超深裂縫性砂巖氣層體積壓裂的可行性分析

韓秀玲 周福建 熊春明 張福祥 劉雄飛

1．中國石油天然氣集團公司采油采氣重點實驗室 2．中國石油勘探開發研究院廊坊分院 3．中國石油塔里木油田公司

國內外在超深儲層增產改造方面取得一定進展［1－2］，但對埋深7 000m 左右的超高壓裂縫性砂巖氣藏目前沒有加砂壓裂增產改造報道。近幾年引進國外體積壓裂工藝技術［3－4］，考慮天然裂縫的開啟和擴展，但對單一的壓裂裂縫的開啟和擴展研究較多［5－8］，對裂縫性儲層多條天然裂縫開啟規律認識的局限，體積壓裂設計針對性不強，尤其是在超深低滲透砂巖儲層方面。筆者對該類氣層進行合理改造進行了研究。

1 天然裂縫特征

1．1 基本地質特征

大北、克深氣田位于塔里木盆地北部，儲層埋深6 000～8 032m、地層壓力系數1．53～1．82MPa／m、儲層厚度100～300m。目的層下白堊統巴什基奇克組以細粒長石巖屑砂巖為主，巖屑砂巖、巖屑長石砂巖次之。儲層主要為原生粒間孔、粒間溶孔、溶蝕縫、構造縫和微孔隙等。儲集空間為裂縫—孔隙型和孔隙型。巖心分析孔隙度為6．0%～9．0%，基質滲透率為0．01～1mD，屬于低孔低滲裂縫性儲層。根據試井得到滲透率大于測井滲透率，表明裂縫對地層滲透率貢獻較大［9］，因此要對儲層中的天然裂縫進行深入研究。

1．2 天然裂縫平面分布規律

位于斷背斜核部的井區，裂縫密度和寬度較大，然后向翼部裂縫發育程度逐漸減弱。例如核部的DB－a井、DB－b井裂縫密度分別為2．7條／m、1．38條／m，DB－e井裂縫密度為0．5條／m。同一段塊內位于高部位的DB－b裂縫平均寬度分別為1．42mm，較位于翼部的DB－c井的1．19mm大。

1．3 天然裂縫縱向分布規律

不同層內天然裂縫縱向分布受巖性控制明顯，統計表明大北各井的K1bs2較K1bs3裂縫參數好，同一層內的井間裂縫發育程度差異主要受構造因素控制。

相近的裂縫參數和物質基礎，裂縫縱向均勻分布發育的產氣量較高。如DB－b井和DB－c井含氣飽和度和裂縫參數都較好且相近，兩者產量的差異主要在于DB－b井測試段裂縫分布呈整段均勻分布，DB－c井呈多段集中分布。

1．4 天然裂縫充填物

根據4口井12層段巖心資料分析，天然裂縫充填率較高，最低62．4%，最高100%，平均88%；裂縫中的充填物主要是瀝青、方解石、硅質、泥質，其中含有方解石的有6層，含有瀝青的有4層，含有硅質的有7層，含有泥質的有3層，多數層含有兩種以上充填物；同一井的不同層，天然裂縫充填物也不相同。

2 區塊地應力分布規律

GMI（GeoMechanics International）技術通過準確劃分地層巖性，并根據巖性的不同選用合適的數學模型對每一種地層的巖石力學參數分別進行計算，從而確定巖石力學參數剖面，獲得上覆巖層壓力、孔隙壓力、最小水平主應力，最后確定最大水平主應力［10］。

對大北區塊3口井的目的層實際取心進行觀察，并利用FMI成像測井資料對取心井的目的層天然裂縫發育情況進行了統計分析，結合鉆井地漏試驗，對區塊地應力進行研究及分析結果見表1。并求得壓裂層段的楊氏模量為32 000～35 000MPa，泊松比為0．22～0．24，水平應力差為20～30MPa。

根據上述分析結果可知，該區塊為走滑應力機制，有利于壓裂剪切縫的形成，有利于體積壓裂；但水平應力差較大，裂縫走向受應力場影響較大，不利于激發天然裂縫開啟形成復雜的網狀裂縫。

3 天然裂縫開啟理論分析

3．1 天然裂縫發生剪切破壞強度準則

地下某一深度儲層在壓裂前受力狀態相對穩定，天然裂縫所受的最大、最小主應力以及上覆巖層應力保持不變，由于深度相差不大，為了研究方便，所有天然裂縫受到的三向應力可視為相同，縫內孔隙壓力與儲層基質孔隙壓力保持一致。只是天然裂縫走向及傾角不同以及與受力方向夾角的差異，因此作用在每一條天然裂縫上的剪切應力和有效正應力各不相同。

