页岩气井长水平段压裂一体化动态评估——以长宁国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部地区（以下简称川南地区）的长宁国家级页岩气示范区是四川盆地页岩气开发的主战场，为厘清页岩气井水平段及压裂长度增加带来的气井产能动态影响，以川南地区的长宁区块奥陶系五峰组—志留系龙马溪组的336口气井为研究对象，采用大数据分析方法，深入剖析影响气井效益开发的靶体、压裂、排采生产一体化动态因素。研究结果表明：(1)高产气井具有靶体钻遇率大于70%、钻遇长度大于1 200 m的特征，改进钻井工艺技术可保障高靶体钻遇率进而保障产量；(2)流体压力降和孔眼摩阻会削弱施工作业强度，严重影响压裂效果，采用低黏压裂液和差异化射孔工艺可有效克服该难题；(3)前序段“相对低排量+相对密簇距”、后序段“相对高排量+相对大簇距”可实现有效改造，并能解决邻井长期生产带来的影响；(4)跟端和趾端垂深差异较大易造成井底积液，严重影响前序压裂段簇效率和产量，跟趾端垂深差异在±300 m、斜率在±0.15内有利于气井高产。结论认为，长水平段压裂是气井一体化动态影响因素的综合反映，长宁区块最优水平段压裂长度为2 200 m左右，研究成果为后续川南地区页岩气规模效益开发提供了理论支撑。