摘要
Z1HF井为南华北盆地第一口煤系页岩气水平井，目的层存在埋藏深、岩性组合复杂、物性条件差、强非均质性、大水平应力差等难点。本文基于岩心分析、测井、岩石力学、压裂模拟对太原组②～④号层开展岩石破坏及裂缝延伸室内模拟实验，明确了岩石破坏特征及人工裂缝扩展形态。在综合分析Z1HF井压裂改造难点基础上，以扩大多岩系穿层改造覆盖率、提高裂缝复杂程度、增加改造体积为目标，提出了“短段多簇+限流压裂+差异化泵注+高强度加砂+高效双暂堵+复合压裂液体系”为主体的压裂改造思路，累计完成20段129簇压裂施工，注液35505.7 m3，加砂强度达2.40 t/m，用液强度29.3 m3/m，实现了多簇均衡起裂与延伸、多岩系纵向穿透和多尺度裂缝有效铺砂，形成了复杂裂缝网络，达到体积改造效果，压后最高产气量达19000 m3/d，稳产9000 m3/d以上。Z1HF井的实施为南华北盆地海陆过渡相煤系页岩地层水平井分段压裂改造积累了丰富经验，可为地区同类气藏提供重要借鉴和指导。
Abstract
The Z1HF well was the first coal shale gas horizontal well in the Southern of North China Basin, which had difficulties such as deep burial, complex lithological combination, poor physical conditions, strong non-homogeneity and large horizontal stress difference. Based on core analysis, logging, rock mechanics, fracture simulation and other means to carry out rock damage and fracture extension simulation experiments on the Taiyuan Formation (②-④), the fracture damage characteristics and artificial fracture extension pattern were clarified.Therefore, based on a comprehensive analysis of the fracturing difficulties in Z1HF well, the fracturing transformation idea of "short multi-clusters、flow-limiting fracturing、differential pumping、high-strength proppant injection、high-efficiency double temporary plugging、composite fracturing fluid system" was proposed with the goal of improving the coverage of the multi-rock series through vertical layer transformation, increasing the complexity of the fracture and the volume of fracturing. A total of 129 clusters in 20 sections were completed. The liquid injection was 35505.7 m3, the sanding strength was 2.40 t/m, and the liquid strength was 29.3 m3/m. The