縫網(wǎng)壓裂工藝技術(shù)研究及在涇河油田的應(yīng)用

胡艾國

(中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院,河南鄭州 450006)

?

縫網(wǎng)壓裂工藝技術(shù)研究及在涇河油田的應(yīng)用

胡艾國

(中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院,河南鄭州 450006)

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。涇河油田屬于致密砂巖油藏，為了實(shí)現(xiàn)其水平井高效開發(fā)，根據(jù)縫網(wǎng)壓裂作用機(jī)理和影響因素分析，對水平井縫網(wǎng)壓裂適用性進(jìn)行了分析，同時(shí)利用數(shù)值模擬軟件對縫網(wǎng)壓裂參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。結(jié)果表明：涇河油田滿足縫網(wǎng)壓裂改造的基本要求；現(xiàn)場試驗(yàn)效果表明，縫網(wǎng)壓裂工藝技術(shù)實(shí)施效果要好于常規(guī)水平井壓裂工藝，取得一定的增產(chǎn)效果，具備推廣應(yīng)用的前景。

縫網(wǎng)壓裂；涇河油田；脆性指數(shù)；工藝優(yōu)化；適應(yīng)性

致密砂巖油藏具有低孔低滲、連通性差、自然產(chǎn)能低甚至沒有產(chǎn)能的特點(diǎn)，經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)這類油藏需要在深化儲層評價(jià)、掌握有效儲層空間分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，采取針對性的增產(chǎn)措施和特殊的鉆完井方式。近年來，美國對致密頁巖油的成功開發(fā)，引起了我國石油科技工作者的廣泛興趣，縫網(wǎng)壓裂技術(shù)也逐漸成為我國非常規(guī)油氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一。鄂南油田涇河區(qū)塊是致密砂巖油藏的代表之一，經(jīng)過近幾年的開發(fā)，水平井工藝技術(shù)不斷配套完善，取得了較好的應(yīng)用效果。為了進(jìn)一步提高鄂南油田水平井開發(fā)水平，在大規(guī)模引入縫網(wǎng)壓裂技術(shù)之前，首先對鄂南油田涇河區(qū)塊縫網(wǎng)壓裂適應(yīng)性進(jìn)行探索研究，并開展現(xiàn)場試驗(yàn)。

1　縫網(wǎng)壓裂作用機(jī)理

縫網(wǎng)壓裂[1]就是利用儲層兩個(gè)水平主應(yīng)力差與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系，通過實(shí)現(xiàn)裂縫延伸凈壓力大于兩個(gè)水平主應(yīng)力差值與巖石抗張強(qiáng)度之和來產(chǎn)生分叉縫，多個(gè)分叉縫交錯(cuò)最終形成以主裂縫為主的縱橫“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)， 這種網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)的壓裂技術(shù)稱為縫網(wǎng)壓裂技術(shù)。

縫網(wǎng)壓裂作用機(jī)理為(表1)：在對儲層壓裂改造形成一條或多條主裂縫的同時(shí)，通過采取分段多簇射孔，利用高液量、大排量等方式來實(shí)現(xiàn)對天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側(cè)向強(qiáng)制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續(xù)分枝形成二級次生裂縫，以此類推，這樣就會形成天然裂縫和人工裂縫縱橫交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。裂縫網(wǎng)絡(luò)將有效儲集體“打碎”，使裂縫壁面與基質(zhì)的接觸面最大，使得油氣從任意方向的基質(zhì)向裂縫的滲流距離最短，極大地提高儲層整體滲透率，實(shí)現(xiàn)對儲層在長、寬、高三維方向上的全面改造，增大滲流面積和導(dǎo)流能力，提高初始產(chǎn)量和最終采收率[1]。

表1　縫網(wǎng)壓裂工藝與傳統(tǒng)壓裂工藝技術(shù)異同點(diǎn)

2　影響因素分析及適應(yīng)性評價(jià)

2.1儲層巖石力學(xué)特征

儲層巖性的脆性特征是實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)改造的基礎(chǔ)。大量研究及現(xiàn)場試驗(yàn)表明：富含石英或碳酸鹽等脆性礦物的儲層有利于產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)。根據(jù)彈性模量與泊松比計(jì)算巖石脆性的數(shù)學(xué)方程[2]可得到儲層脆性指數(shù)。

巖石脆性特征參數(shù)與壓裂裂縫形態(tài)對應(yīng)關(guān)系表明(圖1)：彈性模量越高、泊松比越低，巖石的脆性特征參數(shù)越高，儲層裂縫延伸形態(tài)越復(fù)雜，當(dāng)巖石脆性特征參數(shù)大于40后，儲層的裂縫形態(tài)將趨向形成縫網(wǎng)。

