，8～10，16～22 暂堵 154 480 228 SY7HF 1～4，9～14，20，21，24～26 非暂堵 85 261 127 5～8，15～19，22，23 暂堵 94 296 143
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表 3 部分应用井的压裂施工参数
Table 3 Fracturing parameters of some application wells
工艺 井号 类型 储层埋深/
m平均段长/
m射孔类型 暂堵类型 加砂强度/
（m3∙m−1）注液强度/
（m3∙m−1）小粒径
占比，%稳定测试产量/
（104m3∙d−1）常规 SY14−8HF 加密井 3 352 99 常规射孔 无暂堵 1.31 27.24 38 3.30 投球暂堵 SY14−6HF 加密井 3 363 105 常规射孔 投球暂堵 1.23 25.91 33 6.23 SY14−7HF 加密井 3 443 109 常规射孔 投球暂堵 1.17 23.94 33 6.30 深穿透+中等加砂+
小粒径高占比SY35−1HF 加密井 4 202 84 深穿透 无暂堵 2.05 20.14 76 8.20 SY35−2HF 加密井 4 071 79 深穿透 无暂堵 2.02 20.42 82 6.71 SY35−3HF 加密井 3 973 85 深穿透 无暂堵 2.04 20.44 74 8.46 SY35−4HF 加密井 3 834 87 深穿透 无暂堵 2.08 21.59 79 8.40 超深穿透+中等加砂+
小粒径高占比SY36−1HF 加密井 4 294 86 超深穿透 无暂堵 2.19 26.04 79 7.80 SY36−2HF 加密井 4 185 72 超深穿透 无暂堵 2.22 28.40 89 7.88 SY36−4HF 加密井 4 093 85 超深穿透 无暂堵 2.20 22.31 75 7.64 投球暂堵+高液强砂 SY4−1HF 扩边井 2 031 92 常规射孔 投球暂堵 4.51 33.12 15 9.76 SY4−3HF 扩边井 1 914 114 常规射孔 投球暂堵 4.02 35.06 34 9.30 SY4−4HF 扩边井 1 869 66 常规射孔 投球暂堵 3.93 31.91 35 8.60
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