根據作用在天然裂縫面上的最大主應力和最小主應力可以繪制莫爾圓，以圖形表示出破壞面上的剪應力和有效正應力，依據線性Mohr破壞包絡線，剪應力與有效正應力關系為：

設定最大主應力平面與剪切面的夾角為θ，則有：

由莫爾圓可得：

式（3）即為σ－τ坐標系中由主應力給出的莫爾—庫倫準則。將式（3）轉換為：

若σ3＝0，則σ1＝σc，即有：

將式（6）、（7）代入式（5）可得：

式（7）是由主應力、巖石破斷角和巖石單軸抗壓強度給出的在σ3－σ1坐標系中莫爾—庫倫準則。

3．2 天然裂縫發生剪切破壞臨界孔隙壓力

根據Amonton定理，平面剪應力與正應力比值達到巖石裂縫的摩擦系數時，裂縫發生滑動摩擦，則有：

由于σn＝Sn－pp，則式（9）可轉換為：

將裂縫開始發生剪切滑動的孔隙壓力確認為臨界孔隙壓力，則

當臨界孔隙壓力與裂縫原始孔隙壓力差值達到一定值后，天然裂縫會發生剪切滑動破壞。

3．3 壓裂施工壓力對天然裂縫臨界孔隙壓力影響

最大施工泵壓表達式為：設S＝S0＋Δp，則有孔隙壓力增量為：

最大施工壓力即可表達為：

在6 705～6 969m井段，地層最大水平主應力、最小水平主應力、原始孔隙壓力、井筒液柱壓力大小均相差不大，內聚力可根據巖心實驗得出，并設為定值，上述幾項可簡化為定值G。則有：

由式（14）可得：

由式（16）可知，最大施工壓力與天然裂縫所受最大孔隙壓力增量和摩阻之和等成正比。

KS202井儲層中部取值，則G＝42．12MPa，有

4 天然裂縫開啟規律及現場應用

4．1 KS202井基本情況

儲層三向應力關系SHmax＞Sv＞Shmin，含氣層段天然裂縫主要為單一縫，少量X型裂縫，傾向主要為近南北方向、北西—南東向走向，與最大主應力方向近似平行的約32條，裂縫線密度為0．58條／m，面縫率0．72%。裂縫主要在儲層中上部，且呈多個集中發育段。測試段以細—粉砂巖為主，有效儲層厚度大，凈毛比達65．15%，以孔隙型和裂縫孔隙型為主。

4．2 天然裂縫定量識別

庫倫破裂函數（CFF）［10］被定義為：

壓裂段天然裂縫分布如圖1所示。立體圖內默認每一點的顏色代表有一致的傾角、傾角方向的裂縫的庫倫破裂函數的大小。冷色（藍色）指示相對穩定的裂縫方向（CFF負的多），暖色（橘紅）指示不穩定的裂縫方向（CFF正的多）。臨界應力（CFF＞0）的極在下半球投影內顯示為白色；非臨界應力裂縫的極（CFF＜0）顯示為黑色。與最小主應力垂直的裂縫填充為綠色，包絡是白色還是黑色取決于是否也是臨界應力的。立體圖外的箭頭指示最大水平主應力的方向。

圖1 天然裂縫分布圖

從圖1中看出，壓裂改造井段6 695．5～6 983m，總跨度287．5m，共有天然裂縫46條，裂縫傾角基本分布范圍為15°～85°，其中6 830m以深以低角度縫為主，6 800m以淺以高角度縫相對較多，由于跨度較大，難以實現一次性壓裂，因此，根據儲層物性及天然裂縫發育情況采用分層壓裂方式。

4．3 天然裂縫開啟前狀態

根據已知條件建立地應力模型。初始狀態的基本參數：上覆巖層壓力172．5MPa，最大水平主應力184．2 MPa，最小水平主應力138．0MPa，最大水平主應力方向為NE31°，原始孔隙壓力118．68MPa，Biot系數為1．00，摩擦系數為0．6，內聚力2．0MPa，消耗（或注入）4．7MPa，應力路徑參數為0．1，裂縫差值為10°，巖石破裂壓力164．81MPa。注入液體之前，未受到干擾的天然裂縫與儲層巖石保持統一的孔隙壓力，隨著液體注入的增加，臨界開啟應力狀態不穩定的天然裂縫容易受到干擾，該類天然裂縫的孔隙壓力增量與注入壓力增量基本一致，當孔隙壓力增量增加到一定程度時，臨界開啟應力最不穩定的天然裂縫首先開啟。

4．4 天然裂縫開啟程度與孔隙壓力增量關系

結合天然裂縫發育狀況，根據壓裂軟件模擬，將儲層縱向上分為4段進行壓裂，分層井段如表2所示。

表2 基本參數表

以6 842．0～6 885．0m段為例，如圖2所示該段天然裂縫發育15條，孔隙壓力從118．68MPa增加到138．0MPa，達到最小水平主應力值，孔隙壓力增量為19．42MPa，天然裂縫僅僅開啟5條，還有10條天然裂縫無法開啟。