通過薄片鑒定資料統(tǒng)計(jì)，涇河油田長8儲層石英含量為31.7%～50%,平均含量為34.8%，巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)測得長8儲層彈性模量2.1×104MPa，泊松比為0.25，計(jì)算得到儲層脆性指數(shù)為37.9，屬于多縫向縫網(wǎng)的過渡階段，利用施工工藝優(yōu)化可以實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂。

圖1　脆性特征與巖石力學(xué)參數(shù)的關(guān)系

2．2水平地應(yīng)力場

三軸實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)條件下天然裂縫對人工裂縫擴(kuò)展路徑影響的模擬實(shí)驗(yàn)[3]表明：在中低逼近角低應(yīng)力差下，水力裂縫沿天然裂縫延伸；在高逼近角低應(yīng)力差下，人工裂縫將發(fā)生沿天然裂縫延伸或穿過天然裂縫的混合模式。由此可見低水平應(yīng)力差下水力裂縫傾向沿天然裂縫轉(zhuǎn)向延伸。

大尺寸真三軸實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)證實(shí)了縫網(wǎng)擴(kuò)展模式與水平主應(yīng)力差有關(guān)：在高水平主應(yīng)力差下儲層將形成以主縫為主的多分支縫擴(kuò)展模式；在低水平主應(yīng)力差下儲層將形成徑向網(wǎng)狀縫網(wǎng)擴(kuò)展模式[4]，綜合分析可得，較低的水平應(yīng)力差儲層更易實(shí)施縫網(wǎng)壓裂。

對涇河油田的巖心進(jìn)行觀察，以及三維地震解釋結(jié)果表明：涇河油田天然裂縫較為發(fā)育，具有縫網(wǎng)壓裂改造的潛力；另外涇河油田屬于致密砂巖油藏，儲層滲透率(0.03～0.50)×10-3μm2，其中長8儲層砂巖的滲透率小于0.1×10-3μm2的比例達(dá)到47.5%，說明縫網(wǎng)壓裂對涇河油田的產(chǎn)能貢獻(xiàn)具有較好作用。

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測得涇河油田水平最大主應(yīng)力為28.83 MPa，最小主應(yīng)力為23.17 MPa，差值約為5 MPa，計(jì)算得到應(yīng)力差異系數(shù)為0.244，具備形成縫網(wǎng)的條件。

2.3施工凈壓力

在對裂縫性儲層壓裂時(shí)，采用邊界元法進(jìn)行了延伸模擬研究[5]，提出了采用凈壓力系數(shù)Rn來表征施工凈壓力對裂縫延伸的影響公式：

式中：pf——裂縫內(nèi)的流體壓力，MPa；σmax、σmin——水平最大主應(yīng)力和水平最小主應(yīng)力，MPa。

考慮天然裂縫沿水平主應(yīng)力方向分布，方位與人工裂縫方向垂直，通過模擬水平段5個(gè)射孔點(diǎn)不同施工凈壓力下人工裂縫延伸形態(tài)表明：施工凈壓力系數(shù)越大，動(dòng)態(tài)擴(kuò)展裂縫的延伸形態(tài)越復(fù)雜。因此采用大排量施工和提高施工凈壓力，有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

2.4壓裂液黏度

理論分析表明[6](圖2)：壓裂流體的黏度越低，在相同逼近角和水平應(yīng)力差條件下，人工裂縫沿天然裂縫轉(zhuǎn)向延伸凈壓力越低，人工裂縫沿天然裂縫轉(zhuǎn)向延伸越容易。

圖2　滑溜水壓裂液人工裂縫轉(zhuǎn)向延伸凈壓力分布

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明[7]，低黏流體注入時(shí)，巖石體延伸裂縫方向上沒有主裂縫存在，裂縫沿天然裂縫起裂延伸；而采用高黏流體注入時(shí)，存在明顯的主裂縫擴(kuò)展，水力裂縫幾乎不與相交的天然裂縫發(fā)生作用。由此可見：低黏流體更容易形成復(fù)雜的裂縫延伸形態(tài)；高黏流體更易形成平直的單一裂縫。

2.5壓裂規(guī)模

傳統(tǒng)壓裂理論認(rèn)為，壓裂規(guī)模越大，水力裂縫半長越長。對于縫網(wǎng)壓裂來說，壓裂規(guī)模與縫網(wǎng)擴(kuò)展程度同樣存在較大的相關(guān)性。利用油藏改造體積(SRV)的概念[8-9]，分析了壓裂規(guī)模與裂縫網(wǎng)絡(luò)總長度之間的關(guān)系，結(jié)果表明(圖3)，注入壓裂液體積越多，縫網(wǎng)擴(kuò)展形態(tài)更為復(fù)雜，裂縫網(wǎng)絡(luò)總長度越長。結(jié)合微地震監(jiān)測結(jié)果和數(shù)值模擬方法對縫網(wǎng)展布下儲層壓后產(chǎn)量的定量分析表明：儲層的改造體積越大，產(chǎn)量越高。

