疏松砂巖儲層壓裂液濾失特性與壓裂能效分析

基金項目：“十三五”國家重大科技專項“渤海油田高效開發示范工程”（2016ZX05058）；國家自然科學基金項目“非均質疏松砂巖儲層水平井砂液（水）協同產出剖面動態演化機制及模擬”（52074331）。

張啟龍，劉洪剛，李進，等.疏松砂巖儲層壓裂液濾失特性與壓裂能效分析78-87

Zhang Qilong，Liu Honggang，Li Jin，et al.Fracturing fluid filtration and fracturing energy efficiency in unconsolidated sandstone reservoirs78-87

壓裂充填是解決渤海油田防砂與增產問題的主導工藝技術，但高滲儲層壓裂濾失特性及其對壓裂能效影響規律不明確，造成壓裂選井選層和施工優化缺乏有效指導。通過對儲層巖心壓裂液濾失評價和疏松砂巖巖心三軸壓裂模擬試驗，并基于壓裂液濾失和裂縫形態，構建了中高滲儲層壓裂模擬和能效評價指標與方法，實現了對不同儲層條件和施工參數下起裂效率和裂縫延伸效率的有效評價。研究結果顯示，相對于低滲透儲層，非均質性明顯的疏松砂巖儲層裂縫不規則性更加明顯，并且存在主裂縫分支多條細裂縫的情形。基于壓裂機理和濾失特性的壓裂能效的分析結果，得到了渤海油田典型工況下的推薦作業參數范圍：壓裂充填實施的儲層滲透率低于2.0～4.0 μm2；濾失系數控制在0.006 m/min0.5以下；壓裂排量不低于2.0～2.5 m3/min；壓裂液黏度保持在180～200 mPa·s以上。所得結論可為渤海油田中高滲儲層壓裂充填選井選層和施工參數優化提供理論支撐。

疏松砂巖儲層；壓裂充填；壓裂液濾失；裂縫開裂機理；裂縫延伸；壓裂能效

TE357

A

011

Fracturing Fluid Filtration and Fracturing Energy Efficiency

in Unconsolidated Sandstone Reservoirs

Zhang Qilong1，2" Liu Honggang3" Li Jin1" Wang Haoyu3" Zhang Ming1" Liu Chenfeng3" Dong Changyin3

（1.Tianjin Branch of CNOOC （China） Co.，Ltd.;2.China University of Petroleum （Beijing）;3.China University of Petroleum （East China））

Fracturing and packing are the leading techniques used at Bohai Oilfield for sand control and production improvement.However，the fracturing fluid filtration in high-permeability reservoirs and its impact on fracturing energy efficiency are unknown，resulting in inadequate evidences for deciding candidate wells/formations to be fractured and also for operation optimization.Fracturing fluid filtration experiment with reservoir cores and triaxial fracturing simulation experiment with unconsolidated sandstone cores were conducted.Based on the fracturing fluid filtration and fracture morphology obtained，the fracturing simulation and energy efficiency evaluation indexes and methods were developed for medium and high-permeability reservoirs，and they were effectively used to evaluate the fracture initiation efficiency and fracture extension efficiency under different reservoir conditions at different operating parameters.The results show that，compared to low-permeability reservoirs，highly heterogeneous unconsolidated sandstone reservoirs generate more irregular fractures，including multiple slim branch fractures extending form the main fracture.Through fracturing energy efficiency analysis based on fracturing mechanism and fluid filtration characteristics，the recommended operating parameters at Bohai Oilfield under typical working conditions are obtained as follows： the permeability of reservoir to be fractured/packed should be lower than 2.0～4.0 μm2;the filtration coefficient should be controlled below 0.006 m/min0.5;the fracturing displacement should not be less than 2.0～2.5 m3/min;and the viscosity of fracturing fluid should be kept above 180～200 mPa·s.The conclusions can be good guidance for deciding the candidate wells/formations to be fractured/packed and optimizing the operation parameters in medium-to high-permeability reservoirs of Bohai Oilfield.

