鄂尔多斯盆地致密油层混合压裂簇间干扰研究

彭 娇周德胜张 博

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；2.中国石化华北油气分公司采油气工程服务中心，陕西咸阳 712000）

引用格式：彭娇，周德胜，张博. 鄂尔多斯盆地致密油层混合压裂簇间干扰研究［J］. 石油钻采工艺，2015，37（5）：78-81，88.

鄂尔多斯盆地致密油层混合压裂簇间干扰研究

彭 娇1周德胜1张 博2

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；2.中国石化华北油气分公司采油气工程服务中心，陕西咸阳 712000）

引用格式：彭娇，周德胜，张博. 鄂尔多斯盆地致密油层混合压裂簇间干扰研究［J］. 石油钻采工艺，2015，37（5）：78-81，88.

摘要：针对鄂尔多斯盆地致密油层施工排量和簇间应力干扰作用对形成复杂缝网的影响开展了相关研究。采用离散缝网模型及有限元软件进行模拟分析，选择产层相同、压裂增产方案相近的2口试验水平井，进行压裂设计参数对比、产量对比及微地震监测结果对比。研究表明，施工排量过小，压裂效果以常规双翼缝为主，大排量是保证复杂缝网形成的条件；储层存在实现复杂缝网的临界排量，大于该临界排量时，主裂缝变短，次生缝网增加，带宽变大；多簇压裂时，主裂缝不同步开裂易引起主裂缝不同步延伸，率先延伸的主裂缝会抑制周围主裂缝的延伸甚至开裂，后延伸的主裂缝周围易产生剪切诱导的次生裂缝，利于形成复杂缝网。因此，选取大于临界排量的施工排量有利于增加储层改造体积，而多簇压裂时开裂延伸的主裂缝数量有可能小于设计簇数。

关键词：致密油层；混合压裂；临界排量；复杂缝网；应力干扰

近年来随着非常规油气开采的迅速发展，致密油热潮以美国为代表在全世界迅猛掀起［1］。2013年美国致密油产量已达41.5×104t/d，使美国原油产量占据全球总产量的10%，一定程度上改变了世界能源供需格局［2］。中国致密油总地质资源量巨大，达到7~9 亿吨，鄂尔多斯盆地延长组已率先建成第一个工业化生产的致密油区［3］，成功攻关了渗透率在0.3~1 mD的超低渗透油藏的规模开发，并不断开展渗透率小于0.3 mD致密油藏的混合压裂试验研究［4］，但中国致密油勘探开发和相关研究还处于起步阶段［5-7］，理论研究与施工设计还存在模糊领域。在研究鄂尔多斯盆地致密油层混合压裂特征的基础上，采用离散缝网模型［8］以及有限元法模拟研究了施工排量和簇间应力干扰作用对形成复杂缝网的影响，提出一定地层条件以及压裂施工参数下的储层存在实现复杂缝网的临界排量，对分段多簇压裂施工排量以及簇间距的优化设计具有指导意义。

1　鄂尔多斯盆地致密油层混合压裂特征

体积压裂是非常规油气开发中提出的压裂理念，发展到今天主要以混合压裂技术最具优势。目前针对鄂尔多斯盆地天然裂缝发育、岩石脆性指数高的长6、长7段致密油储层主要采用的就是混合压裂技术。该技术是通过分段多簇射孔，以高排量、大液量、低砂比的形式将滑溜水、线性胶以及冻胶交替注入，对储层实施三维改造，主要特征有：易唤醒天然裂缝剪切、膨胀、滑移，沟通形成复杂缝网，并且当天然裂缝或地层薄弱点周边岩石上压力超过临界压力后，剪切力使天然裂缝粗糙面或岩石薄弱点产生剪切滑移，从而形成具有一定导流能力的次生缝网［9］；滑溜水大量注入地层后不断滤失到复杂缝网中难以返排，滞留到地层的液体充填了部分天然裂缝的空隙，可以补充储层能量，提高储层压力；较大颗粒支撑剂难以进入缝网拐角以及正交裂缝中，在压裂接近结束时不断泵入携带高浓度支撑剂的线性胶、冻胶保持主裂缝宽度，可形成高导流能力通道，避免主裂缝在高地层压力下重新闭合［10-13］；压裂液大排量泵入各簇裂缝时会对周围裂缝以及地层产生应力扰动，影响主裂缝周围天然裂缝和次生裂缝的开启、扩展以及周围各簇主裂缝的开裂、延伸［14］。