圖3　注入液體體積與網(wǎng)絡(luò)裂縫延伸長度關(guān)系

3　縫網(wǎng)壓裂工藝優(yōu)化

3.1壓裂工藝優(yōu)選

近幾年，通過借鑒國外非常規(guī)油田的開發(fā)理念，國內(nèi)水平井壓裂技術(shù)從分段壓裂、多級分段壓裂發(fā)展到大規(guī)模分段多簇縫網(wǎng)壓裂，儲層改造體積增大。目前針對套管固井完井水平井，涇河油田應(yīng)用了較為成熟的壓裂工藝技術(shù)，包括可鉆橋塞、連續(xù)油管帶底封以及套內(nèi)封隔器分段壓裂工藝技術(shù)，這三種工藝技術(shù)均能對儲層大規(guī)模改造，實(shí)現(xiàn)多簇分段縫網(wǎng)壓裂，應(yīng)結(jié)合三種工藝的施工原理，通過對比優(yōu)缺點(diǎn)(表2)，根據(jù)施工的要求，優(yōu)選相應(yīng)的工藝技術(shù)。

表2　三種壓裂工藝技術(shù)優(yōu)缺點(diǎn)對比

3.2段間距優(yōu)化

當(dāng)原地應(yīng)力場兩個(gè)主應(yīng)力差值很小時(shí)，不考慮射孔方向的影響，人工裂縫會沿?zé)o規(guī)則的天然裂縫向各個(gè)方向延伸，從而形成縫網(wǎng)。通過優(yōu)化段間距，采取分段多簇射孔、多段一起壓裂的模式，利用縫間干擾，促使裂縫轉(zhuǎn)向，產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，是實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂的關(guān)鍵技術(shù)。

根據(jù)彈性力學(xué)，應(yīng)用平面應(yīng)變模型，可得到二維裂縫引起的應(yīng)力場[10]模型：

(2)

由此可以得到誘導(dǎo)應(yīng)力差為：

(3)

式中：Pnet——縫內(nèi)凈壓力，MPa；σxx、σzz、σyy——不同方向的誘導(dǎo)應(yīng)力，MPa；d——裂縫間距，m；h——裂縫高度，m。

假設(shè)地層泊松比為0.2，兩條裂縫高度為20～40 m，利用模型求解可得(圖4)：在固定裂縫間距前提下(61 m)，由凈壓力引起的應(yīng)力差呈現(xiàn)先增大、接著減小、隨后再增大、最后減小的趨勢，即“M”型變化，在距離第1條裂縫4 m和54 m處，應(yīng)力差值取得極大值。

圖4　距第1條裂縫不同位置的應(yīng)力差變化

通過計(jì)算不同縫間距處的誘導(dǎo)應(yīng)力值表明(圖5)：隨著裂縫間距增大，壓裂縫形成的水平方向誘導(dǎo)應(yīng)力逐漸變小，縫間距超過80 m以后，產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力差較小，裂縫間距為15m左右時(shí)，兩者之間產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力差最大(10.6 MPa)。

根據(jù)涇河油田地應(yīng)力測試結(jié)果，水平最大、最小主應(yīng)力相差5～10 MPa，優(yōu)化段間距小于60 m時(shí)可以利用誘導(dǎo)應(yīng)力產(chǎn)生縫網(wǎng)，同時(shí)可以利用多簇壓裂，簇間距在15～20 m時(shí)，兩簇之間的誘導(dǎo)應(yīng)力差最大，利用最大誘導(dǎo)應(yīng)力差促使裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)。

圖5　誘導(dǎo)應(yīng)力與裂縫間距關(guān)系

3.3施工排量優(yōu)化

涇河油田水平最大、最小主應(yīng)力差為5～10 MPa，根據(jù)縫內(nèi)凈壓力大于兩向水平應(yīng)力差時(shí)容易產(chǎn)生縫網(wǎng)的原則，模擬不同施工排量下縫內(nèi)凈壓力值的大小(圖6)表明：當(dāng)排量大于5 m3/min時(shí)，縫內(nèi)施工凈壓力大于5 MPa。因此，結(jié)合壓裂液摩阻計(jì)算，在施工限壓范圍內(nèi)，排量應(yīng)大于5 m3/min，排量越大越容易形成縫網(wǎng)。

圖6　不同排量下縫內(nèi)凈壓力變化

3.4縫長優(yōu)化

根據(jù)涇河油田長8油藏地質(zhì)參數(shù)，模擬不同裂縫半長與日產(chǎn)油量關(guān)系，對人工裂縫半長進(jìn)行優(yōu)化，結(jié)果表明(圖7)：裂縫半長越長，單井產(chǎn)量越高，但隨著裂縫半長的增加，產(chǎn)量增加幅度變緩。結(jié)合不同滲透率條件下的裂縫半長優(yōu)化，裂縫半長選擇為150～200 m。