同理，孔隙壓力達到最小水平主應力值時，6 937．0～6 969．0m段天然裂縫發育的4條均未開啟。6 760．0～6 805．0m段發育的14條天然裂縫、6 705．0～6 735．0m段發育的12條天然裂縫均只開啟9條，剩余天然裂縫無法開啟。

4．5 實際工況條件下的天然裂縫開啟規律

在現有條件下，由于巖石致密、井深、井身結構復雜、套管尺寸受限等條件限制，采用直徑88．9mm加厚壓裂管柱，根據區塊鄰井資料及壓裂段力學參數計算，延伸壓力梯度取0．020MPa／m，加重壓裂液相對密度1．32，最大排量4m3／min，預測施工最大泵壓及施工總摩阻分別為120．50MPa、61．8MPa，采用式（17）計算天然裂縫所受孔隙壓力增量為16．58MPa，即為實際施工最大孔隙壓力增量，此時孔隙壓力135．26MPa，小于最小主應力138．0MPa，根據巖石破裂和延伸規律，水力壓裂無法壓開儲層巖石，而部分天然裂縫也無法開啟，實際開啟數量如表2所示。

圖2 天然裂縫最大開啟示意圖

4．6 工藝優化及應用效果分析

根據現場條件及模擬結果，自下而上的第一和第二層采用酸壓改造工藝，第三層和第四層采用加砂壓裂的改造工藝。使用20 000psi（1psi＝6．894 76 kPa）高壓施工設備和140MPa高壓井口，酸預處理解除地層污染，并降低施工破裂壓力；加砂壓裂采用硝酸鈉加重壓裂液（密度1．32g／cm3）降低施工延伸壓力，30～50目高強度覆膜支撐劑降低施工難度并提高裂縫導流能力，水力加砂壓裂的前置液比例保持58%，采用多段塞、低砂比泵注程序提高施工成功率。

現場施工排量1．0～4．0m3／min，地面油管壓力最高116．1MPa，實現了4層增產改造，通過施工曲線深入分析，對于天然裂縫不發育儲層，施工壓力高，施工排量小，達不到設計排量，酸壓進液少，改造難度大，如第一和第二層。對于天然裂縫較發育的第三、第四層，壓裂施工排量達到設計要求，施工壓力正常，天然裂縫對降低施工壓力有重要作用，同樣為裂縫性發育儲層，6 705～6 735m（第四段）與6 760～6 805m（第三段）增產改造后停泵壓力差別較大，前者停泵壓力低，壓降大；后者停泵壓力高，壓降慢，反映了儲層天然裂縫的連通性方面存在一定差異。

該井壓裂前用8mm油嘴求產，油壓37．3 MPa，產氣22×104m3／d，壓裂后同等油嘴求產，油壓61．12MPa，產氣66×104m3／d，產油22m3／d，分層改造后取得較好的改造效果。

5 結論與建議

1）區塊符合走滑應力機制，天然裂縫易發生剪切破壞，有利于提高壓裂改造體積；但水平應力差較大，難以形成復雜的網狀裂縫。

2）孔隙壓力增加到臨界值后，天然裂縫發生剪切破壞，受走向及傾角等因素影響，儲層天然裂縫在壓裂過程無法全部開啟。

3）受工況條件限制，天然裂縫不發育層壓裂工藝受限，無法實現加砂壓裂；天然裂縫發育儲層，盡管無法開啟全部裂縫，但依賴多條天然裂縫的相互連通實現加砂壓裂。

4）提高施工排量可以有效增加天然裂縫孔隙壓力，從而能夠達到更多的天然裂縫開啟，通過優化現有條件下壓裂施工參數，有利于提高改造體積。

5）超深裂縫性儲層鉆完井工藝要結合壓裂進行優化設計，有利于大排量施工提高裂縫改造體積。

符 號 說 明

S0為內聚力，MPa；μ為內摩擦系數；τ為剪切應力，MPa；σn為有效正應力，MPa；p臨為儲層臨界孔隙壓力，MPa；Sn為法向正應力，MPa；為內摩擦角，（°）；θ為裂縫剪切面與最大主應力平面夾角，（°）；σ1為天然裂縫壁面上最大主應力，MPa；σ3為天然裂縫壁面上最小主應力，MPa；σc為單軸抗壓強度，MPa；SHmax為地層最大水平主應力，MPa；Shmin為地層最小水平主應力，MPa；S為裂縫內壓力，MPa；pmaxpump為最大施工壓力，MPa；Δp為天然裂縫所受孔隙壓力增量，MPa；pm為井筒液柱壓力，MPa；pF為管線和孔眼摩阻，MPa；pp為儲層原始孔隙壓力，MPa。

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