成功实现体积压裂不仅与地层条件关系密切，合理的施工参数设计也尤为重要。对于特定的地层与压裂液，排量是决定缝内压力的主要因素，也是引起簇间应力干扰的主要施工因素，可直接影响天然裂缝开启以及裂缝的复杂程度，并且与产量线性相关［15-16］，因此施工排量对于缝网的形成至关重要。

2　排量对形成复杂缝网的影响

离散缝网模型是以网格系统模拟裂缝在3个主平面上的拟三维离散化扩展和支撑剂在缝网中的铺砂分布，通过连续性原理及网格计算方法获得压裂改造后缝网几何形态参数，如缝长、带宽以及储层改造体积等［8］。例如鄂尔多斯盆地陕北区块长7段某水平开发井A：地层渗透率约为0.18 mD，孔隙度为10%，岩石密度为2.5 g/cm3，岩石弹性模量为18 881 MPa，泊松比为0.25，水平最大地应力为48 MPa，水平最小地应力为41 MPa，垂向地应力梯度为0.023 MPa/m。A井完钻井深3 306 m，设计压裂11段，水力喷砂射孔，每段2簇压裂，簇间距均为15 m，第2段压裂泵入859 m3混合压裂液及70.4 m3的40~70目陶粒。

该区块天然裂缝间距平均为7 m。根据“剪切膨胀”造缝机理，支撑剂主要充填主裂缝。以A井第2段2簇压裂为例，假定每个射孔处仅产生1簇缝网，并且第1簇先起裂，利用离散缝网模型模拟不同排量下该段压裂改造后缝网形态，可得到不同排量下A井第2段压裂后两簇缝网的主裂缝和次生裂缝缝长、带宽、储层改造体积、两簇缝网是否横向沟通相交等情况，具体参数见表1。

表1　A井第2段不同排量压裂缝网几何形态参数

从表1可知，排量较小时，缝内净压力不足以开启天然裂缝，压裂效果以常规双翼缝为主，仅有少量人工次生裂缝衍生，带宽很窄，复杂缝网难以实现。随着排量增加，缝内净压力不断增大，主裂缝、次生裂缝长度以及储层改造体积不断增加，但缝网带宽增加甚微，接近天然裂缝发育平均间距（7 m）。当排量增加到缝内净压力大于天然裂缝开启所需净压力时（即临界排量），人工裂缝周围的天然裂缝被诱导开启，激发产生大量次生裂缝，易沟通形成复杂缝网。由于压裂规模一定，排量越大，沟通天然裂缝越多，缝网越复杂，形成更多次生裂缝所需压裂液越多，所以主裂缝长度变短，缝宽变窄。因此较大的排量和总液量是保证复杂缝网形成的基础，在一定的地层条件以及施工工艺条件下，储层存在实现复杂缝网的临界排量，而且排量越大越利于复杂缝网形成，储层改造体积越大。

排量的增大会促使两簇缝网不断延伸、扩展，由于相邻缝网间应力作用干扰，第1簇主裂缝率先延伸会引起周围地层应力场分布的改变，抑制第2簇主裂缝的延伸，从而使得两簇主裂缝长度不一，而被抑制的第2簇主裂缝缝内净压力持续憋高，不断诱导周围的天然裂缝开启，产生更多的次生裂缝，使得带宽增加，储层改造体积更大。表1中排量为8 m3/min、10 m3/min时，第2簇缝网明显比第1簇缝网的主裂缝长度短、带宽大、储层改造体积大，因此簇间应力干扰对于缝网形态具有显著的影响作用。

