裂縫型致密砂巖油藏縫網(wǎng)壓裂技術(shù)試驗(yàn)

高志軍，吳庭，陳付虎，李國峰，王遷偉，楊立君

（1.中國石化華北油氣分公司工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006；2.中國石油長城鉆探公司壓裂公司，遼寧 盤錦 102040；3.西安拓創(chuàng)石油技術(shù)工程有限公司，陜西 西安 710018）

裂縫型致密砂巖油藏縫網(wǎng)壓裂技術(shù)試驗(yàn)

高志軍1，吳庭2，陳付虎1，李國峰1，王遷偉1，楊立君3

（1.中國石化華北油氣分公司工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006；2.中國石油長城鉆探公司壓裂公司，遼寧 盤錦 102040；3.西安拓創(chuàng)石油技術(shù)工程有限公司，陜西 西安 710018）

縫網(wǎng)壓裂技術(shù)是非常規(guī)油氣藏改造的關(guān)鍵技術(shù)之一。涇河油田屬于裂縫型致密砂巖油藏，為了實(shí)現(xiàn)水平井的高效開發(fā)，提高油藏的最終采收率，分析了縫網(wǎng)壓裂工藝在該油田裂縫型致密砂巖油藏中的適用條件，認(rèn)為儲層天然裂縫發(fā)育，脆性特征指數(shù)在38.4%～42.4%，水平應(yīng)力差異系數(shù)小，凈壓力大于水平最大、最小主應(yīng)力之差，滿足實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂的必要條件。在此基礎(chǔ)上，優(yōu)化了壓裂液、支撐劑及施工參數(shù)，并在JH69P25井進(jìn)行了試驗(yàn)，凈壓力分析表明壓后形成了復(fù)雜的縫網(wǎng)系統(tǒng)，日產(chǎn)油2.55 t，取得了較好的改造效果。

裂縫型致密砂巖；縫網(wǎng)壓裂；巖石脆性指數(shù)；鄂爾多斯盆地

涇河油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，主要開發(fā)層位為延長組長8段油層。儲層天然裂縫發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)，平均孔隙度為7.4%，平均滲透率為0.34× 10-3μm2，屬于典型的低孔、特低滲致密砂巖儲層。長8油藏發(fā)育基質(zhì)型和裂縫型儲層，前期儲層壓裂改造以“造長縫”的壓裂理念為主，形成單一裂縫。由于泄油面積有限，單井產(chǎn)量遞減較快，壓裂改造效果相對較差，儲層未得到有效開發(fā)，因此引入“縫網(wǎng)壓裂”理念［1-5］。本文對涇河油田裂縫型致密砂巖儲層實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂的適應(yīng)性進(jìn)行了探索研究，并開展現(xiàn)場試驗(yàn)，有效提高了致密砂巖油藏改造體積，提高了單井產(chǎn)量，對正確認(rèn)識該類儲層能否進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂具有重要的指導(dǎo)意義。

1　縫網(wǎng)壓裂適應(yīng)性

縫網(wǎng)壓裂影響裂縫形態(tài)的主要因素由傳統(tǒng)的儲隔層應(yīng)力差值、彈性模量、泊松比等參數(shù)，逐漸發(fā)展為凈壓力、巖石力學(xué)性質(zhì)（脆性指數(shù)、應(yīng)力差、泊松比、彈性模量）、壓裂液黏度及支撐劑性質(zhì)等，而凈壓力、壓裂液黏度、巖石力學(xué)特性對裂縫形態(tài)的影響更為明顯。

1.1巖石脆性特征

研究表明，儲層礦物組分中石英、碳酸鹽類脆性礦物對實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)具有重要作用［6］，當(dāng)石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過30%時(shí)具有較高的脆性特征。涇河油田長8儲層巖石礦物成分中石英、長石和巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)近似為2∶1∶1，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均在39.0%～41.6%，脆性礦物相對占優(yōu)。