unconsolidated sandstone reservoir;fracturing and packing;fracturing fluid filtration;fracture initiation mechanism;fracture extension;fracturing energy efficiency

0" 引" 言

張啟龍，等：疏松砂巖儲層壓裂液濾失特性與壓裂能效分析

渤海油田屬于疏松砂巖油藏，儲層滲透率較高且易出砂。為了推動實現2025年油氣上產4 000萬t目標［1-4］，渤海油田大力推廣壓裂充填工藝技術，實現增產和防砂的雙向受益［5-8］。渤海油田屬于中高滲儲層，其壓裂裂縫的起裂條件與機理同常規低滲透儲層差異較大［1，9-10］；中高滲儲層壓裂液濾失速率快、濾失量大，壓裂液濾失效果直接影響裂縫的形成規模以及壓裂效率［9，11-14］。因此，中高滲儲層壓裂液濾失特征評價、壓裂造縫機理以及壓裂效率研究對于提升壓裂增產效果至關重要。目前造縫機理的研究多集中于低滲透儲層，缺乏中高滲儲層壓裂濾失特性以及裂縫形成機理的系統認識，造成現場施工缺乏依據［13，15-18］。尤其對于渤海油田，區塊眾多、層系復雜且層間物性差異大，壓裂施工過程中存在參數把握不準、選井選層缺乏依據等問題，壓裂增產效果有待進一步提升［19-23］。

針對上述問題，筆者開展疏松砂巖儲層壓裂液濾失評價及巖心開裂模擬試驗，研究中高滲疏松砂巖儲層壓裂液濾失特性并修正濾失模型，同時基于疏松砂巖巖心開裂形態提出疏松砂巖儲層裂縫起裂機理與模型，以期為渤海油田疏松砂巖儲層壓裂充填工藝的優化設計提供理論支撐。

1" 濾失評價試驗與濾失模型

1.1" 濾失評價試驗

疏松砂巖儲層在壓裂施工中壓裂液濾失量大，影響井底起壓速度和造縫效率。為了準確評價渤海油田中高滲透儲層壓裂液的濾失特性，采用渤海油田壓裂施工現場用壓裂液，使用GGS71型高溫高壓濾失儀，按SY/T 5107—2005《水基壓裂液性能評價方法》標準測試壓裂液濾失性與造壁性。壓裂液使用海水、干粉、一類凝膠和二類凝膠按1 000∶9∶2∶2的質量比分散而成，實物如圖1a所示。使用渤海油田K4、M5和N12這3個層位共8口井儲層巖心，其實物如圖1b所示。8口井為8-011-A、8-011-B、11-010-A、3-030-V、13-046-B、15-011-B、16-009-B及5-034-B井，文中以#1至#8代替。

共進行8口井的天然巖心濾失試驗，記錄每塊巖心的濾失量與濾失時間，結果如圖2a所示。曲線斜率代表巖心的濾失系數，截距代表巖心初濾失量。8塊巖心雖然在初濾失量和總濾失量上都存在較大差異，但是其斜率基本相同。如圖2b所示，由于壓裂液造壁性導致壓裂液在巖心斷面積聚形成濾失保護層，且該保護層對天然巖心濾失影響較大，降低了巖心物性參數對濾失系數的影響。

1.2" 試驗結果分析及模型擬合

根據試驗數據擬合計算出渤海油田儲層不同層位井次壓裂液初濾失量與濾失系數C′。同時以濾紙為媒介，進行濾失試驗，求取壓裂液造壁性濾失系數C3′。

圖3為壓裂液造壁性濾失系數C3′擬合過程與典型M5層位#1和#2共2個巖心濾失系數C′的擬合過程。

濾失系數C′和初濾失量試驗數據如圖4所示。其中由濾紙測得C3′為0.143×10-3 m/min0.5。

巖心壓裂液濾失試驗不考慮地層流體壓縮性控制的濾失系數C′2，進而由天然巖心濾失試驗測得濾失系數C′：

C′=C1′C3′C1′+C3′（1）

式中：C′為天然巖心壓裂液濾失試驗測得濾失系數，m/min0.5；C1′為試驗受壓裂液黏度控制的濾失系數，m/min0.5；C3′為實驗室造壁性濾失系數，m/min0.5。

