杭錦旗區塊壓裂縫高影響因素及延伸規律分析

朱新春

中石化華北油氣分公司石油工程技術研究院

0 引言

杭錦旗區塊位于鄂爾多斯盆地構造北部，屬于致密低滲致密砂巖氣藏，主要目的層為上古生界石盒子組，縱向發育盒1、盒2、盒3等3套氣層，主要通過壓裂進行投產。在實際開發過程中發現，部分井盒1層底部含有水層或發育氣水同層，要求控制裂縫高度，避免溝通水層，造成氣井大量產水。本文通過對壓裂裂縫高度延伸規律開展研究，分析影響縫高的主要因素［1］，并建立控縫高技術圖版，從而針對性地開展壓裂技術參數設計。

1 巖石力學及地應力特征

要準確分析壓裂縫高延伸規律，需要獲得儲層及隔夾層巖石力學及地應力參數，一般采用兩種方法［2-4］，一是實測法，包括礦場實測和實驗室測定，另一類方法是計算法，包括地應力場有限元數值模擬、地應力測井解釋和鉆進參數反演等。其中，地應力測井解釋成本低，有相對較好的精度，能夠得到連續的地應力剖面，因而得到較廣泛的應用。

1.1 橫波時差計算公式

利用測井曲線計算巖石力學及地應力參數必須獲得準確的橫波時差數據，前人往往通過偶極聲波測井獲得單井縱橫波時差數據。由于偶極聲波測井費用相對較高，不可能對每一口井都開展測試，而同一個區塊，縱橫波時差關系相對較為固定，可以對偶極聲波測井得到的縱橫波時差數據進行擬合，從而得到橫波時差計算公式，進而推廣應用到常規井中，得到所有井的橫波時差數據。

前期共對杭錦旗區塊4口井進行了偶極聲波測井，為此選取錦86井、錦98井、錦119井等3口井的偶極聲波測井資料，利用常規線性擬合、自然伽馬曲線加權線性擬合(圖1)2種方法對縱橫波時差數據進行擬合(表1)，發現自然伽馬曲線加權線性擬合方法精度相對高，達到0.97，可以作為杭錦旗區塊盒1層橫波時差計算公式。

圖1縱橫波時差關系圖(自然伽馬曲線加權線性擬合)Fig.1 Relationship of P-wave and S-wave time difference(GR curve weighted linear fitting)

同時利用JPH-12井偶極聲波測井資料，對橫波時差計算公式進行驗證，發現通過公式計算的橫波時差與實際橫波時差較為接近(圖2)，誤差較小，公式適用性相對較強。注：Δts為橫波時差，μs/m；Δtp為縱波時差，μs/m；GR為伽馬測井值，API。

表1杭錦旗區塊橫波時差計算公式對比Table 1 Comparison between S-wave time difference calculating formulas used in the Hangjinqi Block

圖2 JPH-12井盒1層橫波時差計算與實際值對比圖Fig.2 Comparison between the calculated S-wave time difference and the actual value of He 1 Layer in Well JPH-12

1.2 巖石力學及地應力計算

通過橫波時差計算公式，可以得到常規井的橫波時差數據，進而利用理論公式，結合密度測井曲線，可以得到巖石動態楊氏模量、動態泊松比、水平最小主應力等巖石力學及地應力參數。

動態泊松比

水平最小主應力

式中，E為動態楊氏模量，GPa；μ為動態泊松比，無因次；σy為水平最小主應力，MPa；pp為地層壓力，MPa；h為深度，m；ρ為上覆巖石密度，g/cm3。

由此利用理論公式計算了17口井22層的巖石力學及地應力剖面，并根據室內實驗數據進行動靜態校正。通過統計，隔層平均楊氏模量為21.8 GPa，泊松比為0.28，儲層平均楊氏模量為28.3 GPa，泊松比為0.25。儲隔層水平最小主應力差主要分布在2~10 MPa 之間，平均為6.4 MPa(圖3)。

圖3儲隔層水平最小主應力差分布直方圖Fig.3 Distribution histogram of reservoir/barrier minimum horizontal major stress difference

2 縫高影響因素分析

影響壓裂縫高的因素有很多［5］，主要分為兩類：地質因素，包括儲隔層水平最小主應力差［6］、砂體厚度、隔層厚度、楊氏模量、泊松比、滲透率、斷裂韌性［7］等；工程因素，包括施工排量［8］、壓裂液量、壓裂液黏度、濾失系數等。根據前人研究成果，儲隔層閉合應力差越大，縫高越小，施工排量越高，壓裂液黏度越大，壓裂縫高越大，楊氏模量、泊松比等對縫高影響有限。前人對各單因素對縫高的影響開展了相關研究，但對縫高影響權重研究較少，為此，本文利用正交試驗設計方法對各因素影響權重進行了分析。