巖石脆性指數(shù)可通過彈性模量及泊松比等巖石力學(xué)參數(shù)計(jì)算得到，具體計(jì)算方法見文獻(xiàn)［7］。

式中：E為綜合測定的彈性模量，MPa；μ為綜合測定的泊松比；En為歸一化后的彈性模量；μn為歸一化后的泊松比；BI為脆性指數(shù)，%。

按照式（3）計(jì)算涇河油田長8儲層巖石脆性指數(shù)結(jié)果見表1。

表1　長8儲層巖石脆性指數(shù)計(jì)算結(jié)果

由表1得到，涇河油田長8儲層2口井的平均脆性指數(shù)分別為38.4%和42.6%，脆性指數(shù)為中等偏強(qiáng)。根據(jù)巖石力學(xué)脆性指數(shù)與裂縫形態(tài)關(guān)系［8］得到，脆性指數(shù)在40.0%～50.0%的長8儲層，適合采用混合壓裂液（滑溜水+膠液）體系實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂。

1.2天然裂縫

儲層發(fā)育良好的天然裂縫及層理是實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂改造的前提條件。研究認(rèn)為，在天然裂縫或?qū)永戆l(fā)育儲層中，壓裂更易形成網(wǎng)絡(luò)裂縫。當(dāng)主裂縫與天然裂縫夾角為0～60°時(shí)，有利于形成裂縫網(wǎng)絡(luò)；當(dāng)主裂縫與天然裂縫夾角大于60°時(shí)，不利于形成網(wǎng)絡(luò)裂縫。

前期對涇河長8儲層地震、測井、巖心資料等多種方式分析表明：長8儲層天然裂縫較發(fā)育，且天然裂縫與人工裂縫的走向基本一致，天然裂縫、微裂縫發(fā)育概率在60%左右，裂縫線密度在0.03～2.60條/m，平均0.38條/m，表明儲層天然裂縫及層理較發(fā)育，有利于形成一定程度的復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)。

1.3應(yīng)力條件

對于長8油藏，壓裂形成網(wǎng)絡(luò)裂縫的力學(xué)條件可在天然裂縫擴(kuò)展基礎(chǔ)上進(jìn)行分析，其網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)示意見圖1。

圖1　網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)示意

水平應(yīng)力差異系數(shù)對裂縫形態(tài)有重要影響，是反映水平井最大、最小主應(yīng)力差異的指標(biāo)，計(jì)算公式為

式中：Kh為應(yīng)力差異系數(shù)；σH，σh分別為最大、最小水平主應(yīng)力，MPa。

依據(jù)兩向水平主應(yīng)力差與壓裂縫形態(tài)的關(guān)系［9］，計(jì)算得到應(yīng)力差異系數(shù)與裂縫形態(tài)關(guān)系。當(dāng)應(yīng)力差異系數(shù)為0～0.125時(shí)，水力壓裂形成復(fù)雜裂縫，水力裂縫表現(xiàn)為近井有分支，且相對優(yōu)勢方向裂縫在延伸過程有明顯分叉現(xiàn)象，多條裂縫同時(shí)起裂延伸；當(dāng)應(yīng)力差異系數(shù)為0.125～0.250時(shí)，水力裂縫表現(xiàn)為近井有分支，且相對優(yōu)勢方向裂縫在較高的凈壓力時(shí)能夠形成較為充分的裂縫網(wǎng)絡(luò)；當(dāng)應(yīng)力差異系數(shù)大于0.250時(shí)，水力壓裂難以形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，主要形成單一裂縫。

根據(jù)上述理論，對涇河油田長8儲層的水平應(yīng)力差異系數(shù)進(jìn)行計(jì)算分析得到：涇河油田長8儲層水平井應(yīng)力差異系數(shù)為0.191，具有形成一定復(fù)雜裂縫的能力（見表2）。

表2　長8儲層水平應(yīng)力差異系數(shù)對應(yīng)

1.4凈壓力

凈壓力是裂縫內(nèi)部的壓力與地層最小主應(yīng)力的差值，與地層彈性模量、儲層厚度、壓裂液黏度、施工排量和裂縫長度相關(guān)［9］，計(jì)算公式為

