縫網壓裂工藝技術研究及在涇河油田的應用

胡艾國

(中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院,河南鄭州 450006)

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縫網壓裂工藝技術研究及在涇河油田的應用

胡艾國

(中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院,河南鄭州 450006)

縫網壓裂技術是非常規油氣藏改造的關鍵技術之一。涇河油田屬于致密砂巖油藏，為了實現其水平井高效開發，根據縫網壓裂作用機理和影響因素分析，對水平井縫網壓裂適用性進行了分析，同時利用數值模擬軟件對縫網壓裂參數進行優化。結果表明：涇河油田滿足縫網壓裂改造的基本要求；現場試驗效果表明，縫網壓裂工藝技術實施效果要好于常規水平井壓裂工藝，取得一定的增產效果，具備推廣應用的前景。

縫網壓裂；涇河油田；脆性指數；工藝優化；適應性

致密砂巖油藏具有低孔低滲、連通性差、自然產能低甚至沒有產能的特點，經濟有效開發這類油藏需要在深化儲層評價、掌握有效儲層空間分布規律的基礎上，采取針對性的增產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，引起了我國石油科技工作者的廣泛興趣，縫網壓裂技術也逐漸成為我國非常規油氣藏高效開發的關鍵技術之一。鄂南油田涇河區塊是致密砂巖油藏的代表之一，經過近幾年的開發，水平井工藝技術不斷配套完善，取得了較好的應用效果。為了進一步提高鄂南油田水平井開發水平，在大規模引入縫網壓裂技術之前，首先對鄂南油田涇河區塊縫網壓裂適應性進行探索研究，并開展現場試驗。

1　縫網壓裂作用機理

縫網壓裂[1]就是利用儲層兩個水平主應力差與裂縫延伸凈壓力的關系，通過實現裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應力差值與巖石抗張強度之和來產生分叉縫，多個分叉縫交錯最終形成以主裂縫為主的縱橫“網狀縫”系統， 這種網狀裂縫系統的壓裂技術稱為縫網壓裂技術。

縫網壓裂作用機理為(表1)：在對儲層壓裂改造形成一條或多條主裂縫的同時，通過采取分段多簇射孔，利用高液量、大排量等方式來實現對天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側向強制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續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的裂縫網絡系統。裂縫網絡將有效儲集體“打碎”，使裂縫壁面與基質的接觸面最大，使得油氣從任意方向的基質向裂縫的滲流距離最短，極大地提高儲層整體滲透率，實現對儲層在長、寬、高三維方向上的全面改造，增大滲流面積和導流能力，提高初始產量和最終采收率[1]。

表1　縫網壓裂工藝與傳統壓裂工藝技術異同點

2　影響因素分析及適應性評價

2.1儲層巖石力學特征

儲層巖性的脆性特征是實現縫網改造的基礎。大量研究及現場試驗表明：富含石英或碳酸鹽等脆性礦物的儲層有利于產生復雜縫網。根據彈性模量與泊松比計算巖石脆性的數學方程[2]可得到儲層脆性指數。

巖石脆性特征參數與壓裂裂縫形態對應關系表明(圖1)：彈性模量越高、泊松比越低，巖石的脆性特征參數越高，儲層裂縫延伸形態越復雜，當巖石脆性特征參數大于40后，儲層的裂縫形態將趨向形成縫網。

通過薄片鑒定資料統計，涇河油田長8儲層石英含量為31.7%～50%,平均含量為34.8%，巖石力學實驗測得長8儲層彈性模量2.1×104MPa，泊松比為0.25，計算得到儲層脆性指數為37.9，屬于多縫向縫網的過渡階段，利用施工工藝優化可以實現縫網壓裂。

圖1　脆性特征與巖石力學參數的關系

2．2水平地應力場

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

大尺寸真三軸實驗系統證實了縫網擴展模式與水平主應力差有關：在高水平主應力差下儲層將形成以主縫為主的多分支縫擴展模式；在低水平主應力差下儲層將形成徑向網狀縫網擴展模式[4]，綜合分析可得，較低的水平應力差儲層更易實施縫網壓裂。

對涇河油田的巖心進行觀察，以及三維地震解釋結果表明：涇河油田天然裂縫較為發育，具有縫網壓裂改造的潛力；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的比例達到47.5%，說明縫網壓裂對涇河油田的產能貢獻具有較好作用。

通過室內實驗測得涇河油田水平最大主應力為28.83 MPa，最小主應力為23.17 MPa，差值約為5 MPa，計算得到應力差異系數為0.244，具備形成縫網的條件。

2.3施工凈壓力

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

式中：pf——裂縫內的流體壓力，MPa；σmax、σmin——水平最大主應力和水平最小主應力，MPa。

考慮天然裂縫沿水平主應力方向分布，方位與人工裂縫方向垂直，通過模擬水平段5個射孔點不同施工凈壓力下人工裂縫延伸形態表明：施工凈壓力系數越大，動態擴展裂縫的延伸形態越復雜。因此采用大排量施工和提高施工凈壓力，有利于形成復雜縫網。

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力差條件下，人工裂縫沿天然裂縫轉向延伸凈壓力越低，人工裂縫沿天然裂縫轉向延伸越容易。