2.1 模型建立

通過對杭錦旗區塊盒1層儲隔層縱向發育情況進行統計分析發現，盒1層單套氣層厚度為10~30 m，隔層厚度為2~10 m，儲隔層水平最小主應力差主要分布在2~10 MPa 之間，為此建立盒1層理想儲隔層縱向展布模型。

模型假設：(1)縱向上發育3套均質砂巖層，中間為目的層，3套砂巖層物性一致，閉合應力梯度一致；(2)目的層頂、底均發育隔層，隔層厚度相等，物性一致；(3)目的層頂、底部砂巖層厚度近似無限。

（6）管理功能薄弱。多數平臺把重點放在實驗項目的虛擬仿真技術上，而對仿真實驗平臺的管理功能研發投入精力較少，導致管理功能較弱。學生的實驗預習、預約、操作、記錄、書寫報告、提交成果，教師的實時審批、監管、指導、批閱等各環節都應在仿真平臺中實時進行，平臺不僅要有仿真試驗功能，更應具有實驗全過程實時管理功能，這樣才能更好的提高實驗教學質量。

在此基礎上，可以利用Mfrac壓裂模擬軟件建立擬三維裂縫擴展模型，對裂縫高度延伸規律進行模擬分析，模型所用到的相關參數如表2所示。

2.2 縫高影響因素分析

為了準確了解不同因素對縫高影響程度的主次關系，利用正交試驗設計方法［9-10］科學地安排多因素試驗方案，定量確定各影響因素對裂縫縫高的影響主次順序以及顯著程度。

表 2壓裂裂縫延伸模型參數Table 2 Parameters of hydraulic fracture propagation model

根據前人研究，影響裂縫縫高的因素有很多，其中影響較大的包括儲層厚度、隔層厚度、儲隔層水平最小主應力差、排量、液量、壓裂液黏度等6個因素，將其確定為正交試驗的分析因素，每個因素再選取5個水平，則正交試驗因素水平設計表如表3所示。

表3正交實驗因素水平設計參數表Table 3 Factor level design parameters of orthogonal experiment

根據影響累計產氣量因素水平取值表，選取L25(56)正交表進行裂縫延伸模擬試驗，模擬不同參數組合下的裂縫高度，考察各個因素對裂縫高度的影響。根據正交試驗設計原理，極差反映了因子的水平變化對試驗結果的影響，而極差的大小則反映了因子的重要程度。為此，計算了各因素組合下裂縫高度極差值。由計算結果可知(表4)，各因素對裂縫高度影響程度排序為：儲隔層水平最小主應力差＞壓裂液黏度＞隔層厚度＞入地液量＞施工排量＞砂體厚度。

表4正交實驗分析結果Table 4 Analysis results of orthogonal experiment

3 縫高延伸規律

針對杭錦旗區塊底部含水氣藏，壓裂設計需要控制裂縫高度，尤其是下縫高，避免縫高穿透隔層，進入底部水層，為此需要對下縫高延伸情況進行深入分析，以便對縫高控制情況進行判斷。

通過對井溫測井結果進行分析，由儲隔層水平最小主應力差、隔層厚度及縫高延伸情況(圖4)可以看出，當應力差小于4 MPa，隔層厚度小于4 m，縫高容易穿透隔層，壓穿井比例達100%；當隔層厚度大于8 m，應力差大于8 MPa 時，縫高穿透隔層難度大，監測井均未壓穿隔層。

圖4儲隔層水平最小主應力差、下隔層厚度及穿層情況統計分析圖Fig.4 Statistical analysis diagram of reservoir/barrier minimum horizontal major stress difference,lower barrier thickness and layer penetration situation

當隔層厚度介于4~8 m，儲隔層水平最小應力差介于4~8 MPa 時，可以通過壓裂設計參數優化控制裂縫高度。首先利用井溫測井監測結果對裂縫擴展模型進行了校正，誤差小于5%，滿足精度要求。在此基礎上模擬了不同施工排量、入地液量條件下的縫高延伸情況，得到相應的控縫高壓裂參數臨界值，由此編制出系列控縫高壓裂技術圖版，如圖5所示為儲層厚度為15 m，儲隔層水平最小應力差為6 MPa 下的控縫高壓裂技術圖版(圖5)。根據圖版，可以得到不同儲隔層條件下，控縫高壓裂設計參數選擇范圍。例如，當隔層厚度為6 m，施工排量為2 m3/min 時，入地液量要控制在130 m3以內。

圖5控縫高壓裂技術圖版Fig.5 Chart of fracture height control based fracturing technology

同時，利用J58-1井偶極聲波測井方法求得的實際縫高數據(表5)對縫高延伸規律進行了驗證。J58-1井共對盒2層、盒1層、山2層進行了縫高監測。根據3層儲隔層發育情況及施工參數，對縫高延伸情況進行分析預測：山2層入地液量小于臨界液量，縫高不會穿透隔層，而盒2層及盒1層入地液量均大于臨界液量，縫高會穿透隔層。3層實際縫高監測結果均與預測結果一致，證實穿層壓裂技術圖版的可靠性。