balanced initiation and extension of multiple clusters, the longitudinal penetration of composite layers and the effective proppant of multi-scale fractures were realized. A complex fracture network was formed to achieve the effect of volume transformation. The maximum gas production was 19000 m3/day, and the stable production was 9000 m3/day. The implementation of the Z1HF well had accumulated rich experience in segmental fracturing and reconstruction of horizontal wells in coal shale formations in the marine-continental transition phase, which could provide important reference and guidance for similar gas reservoirs.
0 引言
煤系页岩气是页岩气的重要组成部分，近年来煤系页岩气已逐渐成为非常规天然气增储上产的重要潜在对象，中国北方海陆过渡相煤系页岩气资源十分丰富，主要分布在鄂尔多斯盆地、沁水盆地、南华北盆地等石炭系—二叠系含煤地层中（郭为等，2023；刘雯等，2023）。水平井分段压裂技术是实现页岩气高效开发的关键，中国南方海相页岩气水力压裂技术发展迅速，目前已进入压裂工艺2.0 阶段（郭建春等，2022），蒋廷学（2023）基于此提出了新一代体积压裂技术，即“适度密切割、多尺度裂缝强加砂、多级双暂堵和全程穿层”模式。南华北盆地页岩气勘探程度相对较低，仍处在页岩气成藏机理及有利层段优选阶段（邱庆伦等，2018；董大忠等，2021；陈倩倩，2022）。
煤系页岩储层纵向上岩性组合复杂，非均质性较强，砂岩、泥页岩、煤层/煤线、灰岩多岩系频繁互层，具有页岩气、煤层气、致密气“复合储层”特征。针对煤系页岩“复合”气藏特征，国内学者提出了煤系“三气”共探共采理念（侯晓伟等，2016；秦勇等， 2016；毕彩芹等，2021）。煤系页岩储层不同岩性岩石力学之间的差异对人工裂缝起裂和延伸影响较大，适应性压裂工艺是煤系页岩气高效开发的关键 （郭旭升等，2022）。国内学者针对煤系页岩压裂裂缝扩展方面开展了大量研究工作（孟尚志等，2016； 刘川庆等，2018；孙斌，2020；赵国飞，2021），付世豪等（2021）在室内开展了煤系页岩储层水力裂缝穿层规律研究，指出不同岩性界面作用下水力裂缝形态主要表现为“T形缝、穿层缝、钝化缝和十字缝”，水力裂缝扩展受层间渗透率、垂向应力差等影响； 王士国等（2022）通过真三轴压裂模拟实验发现煤系页岩水力裂缝扩展呈非对称模式，高垂向应力差异和高排量有利于裂缝穿层扩展，证实了多岩性煤系页岩储层多气共采可行性；袁青松等（2023）基于脆性矿物及压裂裂缝网络特征建立了可压性计算模型，优选出太原组最佳压裂层段；唐巨鹏等 （2020）在室内开展了周期注水条件下煤系页岩压裂裂缝扩展模拟实验，分析了应力改造和水力压裂阶段的裂缝特征、起裂扩展规律；徐栋等（2022）针对煤系非常规天然气研发了一体化压裂液体系，满足各类气层压裂改造对造缝、减阻、防膨、携砂快速返排性能要求，并在鄂尔多斯盆地取得成功应用。