3　簇间应力干扰对形成复杂缝网的影响

3.1 单一主裂缝附加应力作用

水力压裂时，裂缝延伸会对裂缝临近地层产生应力干扰［17］。由于精确描述地层非均质性较为复杂，并且目前收集到的地层数据不足以建成相应的非均质模型，因此需要简化模型。假设该井区地层均质、各向同性，地层参数取平均值，地层无限大，忽略天然裂缝分布，以A井中第2段第1簇为例，利用有限元软件模拟不同缝内净压力下该条主裂缝无限延伸时对距离裂缝面不同位置处地层产生的应力干扰，所得结果如图1所示。

图1中在一定净压力作用下主裂缝延伸会以附加压应力形式对周围地层产生相应的干扰作用，并且附加压应力与净压力大小、距离裂缝面远近显著相关。一定净压力下，距主裂缝面越近，附加压应力越明显，但随着距离的增加附加压应力作用迅速下降，当距离大于50 m时对地层几乎无应力影响；距主裂缝面一定距离下，附加压应力随着缝内净压力的增加而增大，并且离主裂缝面越近，附加压应力增加越显著，当距离小于10 m时附加压应力将产生一个陡升。因此裂缝延伸会增加临近裂缝面所受闭合应力作用，从而增大周围裂缝开裂和延伸所需的净压力，一定程度上抑制了周围主裂缝的延伸；多簇压裂时各簇主裂缝产生的附加应力干扰会同时叠加在周围裂缝以及地层中，形成簇间应力干扰。

图1　 不同净压力下附加压应力随距离的变化曲线

3.2 多簇压裂时簇间应力干扰作用

以A井第2段2簇压裂为例，假定储层岩石均质、各向同性，地层参数取平均值，忽略天然裂缝分布，2簇主裂缝开裂时缝内净压力均为8.5 MPa［1］，延伸时缝内净压力均为3.5 MPa（根据现场混合压裂实际测试资料平均后得到），利用有限元软件模拟得到2簇主裂缝不同步开裂时裂缝周围正应力场分布（图2）以及不同步延伸时裂缝周围正应力场和剪应力场分布（图3~图4）。图2~图4中左侧裂缝为第1簇主裂缝，右侧裂缝为第2簇主裂缝。正应力场中拉应力为正，压应力为负；剪应力场中应力正负只与方向有关［17］。图2中左侧先开裂的主裂缝尖端压应力减小区比右侧后开裂主裂缝尖端压应力减小区大，因此左侧先开裂的主裂缝尖端更容易向前延伸，从而主裂缝的不同步开裂容易引起主裂缝的不同步延伸。图3中左侧主裂缝先延伸，右侧主裂缝后延伸，随着两条裂缝的延伸，簇间正应力干扰区明显，左侧先延伸的裂缝对右侧裂缝应力场产生干扰作用，抑制右侧裂缝延伸。图4中左侧主裂缝先延伸，右侧主裂缝后延伸，随着两条裂缝的延伸，两条裂缝尖端都出现一定大小的剪应力集中区，可剪切沟通主裂缝周围的天然裂缝；而后延伸的右侧主裂缝其剪应力集中区比自身尖端压应力减小区（图3）明显大，因此一定净压力作用下，后延伸裂缝在受到临近裂缝抑制作用时更倾向于剪切沟通天然裂缝，产生大量次生缝网，利于形成复杂缝网。

当主裂缝的簇间距较小时，这种应力干扰作用更明显，裂缝间抑制作用更大，甚至1簇主裂缝的延伸会导致周围几簇主裂缝无法开裂。因此多簇压裂中簇间应力干扰作用有助于剪切诱导次生裂缝，形成储层改造体积较大的复杂缝网，但簇间距的确定非常重要，需要避免只出现单条裂缝的现象。

图4　 主裂缝不同步扩展时周围剪应力场

4　现场实例

现场开展了混合压裂试验8口水平井，选取产层相同、压裂增产设计方案相近的水平井对比产量和微地震监测结果，见表2、表3。A井施工排量为10 m3/min，B井施工排量为8 m3/min，A井试油产量明显增高，日产油量相对B井高出5.2 m3/d。井下微地震监测结果表明A井相比B井缝网长度变短，带宽增加，次生缝网增加，储层改造体积明显增加。