式中：pnet為凈壓力，MPa；h為地層厚度，m；μ為壓裂液黏度，mPa·s；Q為施工排量，m3/min；L為裂縫長度，m。

根據(jù)最小能量理論，當(dāng)凈壓力一旦超過最大、最小主應(yīng)力差值，裂縫會沿著路程最短的方向釋放能量，造成裂縫轉(zhuǎn)向，從而實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂。根據(jù)前期涇河油田長8油藏55口直井施工排量與凈壓力統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)分析結(jié)果可知：儲層凈壓力與施工排量呈線性相關(guān)，施工排量在1.8～3.5 m3/min，凈壓力值集中分布在2.0～5.0 MPa，低于最大、最小主應(yīng)力差值5.66 MPa，形成單一形態(tài)裂縫；當(dāng)施工排量在2.5～3.5 m3/min時(shí)，70%以上的井凈壓力值大于6.0 MPa，形成的裂縫趨于復(fù)雜化；而當(dāng)施工排量超過3.5 m3/min時(shí)，凈壓力值在6.0 MPa以上，均超過最大、最小水平主應(yīng)力差值，所形成的裂縫形態(tài)相對較復(fù)雜。

選取采用可鉆橋塞分段壓裂工藝的JH69P25井進(jìn)行凈壓力擬合分析，以確定凈壓力對裂縫形態(tài)的影響（見表3）。該井最大、最小主應(yīng)力差值為7.00 MPa。

表3　JH69P25井凈壓力擬合數(shù)據(jù)對比

從表3擬合結(jié)果看，在固井條件下，JH69P25井施工排量在8.0 m3/min，擬合的凈壓力值超過區(qū)塊最大、最小主應(yīng)力差，形成的裂縫形態(tài)趨向于復(fù)雜化。通過壓裂軟件FracproPT的G函數(shù)分析，表明天然裂縫溝通明顯，多裂縫產(chǎn)生特征明顯。

基于上述分析，按目前常規(guī)水平井分段壓裂施工排量計(jì)算得到：長8儲層水力裂縫內(nèi)的凈壓力超過最大、最小水平主應(yīng)力差，而儲隔層應(yīng)力差會受儲隔層性質(zhì)的影響。當(dāng)儲隔層條件較好時(shí)，裂縫高度受限，裂縫傾向于形態(tài)復(fù)雜的網(wǎng)格裂縫；而當(dāng)儲隔層應(yīng)力差值小時(shí)，裂縫會優(yōu)先向縱向擴(kuò)展。即：1）凈壓力＞水平應(yīng)力差＞儲隔層應(yīng)力差，裂縫形成網(wǎng)格裂縫的優(yōu)勢更明顯；2）凈壓力＞儲隔層應(yīng)力差＞水平應(yīng)力差，縫高會失控。

因此，對于涇河油田不同的儲隔層特征的長8儲層，需要采取不同的施工參數(shù)和縫網(wǎng)壓裂工藝。通過大排量施工、改變壓裂液性能或加入縫內(nèi)暫堵劑等方式均能提高縫內(nèi)凈壓力，從而形成一定程度的復(fù)雜裂縫。當(dāng)水平兩向主應(yīng)力差值小于6.0 MPa時(shí)，進(jìn)行大排量施工，提高裂縫內(nèi)凈壓力值，使之大于水平兩向主應(yīng)力差值。當(dāng)主裂縫延伸遇阻，縫內(nèi)凈壓力逐漸增高，達(dá)到一定程度便可實(shí)現(xiàn)裂縫的轉(zhuǎn)向，產(chǎn)生剪切裂縫，從而溝通遠(yuǎn)端天然裂縫，形成網(wǎng)絡(luò)裂縫。

2　縫網(wǎng)工藝優(yōu)化及現(xiàn)場試驗(yàn)

2.1壓裂液及支撐劑優(yōu)化

根據(jù)冰點(diǎn)溫度計(jì)算的鹽度顯示存在2個鹽度范圍[6-9,16](圖2b)，(8.1～22.4)wt%NaCl.eq，變化范圍較大，主體在(15～20)wt%NaCl.eq之間，呈正態(tài)分布，但在HJZ-17,HJZ-38,HJZ-55的測溫片中顯示存在有低鹽度包裹體，鹽度最低分別為9.08wt% NaCl.eq，9.60wt%NaCl.eq，8.13wt%NaCl.eq。