综上所述，国内煤系页岩气压裂方面研究主要在水力裂缝扩展及相关影响参数分析上，未见煤系页岩气水平井分段压裂改造方面报道。本文基于南华北地区第一口海陆过渡相煤系页岩气水平井 Z1HF井，在地质-工程特征参数综合研究基础上，分析了压裂改造难点，优化了压裂工程工艺参数，实现了煤系多岩系储层体积改造效果，可为中国南华北地区同类型储层压裂改造提供重要借鉴和指导。
1 储层地质特征
1.1 地质背景
Z1HF井位于河南中牟页岩气区块，区块处于南华北盆地太康隆起西北缘斜坡，通许隆起尉北凸起与开封坳陷中牟凹陷南部斜坡的交界地带（图1）。构造演化大体上经历了寒武纪—中奥陶世滨浅海相沉降盆地发育时期、晚奥陶世—泥盆纪克拉通古陆隆起剥蚀期、石炭纪—二叠纪海陆过渡相沉降盆地发育时期和三叠纪—第四纪陆相盆地发育时期4个演化阶段。其中，下二叠统太原组为3套灰岩夹2套黑色泥岩及煤层沉积组合，总体表现为海进退积序列，其中泥页岩段为潟湖相、灰岩段为局限台地相；而山西组下部主要为砂岩、上部总体为黑色泥岩与煤层，总体表现为海退进积序列，逐渐由前三角洲向三角洲前缘，最后发展为三角洲平原的演化历程。
1.2 基本特征
Z1HF井垂深3092.0 m，水平段长1213.0 m。基于岩性特征，将Z1HF井太原组分为3大段、7小层 （图2），其中太一段以深灰色灰岩为主，夹薄煤层和灰黑色泥岩，划分为①小层（厚度17.86 m）；太二段下部以黑灰色泥页岩为主，夹薄煤层、粉砂质泥岩、粉砂岩、灰岩，自下而上划分为②、③、④小层（厚度分别为11.6 m、6.74 m、8.09 m），太二段上部岩性以灰黑色泥岩为主，夹薄层灰岩和粉砂质泥岩，自下而上划分为⑤、⑥小层（厚度9.47 m、7.87 m）；太三段上部发育灰色泥质灰岩，中部发育炭质泥页岩，底部为厚层泥质灰岩，划分为⑦小层（厚度15.45 m）。Z1HF井压裂改造目标层位为②～④小层，总厚度26.4 m，水平段穿行轨迹主要位于②小层中上部至③小层下部，岩性主要有泥质灰岩、泥质粉砂岩、泥页岩以及煤层/煤线等。根据朱炎铭等（2016） 对煤系天然气藏类型分类，可将本井气藏类型划分为“自源+他源”型复合气藏，实钻测井资料显示地层压力系数为1.1~1.2，属常压气藏。将煤层、煤系泥页岩、煤系砂岩互层段作为统一目标层段进行综合评价开发，可实现煤系气资源综合利用和效益最大化（毕彩芹等，2021）。
图2Z1HF井太原组地层综合柱状图
岩矿组分特征分析显示Z1HF井太原组②-③-④小层岩石矿物组成主要包括石英、长石、白云石、菱铁矿、黄铁矿以及黏土矿物，其中石英矿物平均含量42.2%，黏土矿物平均含量47.8%，黏土矿物以伊/蒙混层、伊利石为主，含少量的高岭石和绿泥石。
1.3 含气性特征
Z1HF井气测录井显示，油气显示主要分布在太原组二段②小层和③小层，其中，②小层气测全烃值 2.93%～54.18%，平均为 17.85%，甲烷值 0.21%～52.11%，平均为3.81%；③小层气测全烃值 4.75%～17.55%，平均为 8.33%，甲烷值 0.14%～6.06%，平均为1.35%。邻井含气量测定太原组泥页岩含气量分布范围为0.71～3.87 m3/t，纵向上不同层段泥页岩含气量存在一定差异，其中②-③-④小层泥页岩的含气量为1.34～3.87 m3/t，平均2.27 m3/t，甲烷组分含量均在90%以上，以干气为主（袁青松等，2023）。
1.4 有机地化及物性特征
有机地化测试显示太原组泥页岩以Ⅲ型干酪根为主，含少量的Ⅱ型和Ⅰ型，TOC含量0.20%~10.75%，平均 2.2% 左右，镜质体反射率Ro介于 2.99%～3.83%，处于过成熟阶段。物性特征方面，太原组②-③-④小层泥页岩测试孔隙度在0.9%～4.5%，平均3.0%。泥页岩渗透率测试均值为0.27 mD，整体上孔渗条件较差，符合页岩气藏特征。
1.5 裂缝发育情况
