非常规储层体积压裂技术在致密砂岩储层改造中的应用

2014-10-24穆海林刘兴浩刘江浩陈艳辉刘建中苏丹丹

天然气勘探与开发 2014年2期

穆海林刘兴浩刘江浩陈艳辉刘建中苏丹丹

（中国石油天然气集团渤海钻探工程有限公司井下作业分公司）

近几年，随着页岩气和致密油等非常规领域改造技术和理念的进步与革新，体积压裂技术成为这类储层的主流改造技术，是低渗、特低渗透储层经济开发的关键。能不能把非常规储层体积压裂的技术借鉴到致密砂岩储层改造之中，实现对该类储层“广义”的体积改造而获得最佳的改造效果呢？本文在非常规储层体积压裂技术基础上，通过巴90井储层改造的施工情况进行实例分析，论证了非常规储层体积压裂技术在致密砂岩储层改造应用的可行性。

1.体积压裂技术的发展与概念

1.1 水平井体积压裂的发展历程

致密油气在国外发展较早，其中美国最具有代表性。20世纪80年代初，美国致密气勘探开发率先获得重大突破，并进入快速发展阶段，20世纪80年代中期开始研究水平井压裂增产技术，最初是沿水平井段进行笼统压裂。2002年以后，随着致密气、页岩气、致密油等非常规油气资源的大规模开发和水平井的大规模应用，许多公司开始尝试水平井分段压裂技术。在随后的几年里，微地震实时监测技术的提高和工厂化作业模式的日益成熟，压裂段数越来越多，作业效率越来越高。2007年开始，水平井分段压裂技术成为非常规油气开发的主体技术，开始在北美大规模应用。

我国水平井体积压裂技术起步较晚，2006年针对水平井分段改造进行攻关，目前形成了双封单卡压裂技术、封隔器滑套分段压裂技术和水力喷砂分段压裂技术的三大主体技术。2008年中国石油开始试验应用缝网压裂技术，2009年开始试验应用体积压裂技术，2010年初步建立了体积压裂技术体系。

1.2 体积压裂的概念

体积压裂指通过分段多簇射孔，借助多段压裂工具，利用转向材料，优选液体黏度和支撑剂粒径，优化施工排量和加砂方式等合理组合的工艺方法，在形成一条或多条主裂缝的基础上，继续在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝、并在次生裂缝基础上形成二级次生裂缝。以此类推，达到主裂缝和多级次生裂缝交织，一定量次的裂缝与储层天然裂缝相沟通而形成裂缝网络，实现对储层长、宽、高三维方向的全面改造（图1）。体积压裂技术是在缝网压裂的基础上发展起来的，它的核心理念是打碎储层基质，形成网络裂缝，实现储层流体从基质到裂缝的最短距离渗流，大幅度降低储层基质中油气流动的驱动压差（图2）。

图1 水平井分段体积改造裂缝监测图

图2 缝网压裂裂缝形态示意图

2 适合体积压裂的储层地质条件

2.1 岩石脆性特征对形成网络缝的影响

岩石的脆性特征通过脆性指数进行表征。在美国页岩气藏大量实践的基础上，总结得出的适应美国页岩储层的岩石脆性指数的两种计算方法。

式中：

B—岩石脆性指数

Q—岩石石英含量

C—碳酸盐矿物含量

L—黏土矿物含量

RICKMAN提出的岩石力学法：

式中：

Ε—杨氏模量

υ—泊松比

脆性储层压裂过程中可产生剪切破坏，在高排量施工时更易产生多级次生裂缝，储层石英、碳酸岩等脆性矿物含量的高低决定储层的脆性特征，是实现储层体积压裂的物质基础。储层岩石脆性越高，压裂时其破裂形态复杂，其形成的网状裂缝形态越复杂。

2.2 储层裂缝发育情况对形成网络缝的影响

图3 水力裂缝与天然裂缝相交示意图

在含天然裂缝储层进行压裂改造时，水力裂缝与天然裂缝会产生交互拓展（图3）。当水力裂缝与天然裂缝平行时，天然裂缝在水力裂缝靠近过程中产生的应力作用下，很可能出现剪切滑移，尤其是水平层理发育储层，剪切滑移是主要反映方式。剪切应力的急剧变化使得天然裂缝面很容易发生剪切破坏而形成次生裂缝。当水力裂缝与天然裂缝呈60°相交时，产生剪切滑移的可能性较小，而当水力裂缝与天然裂缝垂直相交的结果是水力裂缝直接穿过天然裂缝。同时，在含天然裂缝的储层，σHmax-σHmin值较小，（σHmax－最大水平主应力，σHmin－最小水平主应力）。压裂施工中在裂缝延伸压力作用下，更易发生转向。