依據(jù)涇河油田長8儲層特征計(jì)算JH69P25井脆性指數(shù)為45.7%，最大、最小水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.139，適合采用混合壓裂液體系進(jìn)行施工。依據(jù)鄰井壓裂資料得到，地溫梯度預(yù)測為2.37℃/hm，地層閉合壓力梯度約為0.013 MPa/m，預(yù)測JH69P25井地層溫度為48.7℃。主壓裂階段采用加了低溫激活劑的0.35% 的HPG中低溫壓裂液體系，能夠解決中低溫破膠難題。另外，針對天然裂縫較為發(fā)育、濾失較大的裂縫型致密砂巖儲層，要實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂，需采用前置段塞和多組合粒徑石英砂支撐劑。預(yù)測地層有效閉合壓力為11.6 MPa，前置液階段采用40/70目粉砂充填、支撐微裂縫；主加砂階段采用20/40目石英砂進(jìn)一步打磨裂縫面降低彎曲摩阻，降低施工風(fēng)險(xiǎn)；后期采用20/40目石英砂提高支撐裂縫的導(dǎo)流能力，并用大排量的2種不同質(zhì)量濃度的壓裂液交替注入來充分溝通，并支撐張開深部的天然裂縫，從而形成復(fù)雜的縫網(wǎng)系統(tǒng)［10］。

段塞階段壓裂液配方為0.15%HPG+1.0%BRDS10防水鎖劑+1.0%KCl+0.08%殺菌劑；主壓裂階段壓裂液配方為0.35%HPG+0.5%BRD-S10防水鎖劑+ 0.3%CX-307助排劑+1.0%KCl+0.15%殺菌劑+0.3%低溫激活劑。

2.2壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

結(jié)合該油田前期壓裂經(jīng)驗(yàn)，運(yùn)用FracproPT和DFN模型相結(jié)合的方法，模擬計(jì)算了長8油藏水平井分段壓裂施工參數(shù)與壓裂裂縫參數(shù)的關(guān)系。由圖2優(yōu)化結(jié)果得到：設(shè)計(jì)裂縫半長為160 m時(shí)對應(yīng)的排量為8.0 m3/min，相應(yīng)縫內(nèi)凈壓力為8～10 MPa，大于最大、最小水平主應(yīng)力差，有利于形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。但對于裂縫型致密砂巖儲層來說，由于壓裂液濾失的影響，需要適當(dāng)提高前置液比例。根據(jù)注入液量與裂縫半長、裂縫波及寬度的關(guān)系，優(yōu)化裂縫波及寬度為45.2 m。

圖2　施工參數(shù)優(yōu)化曲線

2.3現(xiàn)場試驗(yàn)

針對JH69P25井裂縫型儲層進(jìn)行了可鉆橋塞分段多簇縫網(wǎng)壓裂探索性試驗(yàn)，水平段分12段23簇壓裂，采用混合壓裂液體系和多組合支撐劑體系進(jìn)行壓裂施工。其中對裂縫型層段第2—12段采用分段兩簇射孔，利用限流壓裂原理，優(yōu)化射孔段長，提高水平段打開程度，采用變密度方式射孔，通過大排量、大液量、大規(guī)模施工，提高縫內(nèi)凈壓力，平衡各段間應(yīng)力差異值來實(shí)現(xiàn)流量分配的均衡化，使裂縫轉(zhuǎn)向，從而提高裂縫的復(fù)雜程度，增大改造體積。利用地應(yīng)力分析軟件對水平段地應(yīng)力進(jìn)行計(jì)算（以第8，9段為例），得到其地應(yīng)力剖面，結(jié)合地質(zhì)、測井資料分析（見表4），認(rèn)為第8，9段具備簇式射孔條件，段內(nèi)兩簇物性基本一致，最大、最小地應(yīng)力差值小于1.0 MPa。

表4　JH69P25井第8，9段簇式射孔條件分析

對該井采用可鉆橋塞分12段壓裂（其中第2—12段分段多簇射孔），累計(jì)注入液量5 441.8 m3，加砂497.2 m3，整個壓裂過程順利，按照設(shè)計(jì)完成加砂（見圖3）。

圖3　第8段分段多簇壓裂施工曲線

通過對JH69P25井12段壓裂施工壓力、停泵壓力及孔眼摩阻分析得到（見表5）：在地層條件相似情況下，且水平兩向主應(yīng)力值相差不大（在1.0 MPa以內(nèi)），則停泵壓力的大小反映了凈壓力的大小，且在流量分配情況下，在較高排量下才會產(chǎn)生較低的凈壓力。