天然裂缝的存在是地应力不均一的表现，储层天然裂缝越发育，可压裂性越高，压后裂缝复杂度越高。煤系页岩层理缝和低角度天然裂缝发育，煤岩中除发育层理外，存在相互正交发育面割理和端割理（付世豪等，2021）。研究资料显示，太原组岩心裂缝整体较发育，以层理缝为主，主要为沉积作用产生的水平层理缝、构造作用产生的平行构造缝和成岩作用产生的多角度相交收缩缝，局部发育高导缝（袁青松等，2023）。岩性对于泥页岩裂缝具有明显的控制作用，不同岩性的天然裂缝具有明显的差异。灰岩裂缝并不规则，裂缝边缘自平直、弧型、到锯齿型均有发育，并且边缘常见缺口，显示在外力作用下的非剪切作用特征。粉砂岩中常常包含泥质或炭质薄层，而几乎所有粉砂岩中的裂缝都分布在粉砂岩与夹层的分界处，裂缝形状、方向与泥质夹层方向吻合，总体近乎水平，当不定形的泥质夹层出现时，裂缝也平行于夹层边缘，与水平方向呈低角度相交。黑色泥页岩当中裂缝全部近似水平，裂缝边缘通常较为平直，密度较大并且分布间隔均匀，总体上裂缝的总体分布与水平微层理方向相一致（图3）。
图3不同岩性岩心裂缝发育特征
2 岩石力学特征及裂缝扩展实验
2.1 岩石力学特征
（1）三轴压缩
为获取储层岩石抗压强度、弹性模量、泊松比等岩石力学参数，选取②~④小层不同岩性岩心开展三轴压缩实验。实验结果显示，不同岩性岩石力学参数差异较大，岩石力学非均质性较强。其中泥页岩纵向抗压强度最小，平均为148.8 MPa，砂岩纵向抗压强度平均158.9 MPa，灰岩纵向抗压强度最大，平均202.2 MPa；杨氏模量灰岩最大，平均35.4 GPa，泥页岩次之，平均为28.0 GPa，砂岩最小，平均为22.2 GPa；泊松比相差不大，砂岩略小于泥页岩和灰岩，平均值为0.20，泥页岩与灰岩泊松比均值相当，平均为0.24。
（2）抗拉强度
煤系页岩储层中，地层应力状态复杂，岩石的抗拉强度要远低于抗压强度，多数情况下裂缝起裂及扩展均从围岩拉应力开始。利用巴西劈裂法对太原组泥页岩开展了沿不同层理角度的拉伸试验，实验结果表明抗拉强度具有明显的层理方向效应。沿层理方向抗拉强度最小，为页岩气储层的薄弱面。当取心方向与层理存在一定夹角时，抗拉强度明显高于沿层理方向，呈现出一定的各向异性特征 （表1）。压裂时当裂缝沿非层理方向扩展时，会在层理处发生转向形成分支裂缝，利于形成复杂缝网。另外抗拉强度试验结果表明灰岩单轴抗拉强度明显高于同层页岩，且具有较高的抗拉强度，表明③~④小层的灰岩夹层（厚1.8 m）具有较强的隔层特征，缝高扩展会受影响。
表1不同层理角度巴西劈裂实验数据
（3）断裂韧性测试
岩石断裂韧性是岩石物理力学重要参数之一，其大小表征岩石阻止裂缝扩展的能力（陈建国等， 2015）。利用TAW-2000伺服岩石三轴试验装置测试了太原组泥页岩平行和垂直层理方向的断裂韧性，从表2数据可以看出沿层理方向（0°）的断裂韧性值最小，垂直层理方向（90°）的断裂韧性值最大，表明页岩气储层层理阻止裂缝扩展的能力较弱，裂缝更易沿层理扩展，而当裂缝沿垂直层理扩展时会在层理处发生停止、分叉和转向现象。太原组泥页岩拉伸破坏计算所得Ⅰ型断裂韧性值为0.525～0.939 MPa.m1/2，平均0.769 MPa.m1/2，四川盆地下志留统龙马溪组页岩测试Ⅰ型断裂韧性值为0.752~0.897 MPa.m1/2，平均0.818 MPa.m1/2（陈建国等， 2015），太原组泥页岩断裂韧性要低于龙马溪组，裂缝相对更易延伸。
表2太原组泥页岩断裂韧性测试结果
2.2 地应力场特征
储层水平应力场状况对压裂裂缝几何形态影响较大，水平应力差异系数越小越有利于形成人工裂缝网络，通常认为应力差异系数小于0.25有利于形成复杂裂缝（张旭等，2013）。地应力测试结果显示，太原组两向水平应力差10～12 MPa，差异系数 0.18～0.22，平均0.21，水力压裂在高净压力时能够形成较为复杂的裂缝。