根據C′與C3′關系即可求得C1′，對C1′進行擬合，結果如圖4b所示。

根據調和法計算渤海油田儲層壓裂液濾失綜合濾失系數C為：

1C=1C1+1C3（2）

C1=α×10-3kΔpμf1/2（3）

C3=C3′ΔpΔp′1/2

（4）

式中：C為渤海油田壓裂液綜合濾失系數，m/min0.5；C1為受壓裂液黏度控制的濾失系數，m/min0.5；C3為受壓裂液造壁性控制的濾失系數，m/min0.5；α為濾失系數C1的擬合系數，試驗擬合取值為0.131；k為巖石滲透率，μm2；Δp為縫中凈壓差，kPa；為巖石孔隙度，%；μf為壓裂液黏度，mPa·s；Δp′為試驗壓差，取6.5 MPa。

1.3" 渤海疏松儲層壓裂濾失特征分析

通過儲層壓裂液濾失綜合濾失系數C修正計算模型，分析壓裂液濾失速度和濾失流量隨儲層巖石滲透率、孔隙度、壓裂液黏度以及裂縫凈壓力變化情況，結果如圖5所示。

整體趨勢上壓裂液濾失速度與濾失時間呈現負相關，其不同敏感性參數對于濾失時間反應速度基本相同，濾失時間達到10 min時，濾失速度下降幅度均超過60%，表明地層巖石滲透率、孔隙度、壓裂液黏度以及裂縫凈壓力對于壓裂液濾失時間反應敏感，影響較大。

儲層巖石孔隙度、滲透率、裂縫凈壓力與壓裂液濾失速度呈現正相關，壓裂液黏度與濾失速度呈反相關。但是4者對于濾失速度影響程度不同。濾失初期，滲透率敏感性從0.50 D到15.02 D，濾失速度上升0.69×10-3 m/min；壓裂液黏度敏感性從50 mPa·s到500 mPa·s，濾失速度降低0.78×10-3 m/min，變化幅度大；孔隙度敏感性從0.18到0.36，濾失速度僅上升0.16×10-3 m/min。這表明滲透率的高低直接影響了壓裂液的濾失速度，間接影響地層起壓和壓裂效果。在壓裂施工設計上，必須充分考慮中高滲地層與低滲地層滲透率差異對壓裂效率的影響。

2" 巖心裂縫開裂機理試驗與特征分析

2.1" 巖心裂縫開裂形態模擬試驗

為了研究中高滲疏松砂巖巖心起裂特性，使用真三軸壓裂物理模擬裝置（見圖6a）開展模擬試驗。該裝置能夠實現200 mm×200 mm×200 mm尺寸、最高50 MPa的三軸應力加載和壓裂過程模擬。試驗根據渤海油田主力儲層特性復配粒度中值0.15 mm的地層砂，含泥質量分數15%，泥質按照蒙脫石∶伊利石∶綠泥石=2∶1∶1的比例進行復配。使用環氧樹脂對復配地層砂進行固結，并脫模制取巖心塊，人造巖心S1和S2如圖6b所示。試驗用壓裂液為渤海油田常用壓裂液配方。