裂缝在含天然裂缝和水平层理发育的储层延伸过程中产生剪切、滑移和转向（图4），能形成不完全闭合的网络裂缝，所以储层天然裂缝和水平层理发育是实现体积改造的前提。

图4 裂缝剪切、滑移

2.3 水平应力差异对形成网络缝的影响

水平应力差异通过水平应力差异系数进行表征，计算方法为：

（σHmax-σHmin）/σHmin

裂缝的延伸遵循能量最小原则，常规压裂过程中，裂缝延伸方向受控的力学条件是:

σHmax+T＞P≥σHmin+T

P—裂缝延伸压力

T—岩石抗张强度

当P＞σHmax+T时，裂缝可摆脱水平应力的束缚，改变延伸和扩展方向。当压裂过程中，采用技术手段使裂缝延伸压力的增加量△P＞σHmax-σHmin，就可以满足裂缝发生转向的力学条件。由此可知：当水平应力差异系数越小时，σHmax-σHmin越小，在压裂施工中，裂缝越易发生转向而形成网络缝。

综上所诉，网络裂缝形成也需要储层具备相应的地质条件，它包括岩石脆性特征、裂缝发育情况、水平应力差异三个方面。在体积压裂中，岩石脆性越大、微裂缝越发育、水平应力差异越小，体积压裂越容易形成裂缝网络。

3 体积压裂的主要工艺技术措施

在储层具备体积改造的地质条件下，体积改造的技术关键是如何在致密储层造缝和如何形成缝网。利用低黏度压裂液通过高排量施工可对低孔低渗的致密储层进行充分造缝并产生次生裂缝，而形成缝网的关键是如何使裂缝延伸产生转向。根据裂缝延伸受控力学的力学条件公式，在压裂施工中通过提高裂缝延伸压力，使△P＞σHmax-σHmin是裂缝发生转向的必要条件。

3.1 利用应力干扰提高裂缝延伸压力

通过优选裂缝发育、脆性特征强的井段进行分段分簇射孔，进行多点限流压裂，降低井筒附近的压力损失，同时利用段间、簇间压裂时产生的缝间应力干扰，提高裂缝延伸压力，促使裂缝转向，充分造缝而产生复杂缝网，最大限度提高储层的改造体积（图5）。对于体积改造而言，通过分段分簇射孔，多点限流，充分利用应力干扰而迫使裂缝转向、分叉产生次生裂缝是形成网络裂缝的关键，而其它技术是裂缝产生转向的辅助手段。

图5 不同射孔方式压裂效果示意图

3.2 通过提高砂比或使用大粒径支撑剂提高裂缝延伸压力

压裂施工过程中，通过提高砂比或使用大粒径支撑剂，使支撑剂对已形成的水力裂缝进行封堵，从而提高裂缝的延伸压力，通过应力场的变化形成新的裂缝而实现裂缝转向。通过某井高砂比压裂施工曲线图（图6）得知，该井通过长时高砂比施工，后期在排量和砂比不变情况下，施工压力由25 MPa上升至28 MPa，裂缝的延伸压力上升3 MPa，后压力下降至26 MPa，说明新的裂缝被压开，成功实现转向。

图6 高砂比压裂施工曲线

3.3 通过暂堵剂提高裂缝延伸压力

压裂施工过程中，实时向地层加入油溶性或水溶性暂堵剂，可配合支撑剂一同加入，对已形成的支撑裂缝进行封堵，形成高应力区，裂缝延伸压力升高后压开新的裂缝，实现裂缝转向。通过束探1H井体积压裂第一段施工曲线（图7）可看出，加酸停泵后，在前置液段塞中加入油溶性暂堵剂，排量稳定不变前提下，施工压力由43 MPa上升至52 MPa，暂堵剂封堵效果明显。

图7 暂堵剂应用压裂施工曲线

3.4 利用人工遮挡提高裂缝延伸压力

依据储层改造的需要，需要控制裂缝的延伸方向。在压裂施工过程中，实时向地层加入上浮剂或下沉剂，建立人工遮挡层，形成高应力区域，提高裂缝在该区域的延伸压力，迫使裂缝延伸产生转向。该工艺最典型的是二次加砂工艺，通过一次加砂停泵后形成的高应力支撑剂遮挡层，控制裂缝向上延伸，既可控制沟通下部储（水）层，亦可提高储层的纵向改造程度。该工艺实例分析可详见本文巴90井实例分析。