根据区内以往研究资料（袁青松等，2023），井区范围最大水平主应力方向为北东—南西70°，三向应力状态为σH＞σV＞σh。纵向上②-③-④小层间最小水平应力差异不大，约3.7～4.3 MPa，裂缝穿透岩性界面进入邻层扩展概率较大（付世豪等， 2021）。小层间存在灰岩夹层，灰岩的抗压、抗拉强度较高，会对纵向穿层改造形成一定影响。另外，储层中发育了多个煤层/煤线，煤岩割理发育、易破裂、滤失大，一定程度上会影响缝高、缝长延伸。
2.3 裂缝扩展及延伸实验
利用自主研发的压裂物理模拟装置在室内开展了单一岩性和互层岩性压裂模拟实验，利用声发射的三维定位功能对岩石破裂事件点进行监测，分析裂纹起裂、扩展模式。
实验结果（图4a）显示灰岩样品抗压强度最高，裂缝数量较少且裂缝形态较为单一，破坏特征以剪切破坏为主；砂岩压裂多形成平行于载荷方向的裂缝（图4b），裂缝数量较灰岩更多，裂缝形态以平行裂缝为主，含少量的转向裂缝；泥页岩的压裂裂缝数量最多，裂缝复杂程度最高，样品张拉劈裂、剪切破坏并存，裂缝重构后呈网状（图4c）。
针对煤系页岩气互层岩性特征，开展了互层岩性压裂模拟（图4d），与单一岩性相比，互层岩性横向裂缝变长、数量变多，裂缝扩展主要呈现2种形态：①穿过岩性界面继续延伸形成穿透型交叉十字缝；②扩展至岩性界面时沿岩性界面延伸，类似T 型。实验结果表明，海陆过渡相煤系页岩地层不同岩性压裂破坏特征不尽相同，泥页岩压裂后易形成网状裂缝，裂缝纵向穿层扩展、延伸时受岩性变化影响较为明显，水力压裂过程中，需提高缝内净压力，降低岩性界面对裂缝缝高延伸影响，增加储层连通和裂缝复杂程度。
图4压裂模拟岩石破坏形态及裂缝重构
a—灰岩；b—砂岩；c—泥页岩；d—砂岩、页岩、灰岩互层
（蓝色圆点：声发射探头位置；绿色圆点：监测破裂事件点；红线：压裂裂缝）
2.4 综合评价
表3列出了Z1HF井压裂地质-工程关键特征参数，从表中可以看出Z1HF井的储层物性较差，泥质含量偏高，施工时可能存在加砂困难、施工压力高异常。岩石力学非均质性及各向异性较强，岩性组合复杂以及多种岩性界面及煤层/煤线的存在不利于裂缝延伸扩展，李传亮等（2022）研究指出物性极差的微观非均质地层更易实现体积缝网压裂。总体来说Z1HF井通过优化分段、分簇布缝，采用差异化改造能够实现水平段储层的整体高效动用。
表3Z1HF井储层可压性综合评价
3 关键技术及效果分析
3.1 关键技术
（1）短段多簇+限流压裂
水平井分段压裂核心之一在于确定合理的簇间距，大量数值模拟结果均表明小簇间距能够增加各簇之间的诱导应力提高裂缝复杂度，使簇间改造更加充分，单段储层改造裂缝表面积越大，压后产量也越高（郑有成等，2019，2021；李传亮等，2022）。簇间距过小会限制裂缝的延伸扩展，鉴于Z1HF井储层地质及水平应力场特征，为强化簇间应力干扰促进裂缝复杂化，经数值模拟优化，当基质中心距裂缝面2～5 m时诱导应力差最大，簇间距优化为 4～10 m。为进一步促进裂缝复杂度及扩大改造体积，单段簇数优化为6～8簇，并配套限流射孔工艺改善孔眼进液不均匀性问题。
（2）差异化泵注+高强度加砂
压裂液注入速率能够为水力裂缝扩展提供有效动力，水力能量越大，裂缝扩展能力越强（王士国等，2022）。根据水平段穿行空间位置关系，将水平段分为20段3种类型（图5），类型Ⅰ：靠近②小层底部煤层（第1～4段），底部①小层灰岩能形成有效遮挡；类型Ⅱ：穿行于②-③小层之间的煤层附近（第 5～16段）；类型Ⅲ：穿行于②小层中上部优质泥页岩（第17～20段）。
基于3种类型纵向岩性特征，采用了差异化泵注+高强度加砂方案。类型Ⅰ采用3～6簇射孔，利用前置胶液破岩、快提排量、粉砂促缝提升各簇净压力，集中能量突破煤层，促进裂缝向②小层上部优质泥页岩延伸，模拟优化单段液量1600 m³，砂量 85 m³左右，模拟缝长196 m，缝高33 m，缝宽0.55 cm。类型Ⅱ紧贴②小层顶部煤线穿行，裂缝向上延伸存在困难，压裂液易在煤层岩性界面快速滤失，采用6～8簇射孔，前期采用快提排量，适当增加前置胶液用量提高裂缝穿透能力，配以暂堵工艺进一步提升裂缝复杂度，单段液量优化为1600～1700 m³，砂量90～100 m³，模拟缝长190 m，缝高31 m，缝宽0.55 cm。类型Ⅲ穿行于②小层中部优质泥页岩，优化单段液量1700～1800 m³，砂量100～110 m³，模拟缝长189 m，缝高28 m，缝宽0.7 cm。当压裂液以大排量注入时，水力裂缝更容易穿透层理面继续沿纵向延伸，排量过低水力裂缝会沿着层里面扩展延伸，泵注排量优化为14～16 m³/min。