4　現(xiàn)場應(yīng)用

JH69P25井是部署在涇河69井區(qū)的第一口水平井，目的層位為長812，水平段長761 m，位于天然裂縫發(fā)育區(qū)。距離該井最近的JH61P1井采取常規(guī)水平井分段工藝施工，平均單段加砂28 m3，施工排量3～3.5 m3/min，壓后不見油產(chǎn)出。為了進(jìn)一步提高儲層改造效果，根據(jù)縫網(wǎng)壓裂論證結(jié)果，對JH69P25井利用可鉆橋塞工藝實(shí)施縫網(wǎng)壓裂，分12段23簇進(jìn)行施工，平均段間距40 m，利用膠液造縫和攜砂，滑溜水?dāng)U縫和指進(jìn)，設(shè)計(jì)平均每段加砂45 m3，單段液量為350～450 m3，前置液比例60%左右，平均砂比21%，施工排量7～8 m3/min。該井壓后放噴27天見油，最高日產(chǎn)油3.1 t，目前累積產(chǎn)油666 t，與鄰井(JH61P2)零見油相比，取得了較好的效果，為新區(qū)塊的有效開發(fā)提供了技術(shù)保障。

圖7　滲透率0.4×10-3μm2時(shí)產(chǎn)油量與裂縫半長的關(guān)系

5　結(jié)論及建議

(1)縫網(wǎng)壓裂影響因素分析表明：儲層巖石脆性指數(shù)越高，水平地應(yīng)力差值越小，越容易形成復(fù)雜縫網(wǎng)；利用大規(guī)模、大排量低黏液體進(jìn)行壓裂施工提高縫內(nèi)凈壓力，有利于產(chǎn)生復(fù)雜的裂縫形態(tài)，增加改造體積，提高改造效果。

(2)壓裂工藝優(yōu)化結(jié)果表明：利用多簇分段壓裂工藝，優(yōu)化段間距為60 m左右，簇間距15～20 m，施工排量大于5 m3/min，裂縫半長為180～230 m，形成縫網(wǎng)幾率較大，增產(chǎn)效果較好。

(3)現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明，涇河油田天然裂縫發(fā)育,儲層滲透率較低，脆性礦物成分含量大于30%，適合采用縫網(wǎng)壓裂工藝技術(shù)實(shí)現(xiàn)提高單井產(chǎn)量。

[1]劉曉旭、吳建發(fā)、劉義成，等.頁巖氣“體積壓裂”技術(shù)與應(yīng)用[J].天然氣勘探與開發(fā)，2013,36(4)：64-69.

[2]Rickman R,Mullen M,Peter E,et al.A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization:all shale plays are not clones of the Barnett Shale[C].SPE115258,2008.

[3]BlantonTL.An experimental study of interaction between hydraulically induced and pre-existing fractures[C].SPE10847,1982.

[4]陳勉，周健，金衍，等.隨機(jī)裂縫性儲層壓裂特征實(shí)驗(yàn)研究[J].石油學(xué)報(bào)，2008,29(3)：431-434.

[5]Olson J E,Taleghani A D.Modeling simultaneous growth of multiple hydraulic fractures and their interaction with natural fractures[C].SPE 119739,2009.

[6]Cipolla C L,Warpinski N R,Mayerhofer M J,et al.The relationship between fracture complexity,reservoir properties,and fracture treatment design[C].SPE115769,2008.

[7]Beugelsdijk L J L,de Pater C J,Sato K.Experimental hydraulic fracture propagation in multi-fractured medium[C].SPE59419,2000.

[8]Mayerhofer M J,Lolon E P,Youngblood J E,et al,Integration of microseismic fracture mapping results with numerical fracture network production modeling in the Barnett shale[C].SPE102103,2006.

[9]Mayerhofer M J,Lolon E P,Warpinski N R,et al.What is stimulated reservoir volume[C].SPE119890,2008.

[10]李海濤，胡永全，任嵐，等.確定分段多簇壓裂最優(yōu)裂縫間距新方法[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2014,33(3)：105-108.

[11]孫海成，湯達(dá)禎，蔣廷學(xué)，等.頁巖氣儲層壓裂改造技術(shù)[J].油氣地質(zhì)與采收率，2011,18(4)：90-93,97.

編輯：李金華

1673-8217(2016)05-0104-05

2016-05-18

胡艾國，工程師，1984年生，2011年畢業(yè)成都理工大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事儲層改造研究工作。

“十三五”國家科技重大專項(xiàng)“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(2016ZX05048)部分研究成果。

TE357

A