摘要：四川盆地东南部深层（垂深超过2 800 m）页岩气藏受地质背景和成岩作用的影响,储层矿物成分及孔隙结构特征复杂多变,岩石塑性与非线性破裂特征明显增强,最大与最小主应力差异绝对值加大,导致分段压裂施工破裂压力与延伸压力高、裂缝宽度小、砂液比与裂缝导流能力低、体积裂缝难以形成,严重影响了压后页岩气的产能。基于对深层岩石力学性质、地应力特征、破裂特征及裂缝形态特征的分析研究,提出了“预处理酸＋胶液＋滑溜水＋胶液”混合压裂施工新模式及配套技术。现场应用效果表明：丁页2HF井下志留统龙马溪组压后获得页岩气无阻流量10.5×10^4 m^3/d,取得了地质突破;金页1HF井下寒武统竹寺组压后获得页岩气无阻流量10.5×10^4 m^3/d,有望获得商业突破。结论认为：①深层页岩复杂缝难以形成,其压裂技术应有别于中深层;②所建立的破裂压力模型可为深层破裂压力的预测提供有效手段;③降低施工压力是确保深层压裂施工安全的关键之一;④深层页岩压裂除了储层应具有良好的物质基础外,增加压裂裂缝复杂性与形成高导流裂缝也非常关键。

关键词：四川盆地东南部 页岩气 深层 非线性变形 破裂压力 

单位：中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院; 100101