图5水平段穿行相对位置示意图
邻井最小水平主应力55～70 MPa，考虑高闭合压力下支撑剂的导流能力、远距离长支撑要求，采用70/140目石英砂+40/70目+30/50目低密度陶粒组合。利用细砂降滤失，降低近井弯曲摩阻，暂堵天然裂缝和煤岩割理，促进裂缝纵向穿层扩展，中砂提高中远场主缝及次级裂缝导流能力，粗砂封口，进一步提高近井区域裂缝导流能力，加砂强度均在 2.0 t/m以上。
（3）高效双暂堵技术
国内外页岩气区块统计表明，多簇射孔起裂有效率仅为70%（王兴文等，2021）。暂堵是提高裂缝复杂程度、储层渗透率和油气井产量的有效手段之一，能够有效降低水平应力差过大及分簇进液不均匀、地层强非均质性影响。为使裂缝复杂程度最大化，采用“暂堵球+纤维暂堵剂”双暂堵方案，主缝开启阶段投入暂堵球封堵优势孔眼，实现缝口暂堵转向，限制优势扩展裂缝孔眼流量，促进多簇均衡延伸扩展。暂堵球尺寸采用13.5 mm，投球时机为裂缝延伸至设计缝长的70%，即入井液量的50%～60%，在控制优势裂缝过度增长的同时，提高未充分扩展射孔簇的压裂液效率，促进多簇均衡改造。根据裂缝延伸情况投入缝内纤维暂堵剂，促进产生新的转向支缝，提高裂缝复杂度。基于不同施工规模和施工排量，通过数值模拟计算确定暂堵剂的最佳浓度范围为180～240 kg/m³，结合模拟裂缝尺寸及封堵区长度，单段暂堵剂用量约200 kg。
（4）复合压裂液体系
目前页岩气井压裂液类型主要为减阻水体系，在充分考虑岩石矿物及多岩系岩性组合特征基础上，本井采用“酸液+胶液+减阻水”复合压裂液体系，压裂初期注入盐酸清洗炮眼、解除近井地带污染，降低破裂压力和裂缝弯曲摩阻；前置液采用高黏胶液（表观粘度28～35 mPa·s）扩缝，达到携带高砂比支撑剂强化支撑目的，也有利于缝高在不同岩性界面之间的穿透；减阻水压裂液为主体压裂液，其高减阻性有利于大排量注入，促进层理缝开启、扩大改造体积、形成复杂缝网。减阻水黏度6～9 mPa·s，现场测试降阻率＞80%。
3.2 压后效果
3.2.1 压后反演
Z1HF井累计进行了20段129簇压裂施工，除第 1～3段外，其他各段簇数一般为6～8簇，簇间距 7～15.5 m，平均9.3 m。总共注入压裂液35921.1 m³，砂量1872.37 m³，平均单段液量1775.3 m³，平均单段砂量93.62 m³，加砂强度达2.40 t/m，用液强度 29.3 m³/m。施工压力一般60～75 MPa，停泵压力 47.5～63.7 MPa，平均砂比7.5%～11.3%，图6为本井典型施工曲线。利用Meyer数值模拟软件对压降曲线进行了G函数分析，反演所得半缝长155.1～232.8 m，平均 189.7 m，缝高 19.3～24.1 m，平均 22.05 m，上缝高平均8.6 m，下缝高平均13.4 m，裂缝以向下延伸为主，缝宽平均0.44 cm，缝高受②-③小层灰岩隔层影响较明显。
3.2.2 改造效果
（1）实现多簇均衡起裂与延伸
统计可得注入盐酸后压降2.1~13 MPa，平均6.0 MPa，酸降幅度较大，表明快提排量酸预处理，提高了各簇进酸概率，降低了孔眼及裂缝弯曲摩阻。裂缝破裂阶段采用高粘压裂液，易于多簇同时起裂，延伸阶段采用低粘压裂液扩缝携砂，多簇同步扩展延伸。