圖7a為高應力壓裂曲線，三向應力依次為12、15和18 MPa。圖7b為低應力壓裂曲線，三向應力依次為0.7、1.2和2.0 MPa。從2種不同應力范圍分析渤海油田疏松砂巖壓裂過程，試驗發現2種應力情況下壓裂液注入壓力的表現存在相同點，明顯觀察到注入壓力在瞬間上升后驟降，這與常規壓裂裂縫的壓力波動形態類似。但與常規裂縫產生不同的是，疏松砂巖注入壓力曲線在驟降后會再次小范圍上升，且頻率高，呈現出一種帶有周期性的上升與回落現象。

產生上述現象的原因是：在多分支裂縫的產生和高壓力下，主裂縫的泄流速度無法滿足當前排量，巖心因內部壓力無法釋放而遭到持續性破壞，從而產生高滲通道以釋放壓力。而且從圖7b能明顯看出，低應力情況下，壓力波動更加顯著，表明分支裂縫的產生更加明顯。

以人造巖心S1為例，試驗結束后按照裂縫走向打開巖心，如圖8所示。從巖心打開斷面能夠判斷，巖心沿垂直于最小主應力方向被破壞；同時明顯看出，巖心打開斷面不平整，井筒附近存在多條細支裂縫，形成了一主多次，即主裂縫完全發育與分支裂縫多次非完善發育的疏松砂巖獨特裂縫形態。

2.2" 巖心裂縫起裂機理分析

基于疏松砂巖巖心裂縫開裂形態模擬試驗，分析疏松砂巖巖心裂縫開裂機理及形態特征。疏松砂巖儲層埋藏淺、壓實和膠結作用弱，具有高孔高滲及塑性變形特征［24-25］。以人造巖心S2壓裂試驗結果為例，在起裂過程中，巖心內部首先形成一條線形主裂縫及與之伴隨的彎曲分支裂縫，然后變為錯綜復雜的裂縫網絡，如圖9所示。

提出2種疏松砂巖巖心裂縫起裂機理，分別是巖石顆粒的線-彈性破壞和彈-塑性破壞。當巖石顆粒符合線彈性應力應變關系時，壓裂液壓力超過巖石顆粒的抗拉強度，此時巖石顆粒產生不同程度的拉伸破壞，導致儲層拉伸破裂；當巖石顆粒符合彈塑性應力應變關系時，壓裂液壓力超過巖石顆粒的屈服強度，此時巖石顆粒產生不可恢復的塑性破壞，相互滑動錯開且剝落，導致儲層拉伸-剪切破裂。疏松砂巖儲層巖石顆粒非均質性強，其裂縫延伸的不規則性和不可預測性比低滲儲層更強。低滲儲層的裂縫沿破壞面規則延伸，如圖10所示。

疏松砂巖儲層裂縫起裂后沿弱膠結面不規則延伸，井筒周圍與主裂縫周圍會產生形態不規則的微裂紋，如圖11所示。

基于壓裂液濾失評價和巖心裂縫開裂形態模擬試驗，主要探討壓裂液和巖石力學因素對裂縫起裂的影響。對上述試驗結果分析可知，壓裂液和巖石力學因素對裂縫起裂的影響規律主要如下。

（1）使用低黏度壓裂液，相同壓裂時間內可獲得較大的裂縫擴展面積，但裂縫開度較小，容易造成支撐劑的堵塞，前端部分裂縫可能無法獲得有效支撐；高黏度、高流量壓裂液促進規則平面形寬裂縫的生成，黏度、流量越低，壓裂液濾失量越大，地層越難以憋壓，導致地層無法起裂成縫而形成虧空。

（2）從縫網形態上看，高黏度高速率壓裂方式獲得的裂縫網絡較為集中，裂縫分布總趨勢垂直

于最小水平主應力，低黏度低速率壓裂得到的裂縫分布則更為廣泛，常形成多分支裂縫，如圖12所示；疏松砂巖壓裂裂縫以拉伸型破壞為主，同時伴隨部分剪切破壞。

（3）疏松砂巖膠結強度是影響裂縫開裂的重要因素，若膠結強度低且圍壓較高，則不易形成明顯裂縫，可考慮提高壓裂液注入流量與黏度以使裂縫起裂。疏松砂巖裂縫的形成形態不同于致密巖石，分支裂縫的發育與高滲透流通是其重要特征。

