缝网压裂工艺技术研究及在泾河油田的应用

胡艾国

(中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院,河南郑州 450006)



缝网压裂工艺技术研究及在泾河油田的应用

胡艾国

(中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院,河南郑州 450006)

缝网压裂技术是非常规油气藏改造的关键技术之一。泾河油田属于致密砂岩油藏，为了实现其水平井高效开发，根据缝网压裂作用机理和影响因素分析，对水平井缝网压裂适用性进行了分析，同时利用数值模拟软件对缝网压裂参数进行优化。结果表明：泾河油田满足缝网压裂改造的基本要求；现场试验效果表明，缝网压裂工艺技术实施效果要好于常规水平井压裂工艺，取得一定的增产效果，具备推广应用的前景。

缝网压裂；泾河油田；脆性指数；工艺优化；适应性

致密砂岩油藏具有低孔低渗、连通性差、自然产能低甚至没有产能的特点，经济有效开发这类油藏需要在深化储层评价、掌握有效储层空间分布规律的基础上，采取针对性的增产措施和特殊的钻完井方式。近年来，美国对致密页岩油的成功开发，引起了我国石油科技工作者的广泛兴趣，缝网压裂技术也逐渐成为我国非常规油气藏高效开发的关键技术之一。鄂南油田泾河区块是致密砂岩油藏的代表之一，经过近几年的开发，水平井工艺技术不断配套完善，取得了较好的应用效果。为了进一步提高鄂南油田水平井开发水平，在大规模引入缝网压裂技术之前，首先对鄂南油田泾河区块缝网压裂适应性进行探索研究，并开展现场试验。

1　缝网压裂作用机理

缝网压裂[1]就是利用储层两个水平主应力差与裂缝延伸净压力的关系，通过实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力差值与岩石抗张强度之和来产生分叉缝，多个分叉缝交错最终形成以主裂缝为主的纵横“网状缝”系统， 这种网状裂缝系统的压裂技术称为缝网压裂技术。

缝网压裂作用机理为(表1)：在对储层压裂改造形成一条或多条主裂缝的同时，通过采取分段多簇射孔，利用高液量、大排量等方式来实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，以此类推，这样就会形成天然裂缝和人工裂缝纵横交错的裂缝网络系统。裂缝网络将有效储集体“打碎”，使裂缝壁面与基质的接触面最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向上的全面改造，增大渗流面积和导流能力，提高初始产量和最终采收率[1]。

表1　缝网压裂工艺与传统压裂工艺技术异同点

2　影响因素分析及适应性评价

2.1储层岩石力学特征

储层岩性的脆性特征是实现缝网改造的基础。大量研究及现场试验表明：富含石英或碳酸盐等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网。根据弹性模量与泊松比计算岩石脆性的数学方程[2]可得到储层脆性指数。

岩石脆性特征参数与压裂裂缝形态对应关系表明(图1)：弹性模量越高、泊松比越低，岩石的脆性特征参数越高，储层裂缝延伸形态越复杂，当岩石脆性特征参数大于40后，储层的裂缝形态将趋向形成缝网。

通过薄片鉴定资料统计，泾河油田长8储层石英含量为31.7%～50%,平均含量为34.8%，岩石力学实验测得长8储层弹性模量2.1×104MPa，泊松比为0.25，计算得到储层脆性指数为37.9，属于多缝向缝网的过渡阶段，利用施工工艺优化可以实现缝网压裂。

图1　脆性特征与岩石力学参数的关系

2．2水平地应力场

三轴实验系统条件下天然裂缝对人工裂缝扩展路径影响的模拟实验[3]表明：在中低逼近角低应力差下，水力裂缝沿天然裂缝延伸；在高逼近角低应力差下，人工裂缝将发生沿天然裂缝延伸或穿过天然裂缝的混合模式。由此可见低水平应力差下水力裂缝倾向沿天然裂缝转向延伸。

大尺寸真三轴实验系统证实了缝网扩展模式与水平主应力差有关：在高水平主应力差下储层将形成以主缝为主的多分支缝扩展模式；在低水平主应力差下储层将形成径向网状缝网扩展模式[4]，综合分析可得，较低的水平应力差储层更易实施缝网压裂。