4 非常规体积压裂技术理念对致密砂岩储层改造的启示

4.1 致密砂岩储层的特点

致密砂岩储层岩性非均质性强，岩石类型主要由（长石）岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、长石石英砂岩、石英砂岩、中粒及细粒岩屑砂岩等岩石类型。因石英与长石与脆性指数呈正相关关系，从岩石成分分析，致密砂岩储层岩石脆性指数较高。致密砂岩储层破坏性成岩作用（胶结、压实和充填作用）导致原生孔隙大量减少以及次生孔隙欠发育，只有局部发育裂缝，储层物性差，表现为低孔低渗和特低孔特低渗的物性特征。从致密砂岩储层的特点分析，脆性特征强，存在裂缝发育的致密砂岩储层是适合通过体积压裂技术进行储层改造的。

4.2 常规压裂经典理论

常规压裂是以线弹性断裂力学为基础，假设压裂人工裂缝为张开型，且沿井筒射孔层段形成双翼对称裂缝，以一条主裂缝实现对储层渗流能力的改善，它最大的制约是垂直主裂缝方向储层的渗流能力未得到改善，即主裂缝的垂向上仍然是基质向裂缝的“长距离”渗流。

4.3 非常规体积压裂理念对致密砂岩储层改造的启示

致密砂岩储层具备岩性致密、非均质性强、层内应力差异大等特点，当对多层进行压裂改造时，采用常规压裂工艺进行笼统压裂往往对“差层”改造不彻底，达不到最佳的改造效果。虽然致密砂岩储层并不完全具备体积压裂的地质条件，且受邻层、隔层的影响，施工规模往往受到制约，不能进行大排量的分段体积改造，但如果把体积压裂的理念应用于该类储层、特别是多层、复杂岩性储层的压裂改造中，在确保有效缝长的基础上，采用体积压裂的技术手段，压后形成多条主裂缝，同时控制裂缝延伸方向，优化压裂后裂缝形态，实现多主缝和微裂缝的沟通，最大限度提高储层纵向剖面的动用程度，实现“广义”的体积改造，一定能够提高压裂改造的效果。

5 现场应用实例分析

巴90井是位于内蒙古锡盟东乌珠穆沁旗珠恩嘎达布其镇177°方位12.9 km的一口探井，构造位置为巴音都兰凹陷北洼槽巴77x井东构造-岩性圈闭。储层深度：2354.2～2367.0 m，厚度12.8 m/1层，砂砾岩储层，有效孔隙度平均5.45%，渗透率平均1.56 mD。

5.1 储层地质特点

储层解释虽为单层，但层内岩性复杂，非均质性强，取心分析，2362 m下部岩性较纯，为细砂岩，上部为砂砾岩和凝灰岩，微裂缝发育。测井曲线分析结合物性分析报告表明储层上部含泥质较重，非常致密，储层上下岩性、物性差异大。应力曲线分析（图8），2362 m上部应力值高，下部应力值低，压裂改造时，裂缝主要在下部延伸，储层纵向改造难度很大。

图8 巴90井应力曲线

5.2 压裂改造的针对性工艺技术措施

借鉴非常规储层体积压裂的理念，对巴90井压裂改造的具体措施如下：

（1）射孔优化。由于储层是单层，无法进行分段分簇射孔优化，根据储层的岩性和应力分析，优化射孔井段2355.0～2364.0 m，避免压裂裂缝在下部储层的过度延伸。

（2）采用清洁酸+胍胶复合压裂模式。储层岩心酸蚀实验证明储层岩心溶蚀率较高，采用清洁酸+胍胶的复合压裂方式进行改造，提高压后效果，优化酸液配方为10%HCL+2%HF+3%多氢酸+2%VES+2%缓蚀剂+1%铁稳剂。

（3）压裂改造采用二次加砂模式。第二次加砂利用第一次加砂停泵裂缝闭合后支撑剂形成的高应力遮挡，逼迫裂缝产生转向，向上延伸。

（4）压裂液采用变浓度压裂液。一次加砂采用常规压裂液，优化稠化剂浓度为0.45%，二次加砂采用低浓度压裂液，优化压裂液浓度为0.35%。

（5）采用多级变排量施工。第一次加砂低排量起步，多级变排量施工，控制裂缝高度，造长缝重点改造下部储层，确保压后的效果，优化施工排量3.0～4.5 m3/min。第二次加砂采用低黏度压裂液进行高排量施工，突破上部应力遮挡，充分改造上部致密储层，最大限度的提高储层纵向剖面的动用程度，优化施工排量为4.5～7.0 m3/min。

5.3 施工简况

2013年4月20日对巴90井进行了复合压裂施工，施工中注入互溶剂10 m3，清洁酸40 m3，隔离液25 m3，一次加砂破裂压力29.04 MPa，施工加入20/40目陶粒23.46 m3，平均砂比24.02%，二次加砂破裂压力36.21 MPa，施工加入20/40 目陶粒29.78 m3，平均砂比22.90%（图9）。