表2　水平井产量对比

表3　水平井第2段微地震监测结果对比

微地震监测技术是评价混合压裂效果的主要手段，但该技术应用时监测仪器不能对应、辨别多簇压裂时每条主裂缝各自开裂以及延伸时的事件点，并且监测井相对于试验井位置的远近、方位对于收集到事件点的多少、密集程度、分布有一定的影响，因此尚且无法实时监测到或者根据微地震图像解释多条主裂缝各自延伸扩展的状态和诱导周围次生裂缝形成的过程，亦不能展示施工排量的变化以及簇间应力干扰作用的强弱对于每条主裂缝缝网形态的影响。压裂监测技术等测试手段的不断完善，将会对形成复杂缝网的研究提供更多验证性的帮助。

5　结论

（1）在一定的地层条件以及压裂施工参数下致密油储层存在实现复杂缝网的临界排量。排量较小时压裂效果以常规双翼缝为主，排量越大越利于形成复杂缝网，较大的排量和总液量是保证复杂缝网形成的基础。

（2）多簇压裂时相邻主裂缝间存在应力干扰作用，裂缝的延伸会增加周围主裂缝在开裂、延伸时的闭合应力，一定程度上抑制周围主裂缝的开裂、延伸，而被抑制延伸的主裂缝周围易产生剪切诱导的次生裂缝，有利于增加储层改造体积。簇间距越小，应力干扰作用越强，多簇压裂过程中易出现单条裂缝开裂的现象，不利于增加储层改造体积。

（3）通过对混合压裂试验水平井微地震监测结果的对比，获得了施工排量对缝网长度、带宽、缝高、储层改造体积的影响，但微地震监测技术尚且无法监测到或者根据微地震图像解释多簇主裂缝各自延伸扩展的状态和诱导周围次生裂缝形成的过程。

（4）簇间应力干扰模拟研究采用的是简化模型，假定地层均质，地层参数采用了平均值，地层非均质性条件对于形成复杂缝网的影响是未来研究工作中的重要方向。

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图2　 主裂缝不同步开裂时周围正应力场

图3　 主裂缝不同步扩展时周围正应力场

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（修改稿收到日期 2015-08-16）

〔编辑 李春燕〕

Inter-cluster interference in hybrid fracturing of tight oil reservoirs in Ordos Basin

PENG Jiao1, ZHOU Desheng1, ZHANG Bo2
（1. Petroleum Engineering College of Xi’an Petroleum University, Xi’an 710065, China;
2. Oil & Gas Production Engineering Service Center, Huabei Oil & Gas Branch Company, SINOPEC, Xianyang 712000, China）

Abstract:Relevant research has been conducted to the effect of fracturing displacement in tight oil reservoirs in Ordos Basin and the inter-cluster stress interference on creation of complex fracture network. The discrete fracture network model and finite element software were used, and two wells were selected for comparison on fracturing design parameters, production and the results of microseismic monitoring. The research findings show that, large displacement and large liquid volume are the basis to guarantee creation of complex fracture network. There exists a critical pumping rate to create complex fracture network under certain formation conditions and fracturing parameters. In case of multi-cluster fracturing, the non-synchronous cracking of major fractures will lead to non-synchronous extension of major fractures. The firstly extended major fractures may suppress the extension or even initiation of the surrounding major fractures, but around the lately extended major fractures may occur shear-induced secondary fractures, which is favorable for creation of complex fracture network. Therefore, in hybrid fracturing design, a fracturing displacement which is larger than the critical pumping rate helps increase the area of stimulated reservoir and increase the oil well production, while the number of major fractures initiated and extended during multi-cluster fracturing may be less than the designed cluster quantity.

Key words:tight oil formation; mixed fracturing; critical flow rate; complex fracture network; stress interference

作者简介：彭娇，1992年生。西安石油大学非常规油气开采方向在读硕士研究生。E-mail：pjpetrochina@126.com。

基金项目：陕西省科技统筹创新工程计划项目“陆相页岩气储层压裂改造工艺技术攻关”（编号：2012KTZB03-03-03-02）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.019

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0078 – 04

文献标识码：A

中图分类号：TE357.1