圖2　滑溜水壓裂液人工裂縫轉向延伸凈壓力分布

室內實驗表明[7]，低黏流體注入時，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，存在明顯的主裂縫擴展，水力裂縫幾乎不與相交的天然裂縫發生作用。由此可見：低黏流體更容易形成復雜的裂縫延伸形態；高黏流體更易形成平直的單一裂縫。

2.5壓裂規模

傳統壓裂理論認為，壓裂規模越大，水力裂縫半長越長。對于縫網壓裂來說，壓裂規模與縫網擴展程度同樣存在較大的相關性。利用油藏改造體積(SRV)的概念[8-9]，分析了壓裂規模與裂縫網絡總長度之間的關系，結果表明(圖3)，注入壓裂液體積越多，縫網擴展形態更為復雜，裂縫網絡總長度越長。結合微地震監測結果和數值模擬方法對縫網展布下儲層壓后產量的定量分析表明：儲層的改造體積越大，產量越高。

圖3　注入液體體積與網絡裂縫延伸長度關系

3　縫網壓裂工藝優化

3.1壓裂工藝優選

近幾年，通過借鑒國外非常規油田的開發理念，國內水平井壓裂技術從分段壓裂、多級分段壓裂發展到大規模分段多簇縫網壓裂，儲層改造體積增大。目前針對套管固井完井水平井，涇河油田應用了較為成熟的壓裂工藝技術，包括可鉆橋塞、連續油管帶底封以及套內封隔器分段壓裂工藝技術，這三種工藝技術均能對儲層大規模改造，實現多簇分段縫網壓裂，應結合三種工藝的施工原理，通過對比優缺點(表2)，根據施工的要求，優選相應的工藝技術。

表2　三種壓裂工藝技術優缺點對比

3.2段間距優化

當原地應力場兩個主應力差值很小時，不考慮射孔方向的影響，人工裂縫會沿無規則的天然裂縫向各個方向延伸，從而形成縫網。通過優化段間距，采取分段多簇射孔、多段一起壓裂的模式，利用縫間干擾，促使裂縫轉向，產生復雜縫網，是實現縫網壓裂的關鍵技術。

根據彈性力學，應用平面應變模型，可得到二維裂縫引起的應力場[10]模型：

(2)

由此可以得到誘導應力差為：

(3)

式中：Pnet——縫內凈壓力，MPa；σxx、σzz、σyy——不同方向的誘導應力，MPa；d——裂縫間距，m；h——裂縫高度，m。

假設地層泊松比為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)，由凈壓力引起的應力差呈現先增大、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，應力差值取得極大值。

圖4　距第1條裂縫不同位置的應力差變化

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

根據涇河油田地應力測試結果，水平最大、最小主應力相差5～10 MPa，優化段間距小于60 m時可以利用誘導應力產生縫網，同時可以利用多簇壓裂，簇間距在15～20 m時，兩簇之間的誘導應力差最大，利用最大誘導應力差促使裂縫發生轉向產生復雜縫網。

圖5　誘導應力與裂縫間距關系

3.3施工排量優化

涇河油田水平最大、最小主應力差為5～10 MPa，根據縫內凈壓力大于兩向水平應力差時容易產生縫網的原則，模擬不同施工排量下縫內凈壓力值的大小(圖6)表明：當排量大于5 m3/min時，縫內施工凈壓力大于5 MPa。因此，結合壓裂液摩阻計算，在施工限壓范圍內，排量應大于5 m3/min，排量越大越容易形成縫網。

圖6　不同排量下縫內凈壓力變化

3.4縫長優化

根據涇河油田長8油藏地質參數，模擬不同裂縫半長與日產油量關系，對人工裂縫半長進行優化，結果表明(圖7)：裂縫半長越長，單井產量越高，但隨著裂縫半長的增加，產量增加幅度變緩。結合不同滲透率條件下的裂縫半長優化，裂縫半長選擇為150～200 m。

4　現場應用

JH69P25井是部署在涇河69井區的第一口水平井，目的層位為長812，水平段長761 m，位于天然裂縫發育區。距離該井最近的JH61P1井采取常規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，壓后不見油產出。為了進一步提高儲層改造效果，根據縫網壓裂論證結果，對JH69P25井利用可鉆橋塞工藝實施縫網壓裂，分12段23簇進行施工，平均段間距40 m，利用膠液造縫和攜砂，滑溜水擴縫和指進，設計平均每段加砂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，最高日產油3.1 t，目前累積產油666 t，與鄰井(JH61P2)零見油相比，取得了較好的效果，為新區塊的有效開發提供了技術保障。

圖7　滲透率0.4×10-3μm2時產油量與裂縫半長的關系

5　結論及建議

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

(2)壓裂工藝優化結果表明：利用多簇分段壓裂工藝，優化段間距為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，形成縫網幾率較大，增產效果較好。

(3)現場試驗結果表明，涇河油田天然裂縫發育,儲層滲透率較低，脆性礦物成分含量大于30%，適合采用縫網壓裂工藝技術實現提高單井產量。

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編輯：李金華

1673-8217(2016)05-0104-05

2016-05-18

胡艾國，工程師，1984年生，2011年畢業成都理工大學油氣田開發工程專業，現從事儲層改造研究工作。

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

TE357

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