表5 J58-1井儲隔層發育情況及實際裂縫高度統計Table 5 Reservoir and barrier development situations and actual fracture height in Well J58-1

4 控縫高壓裂設計方案

4.1 控縫高壓裂方案設計

通過影響裂縫高度延伸因素分析發現，地質因素中對裂縫高度影響最大的是儲隔層應力差，前人主要采用人工隔層［11-13］的方法人為增大隔層應力進而增大儲隔層應力差，達到控制縫高的目的。而工程因素中對裂縫高度影響最大的是壓裂液黏度，其次是液量及排量，杭錦旗區塊則主要通過對工程參數進行優化，形成了針對性的控縫高壓裂工藝。

模擬研究發現，縫高快速增長發生在前置液階段，而在攜砂液階段縫高增長緩慢，為此在前置液造縫階段采用低黏液體［14］，能夠有效控制縫高增長，但此時壓裂液黏度低濾失較大，縫寬較窄，為此，需要進行大排量施工，降低濾失，增大縫寬，由于黏度相對排量對縫高影響程度大，此時增大排量并不會使縫高過度增長。在攜砂液階段，為保證順利加砂，需要采用高黏液體，同時為了避免縫高增長，相應需要降低排量。

針對目的層底部發育水層，兩層間隔層厚度小于8 m 的開發井，要求控制裂縫高度。通過模擬(表6)，在保持加砂規模及入地液量不變的前提下，采用控縫高壓裂方案后(圖6)，裂縫高度相比常規施工參數條件下降低明顯，整個施工階段，縫高沒有明顯增長，基本被控制在砂體內，未突破隔層，實現了控縫高的目的。

表6控縫高壓裂方案與常規壓裂方案設計參數統計Table 6 Statistical design parameters of fracture height control scheme and conventional fracturing scheme

圖6控縫高壓裂方案與常規壓裂方案縫高延伸對比Fig.6 Comparison of fracture height propagation between the fracture height control and the conventional fracturing

4.2 現場應用

JPH-316井是位于杭錦旗區塊J58井區西部的一口開發水平井，目的層段為盒12層，砂體厚度15 m，測井解釋為氣層，底部盒11層測井解釋為水層，含水飽和度高達90%，盒12層與底部盒11層之間有4.5 m 泥巖隔層，儲隔層應力差為6 MPa，開發要求控制壓裂裂縫高度。為此該井采用了控縫高壓裂工藝，前置液階段采用低黏原膠液，進行造縫，排量4 m3/min，而在攜砂液階段則采用高黏交聯液進行加砂，同時適當降低排量至3 m3/min，根據壓裂施工曲線進行擬合縫高為20 m，未穿透隔層。該井壓后獲得無阻流量18.7×104m3/d，試氣階段日產液僅為5.8 m3/d，達到了控制裂縫高度，避免溝通底部水層的目的。

J66-2井是杭錦旗區塊J66井區的一口開發直井，目的層為盒2層，砂體厚度15 m，底部盒1層測井解釋為水層，兩層間隔7 m 泥巖隔層，同樣采用控縫高壓裂技術方案，前置液采用原膠液，排量3.5 m3/min，攜砂液采用交聯液，排量2.5 m3/min，根據壓裂施工曲線進行擬合縫高僅為18 m，有效控制了裂縫高度向下延伸。該井壓后日產氣2 900 m3/d，不產水，取得良好改造效果。

5 結論

(1)杭錦旗區塊下石盒子組隔層平均楊氏模量為21.8 GPa，泊松比為0.28，儲層平均楊氏模量為28.3 GPa，泊松比為0.25。儲隔層最小主應力差主要分布在2~10 MPa 之間，平均為6.4 MPa。

(2)影響裂縫高度的主要因素包括地質因素及工程因素，各因素對裂縫高度影響程度排序為：儲隔層應力差＞壓裂液黏度＞隔層厚度＞入地液量＞施工排量＞砂體厚度。

(3)當儲隔層水平最小應力差小于4 MPa,隔層厚度小于4 m 時，縫高容易穿透隔層；當隔層厚度介于4~8 m 之間時，可以根據控縫高壓裂技術圖版進行判斷；當應力差大于8 MPa，隔層厚度大于8 m，下縫高不容易穿透隔層。

(4)針對杭錦旗區塊含底水氣藏，形成了控縫高壓裂工藝，通過在前置液階段采用低黏液體大排量施工，攜砂液階段采用高黏液體適當降低施工排量，能夠有效降低裂縫高度，避免穿透隔層進而溝通底部水層。