暂堵转向促进了多簇均衡改造，扩大了缝网波及范围。根据国内页岩气施工现场数据统计，一般暂堵后的压力升幅普遍小于1 MPa（蒋廷学，2023），本井在13个井段使用了暂堵转向，暂堵后压力上升 1.2～3.7 MPa，平均2.5 MPa。图7为第8段暂堵前后微地震事件对比图，该段投入暂堵球后压力升高 2.4 MPa，从图中可以看出暂堵后裂缝远端产生较多大能量事件（图7b蓝色圈区域），说明裂缝进一步延伸扩展，裂缝复杂程度增加。Z1HF井平均段长 60.65 m，监测到的段内改造范围为59~89 m，平均 73.65 m，段间重复改造率较低，约11.5%，说明分簇、分段较为合理。
图6典型施工曲线（第10段）
图7第8段暂堵前（a）暂堵后（b）微地震事件分布图
（2）实现多岩系纵向穿透和多尺度裂缝效铺砂
裂缝反演及微地震监测显示纵向缝高波及范围涵盖了④小层中下部-③、②小层全部-①小层上部，受②-③小层灰岩夹层影响，各段上缝高均小于下缝高，与G函数分析结果一致，仅第9段裂缝向上突破了灰岩夹层，分析其与该段天然裂缝较发育有关（图8）。各段缝高与煤层/煤线的关系表明，高粘液体前置造缝及快提排量提高裂缝纵向穿透能力，实现了多个煤层条带及不同岩性层之间的跨层改造。反演模拟得到的裂缝导流能力为20 mD·m，约为基质渗透率的74倍，实现了多尺度裂缝高效填充。
（3）形成复杂裂缝网络
结合裂缝反演以及微地震监测“事件点-缝网” 准则构建裂缝压后网络结构，分析显示压后形成了以主缝扩展为主、层理缝及支缝为辅的复杂裂缝体系，裂缝扩展主要呈现2种形态：①“主缝→分支缝” 发育模式，主缝相对单一，压裂早期先形成了较为完整的主缝网，后期主要扩展形成分支缝，二者组合形成裂缝网络；②“主缝+分支缝”发育模式，主缝和分支缝同时发育，缝网复杂度相对更高（图9）。 Cipolla et al.（2010）将压裂裂缝复杂性指数定义为微地震裂缝监测缝宽与缝长之比（FCI），利用FCI可判断压后裂缝复杂程度，网络裂缝的FCI＞0.25。利用微地震监测数据计算Z1HF井各段的裂缝复杂性指数FCI介于0.38～0.60，平均0.51，表明压后形成了网络裂缝。
图8第8～11段微地震监测缝高穿层情况
图9第7、12段裂缝扩展模式
a—主缝→分支缝；b—主缝＋分支缝
（4）实现体积改造
影响页岩气藏改造效果的核心是储层改造体积（SRV），准确求取压裂改造体积直接决定压裂效果的评价。压后利用微地震事件空间位置结合其密度分布，计算了各压裂段的储层改造体积（SRV） 及所有段波及体，总改造体积1138×104 m3。统计分析液量、砂量与波及体长度和改造体积呈一定的正相关关系，液量1800～1900 m3、砂量为100～110 m3左右时波及体长度和改造体积得到最大化。利用各段改造缝高与储层厚度相比，储层改造后裂缝覆盖率73.1%～91.29%，平均83.5 %，其中第1～4段改造率相对较低（平均77.3%），分析其与压裂改造规模和水平段穿行位置有关。压后最高产气量达 19000 m3/d，稳产9400 m3/d以上，累计产气超过100 万m3，取得了南华北煤系页岩气水平井多岩系体积改造增产突破，也进一步证实南华北盆地煤系页岩气储层具备较好的勘探开发前景。
4 结论
（1）Z1HF井煤系页岩储层物性条件差，岩性组合复杂，多气共存，地层非均质性强，水平应力差异大，岩石力学各向异性明显，存在施工压力高、加砂难度大、纵向穿层难、压后裂缝复杂度不够等难点，建议采取针对性压裂改造方法才能达到煤系页岩气多岩系体积压裂效果。
（2）采用段内多簇+限流压裂方式实现多簇均衡起裂与延伸，提高了单段储层改造裂缝表面积，促进了裂缝复杂化；针对水平段穿行层位岩性组合特征采用差异化泵注+高强度加砂工艺促进裂缝纵向穿层改造，实现多尺度裂缝高效铺砂；利用复合压裂液体系+双暂堵方案提高了裂缝复杂程度，实现裂缝网络最大化。
（3）压后形成了以主缝扩展为主、层理及支缝为辅的复杂裂缝体系，裂缝扩展主要呈现“主缝→ 支缝”和“主缝+支缝”，裂缝复杂性指数较高，形成了网络裂缝，获得了较好稳定产气量，实现煤系三气多岩系体积压裂改造目的。