3" 裂縫起裂模擬與能效分析

壓裂液濾失作用影響渤海油田疏松砂巖儲層壓裂過程中井底的憋壓效果，制約裂縫的起裂與延伸，不同壓裂施工參數、不同儲層中壓裂液的濾失作用存在較大差異。因此，提出以受壓裂液濾失作用影響的壓裂液起裂效率、造縫效率和綜合壓裂能效指標表征不同儲層裂縫起裂與延伸效果，并利用模擬器計算不同地質及施工條件下壓裂液的3個效率指標，完成壓裂可行性評價，為渤海油田壓裂選井選層提供依據。

3.1" 疏松砂巖儲層壓裂能效指標

使用裂縫延伸能效指標Ef1表征裂縫延伸階段的造縫效率：

Ef1=VfTf1Vf11Ek1（5）

式中：Vf為壓裂后的裂縫容積，m3；Tf1為裂縫延伸階段時間，min；Vf1為裂縫延伸階段使用的壓裂液體積，m3；Ek1為標定特征值，min-1；Ef1為裂縫延伸能效指標，無量綱。

該指標越高，表示利用的壓裂液較少，消耗較短的時間，可形成較大容積的裂縫。

使用裂縫延伸能效指標Ef0表征壓裂施工初期裂縫起裂延伸階段的效能：

Ef0=VwTf0Vf01Ek0（6）

式中：Tf0為起裂階段時間，min；Vf0為起裂階段使用的壓裂液體積，m3；Ek0為標定特征值，min-1；Ef0為裂縫起裂能效指標，無量綱；Vw為目標層段長度對應的井筒容積（引入此變量是為了使Ef0與Ef1具有相同的量綱而便于計算綜合指標），m3。

該指標越高，表示利用的壓裂液較少，消耗較短的時間，可達到裂縫起裂條件。

綜合壓裂效能指標Ef，根據起裂效能指標和延伸效能指標加權平均得到：

Ef=0.25Ef0+0.75Ef1（7）

式中：Ef為綜合壓裂效能指標，無量綱。

3.2" 裂縫起裂判別準則與裂縫延伸模型

對于給定地質及壓裂條件下壓裂液起裂效率、造縫效率和綜合壓裂效率指標的計算，首先需要進行壓裂過程的模擬，主要包括裂縫起裂的判別及裂縫延伸模擬。

采用內聚區模型描述疏松砂巖水力裂縫的起裂，并采用基于內聚區起裂準則的擬三維模型進行裂縫延伸模擬。該模型假設在裂縫尖端區域存在一段有限長度的內聚區（見圖13）。在破壞的內聚區中流體沿切向流動，流體壓力作用于裂縫表面。未破壞的內聚區中存在內聚力，壓裂液沿法向流動，逐漸向地層濾失。采用二次名義應力準則作為裂縫起裂準則，當內聚區各個方向的應力的平方比等于1時，開始起裂。準則為：

σnσ0n2+σsσ0s2+σtσ0t2=1（8）

式中：σn、σs和σt分別為內聚區裂縫面上的法向應力和2個切應力，Pa；σ0n、σ0s和σ0t分別為不同應力對應的名義應力峰值，Pa。

該模型考慮了壓裂過程中縫高的變化及壓裂液濾失對裂縫延伸的影響，適用于渤海油田疏松砂巖儲層裂縫擴展模擬。基于壓裂液在裂縫內流動時的質量守恒方程、壓降方程、縫高方程等，實現壓力液濾失量、裂縫起裂時間、壓裂液造縫時間及裂縫幾何參數的求解，并完成裂縫起裂效率、壓裂液造縫效率和綜合壓裂效率指標的計算：