表5　JH69P25井不同壓裂段施工壓力變化

分析第1—12段壓裂施工情況可知，第12段停泵壓力最低，與前壓裂段相比，停泵壓差為1.5～9.7 MPa。計(jì)算第12段縫內(nèi)凈壓力值約8.6 MPa（施工排量為8.0 m3/min），水平兩向應(yīng)力差為1.0 MPa的流量分配系數(shù)為4.8（見圖4）。對于套管施工，排量越大，流量分配越均勻，2個破裂點(diǎn)應(yīng)力差值越低，流量分配越均勻，分段多簇形成多裂縫的可能性越大。由此得到，第8，9段每段分段多簇壓開了2條裂縫（或多條裂縫），造成流量分配的變化，使單裂縫的流量降低，凈壓力降低。

圖4　涇河油田長8儲層應(yīng)力差對簇內(nèi)流量的影響

2.4壓后效果

JH69P25井壓后放噴排液第4天見油花，壓后初期最高日產(chǎn)油2.93 t，目前日產(chǎn)油2.55 t，日產(chǎn)液14.99 m3，返排率46.95%。隨著返排率的提高，產(chǎn)油量有進(jìn)一步上升的趨勢，取得了新區(qū)塊的突破，效果較為明顯。

3　結(jié)論

1）涇河油田長8儲層脆性特征指數(shù)中等偏高，天然裂縫及水平層理較發(fā)育，具備實(shí)施縫網(wǎng)壓裂增產(chǎn)的地質(zhì)和應(yīng)力條件。

2）通過采用混合壓裂液、不同組合支撐劑體系及大規(guī)模、大排量施工，提高了縫內(nèi)凈壓力，JH69P25井分段多簇壓裂后形成了一定程度的復(fù)雜縫網(wǎng)，增大了改造體積，取得了一定的改造效果。

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（編輯孫薇）

Test of network fracturing in fractured tight sandstone reservoir

GAO Zhijun1，WU Ting2，CHEN Fuhu1，LI Guofeng1，WANG Qianwei1，YANG Lijun3
（1.Research Institute of Engineering and Technology，Huabei Company，SINOPEC，Zhengzhou 450006，China；2.Fracturing Service Company，Great Wall Drilling Company，CNPC，Panjin 102040，China；3.Tuochuang Petroleum Technology Engineering Co.，Xi′an 710018，China）

Seam network fracturing technology is one of the key technologies for unconventional reservoir transformation.Jinghe Oilfield belongs to fractured tight sandstone reservoirs.In order to achieve efficient development of horizontal wells and improve ultimate recovery，suitable conditions of seam network fracturing technology for fractured tight sandstone reservoirs were analyzed.It is considered that reservoirs with natural fissure developed，brittleness index within 38.4%-42.4%，small horizontal stress difference coefficient，and net pressure greater than the difference between maximum and minimum horizontal stresses are the necessary conditions.Parameters for fracture fluid，proppant，and implement were optimized，which was applied to Well JH69P25.Net pressure fitting shows the network fractures were formed with output 2.55 t per day.

fractured tight sandstone；network fracturing；rock brittleness index；Ordos Basin

國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田和煤層氣開發(fā)”專題“大牛地致密低滲油氣田特殊結(jié)構(gòu)井鉆完井及改造技術(shù)”（2011ZX05045-003-02）；中國石化科技攻關(guān)項(xiàng)目“致密砂巖油藏有效開采關(guān)鍵技術(shù)應(yīng)用研究”（P14076-1）

TE357.1+2

A

10.6056/dkyqt201602020

2015-09-12；改回日期：2016-01-12。

高志軍，男，1983年生，工程師，碩士，2010年畢業(yè)于長江大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣儲層改造研究與現(xiàn)場應(yīng)用工作。E-mail：gzjlighting@163.com。

引用格式：高志軍，吳庭，陳付虎，等.裂縫型致密砂巖油藏縫網(wǎng)壓裂技術(shù)試驗(yàn)［J］.斷塊油氣田，2016，23（2）：221-225. GAO Zhijun，WU Ting，CHEN Fuhu，et al.Test of network fracturing in fractured tight sandstone reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：221-225.