q=－w312μpf（9）

wt+·q+qt+qb=Qtδx，y（10）

Δp（x，t）Δx=－π64q（x）μH（x，t）W（x，t）3（11）

式中：q為裂縫內切向體積流體流速，m2/s；pf為裂縫內流體壓力梯度，Pa/m；w為裂縫寬度，m；μ為注入流體黏度，Pa·s；δx，y=1表示注入點，δx，y=0表示在裂縫尖端；Q（t）為流體注入速度，m/s；qt、qb為內聚力單元兩側壓裂液的濾失速度，m/s。Δpx，t為不同位置及時間下的裂縫壓差，MPa；Δx為裂縫內不同位置，m；qx為不同位置處裂縫內切向體積流體流速矢量，m2/s；Hx，t為不同位置及時間下的裂縫高度，m；Wx，t為不同位置處裂縫寬度。

3.3" 渤海油田典型儲層壓裂能效分析

以渤海油田JX儲層作為典型條件，根據其濾失特性，分析壓裂效能變化規律并為壓裂選井選層和施工參數優化提供指導。該儲層典型儲層條件和施工參數為：孔隙度37.5%，滲透率2 830 mD，巖石泊松比0.27，彈性模量30 GPa，壓裂排量2.2 m3/min，壓裂液黏度250～300 mPa·s，平均砂比約30%。

基于上述渤海油田基礎地質和施工條件設置，分別針對施工排量、壓裂液黏度、儲層滲透率、儲層壓裂液濾失系數等4個關鍵油藏施工參數對壓裂效能的影響規律進行敏感分析，得到如圖14所示的結果。

由圖14可知，在選取的渤海油田典型施工條件（排量2.5 m3/min，壓裂液黏度250 mPa·s）下，儲層滲透率超過2.0 μm2后，起裂效率急劇降低；超過4 μm2后，裂縫延伸效率也極低；超過6 μm2后的儲層基本無法壓裂（見圖14a）。當儲層濾失系數超過0.006 m/min0.5后，壓裂能效較低，壓裂效果較差（見圖14b）。施工排量低于1.5 m3/min時，無法實現有效壓裂；施工排量超過2.0 m3/min后，壓裂效率較高（見圖14c）。在給定的典型儲層和施工排量條件下，壓裂液黏度保持在180 mPa·s以上才能保證順利壓裂施工（見圖14d）。

上述分析可以為渤海油田中高滲儲層壓裂充填選井選層和施工參數優化提供快速指導。

4" 結論及建議

（1）壓裂液向地層濾失直接影響壓裂能效，測試渤海油田典型疏松砂巖儲層的壓裂液濾失性能，壓裂液黏度控制的濾失系數C1擬合系數α為0.131，試驗測得在6.5 MPa下受壓裂液造壁性控制濾失系數C3′為0.143×10-3 m/min0.5，經擬合修正得到了渤海油田壓裂液綜合濾失系數模型。

（2）試驗揭示了中高滲疏松砂巖儲層壓裂機理及裂縫延伸形態。相對于低滲透儲層，非均質性明顯的疏松砂巖儲層裂縫不規則性更加明顯，并且存在主裂縫分支多條細裂縫的情形，即主裂縫完全發育與分支裂縫多次非完善發育的疏松砂巖獨特裂縫形態。

（3）基于壓裂機理和濾失特性的壓裂能效分析結果，在典型施工條件下，建議渤海油田壓裂充填實施的儲層滲透率低于2.0～4.0 μm2，濾失系數控制在0.006 m/min0.5以下；在典型地質條件下，壓裂排量不低于2.0 m3/min，壓裂液黏度保持在180 mPa·s以上。

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第一張啟龍，生于1988年，在讀博士研究生，主要從事海上完井防砂、完井工具研究工作。地 址：（300459） 天津市濱海新區。email：zhangql40@cnooc.com.cn。

通信作者：董長銀，email：dongcy@upc.edu.cn。

2023-12-20

任武