对泾河油田的岩心进行观察，以及三维地震解释结果表明：泾河油田天然裂缝较为发育，具有缝网压裂改造的潜力；另外泾河油田属于致密砂岩油藏，储层渗透率(0.03～0.50)×10-3μm2，其中长8储层砂岩的渗透率小于0.1×10-3μm2的比例达到47.5%，说明缝网压裂对泾河油田的产能贡献具有较好作用。

通过室内实验测得泾河油田水平最大主应力为28.83 MPa，最小主应力为23.17 MPa，差值约为5 MPa，计算得到应力差异系数为0.244，具备形成缝网的条件。

2.3施工净压力

在对裂缝性储层压裂时，采用边界元法进行了延伸模拟研究[5]，提出了采用净压力系数Rn来表征施工净压力对裂缝延伸的影响公式：

式中：pf——裂缝内的流体压力，MPa；σmax、σmin——水平最大主应力和水平最小主应力，MPa。

考虑天然裂缝沿水平主应力方向分布，方位与人工裂缝方向垂直，通过模拟水平段5个射孔点不同施工净压力下人工裂缝延伸形态表明：施工净压力系数越大，动态扩展裂缝的延伸形态越复杂。因此采用大排量施工和提高施工净压力，有利于形成复杂缝网。

2.4压裂液黏度

理论分析表明[6](图2)：压裂流体的黏度越低，在相同逼近角和水平应力差条件下，人工裂缝沿天然裂缝转向延伸净压力越低，人工裂缝沿天然裂缝转向延伸越容易。

图2　滑溜水压裂液人工裂缝转向延伸净压力分布

室内实验表明[7]，低黏流体注入时，岩石体延伸裂缝方向上没有主裂缝存在，裂缝沿天然裂缝起裂延伸；而采用高黏流体注入时，存在明显的主裂缝扩展，水力裂缝几乎不与相交的天然裂缝发生作用。由此可见：低黏流体更容易形成复杂的裂缝延伸形态；高黏流体更易形成平直的单一裂缝。

2.5压裂规模

传统压裂理论认为，压裂规模越大，水力裂缝半长越长。对于缝网压裂来说，压裂规模与缝网扩展程度同样存在较大的相关性。利用油藏改造体积(SRV)的概念[8-9]，分析了压裂规模与裂缝网络总长度之间的关系，结果表明(图3)，注入压裂液体积越多，缝网扩展形态更为复杂，裂缝网络总长度越长。结合微地震监测结果和数值模拟方法对缝网展布下储层压后产量的定量分析表明：储层的改造体积越大，产量越高。

图3　注入液体体积与网络裂缝延伸长度关系

3　缝网压裂工艺优化

3.1压裂工艺优选

近几年，通过借鉴国外非常规油田的开发理念，国内水平井压裂技术从分段压裂、多级分段压裂发展到大规模分段多簇缝网压裂，储层改造体积增大。目前针对套管固井完井水平井，泾河油田应用了较为成熟的压裂工艺技术，包括可钻桥塞、连续油管带底封以及套内封隔器分段压裂工艺技术，这三种工艺技术均能对储层大规模改造，实现多簇分段缝网压裂，应结合三种工艺的施工原理，通过对比优缺点(表2)，根据施工的要求，优选相应的工艺技术。

表2　三种压裂工艺技术优缺点对比

3.2段间距优化

当原地应力场两个主应力差值很小时，不考虑射孔方向的影响，人工裂缝会沿无规则的天然裂缝向各个方向延伸，从而形成缝网。通过优化段间距，采取分段多簇射孔、多段一起压裂的模式，利用缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网，是实现缝网压裂的关键技术。

根据弹性力学，应用平面应变模型，可得到二维裂缝引起的应力场[10]模型：

(2)

由此可以得到诱导应力差为：

(3)

式中：Pnet——缝内净压力，MPa；σxx、σzz、σyy——不同方向的诱导应力，MPa；d——裂缝间距，m；h——裂缝高度，m。

假设地层泊松比为0.2，两条裂缝高度为20～40 m，利用模型求解可得(图4)：在固定裂缝间距前提下(61 m)，由净压力引起的应力差呈现先增大、接着减小、随后再增大、最后减小的趋势，即“M”型变化，在距离第1条裂缝4 m和54 m处，应力差值取得极大值。

图4　距第1条裂缝不同位置的应力差变化

通过计算不同缝间距处的诱导应力值表明(图5)：随着裂缝间距增大，压裂缝形成的水平方向诱导应力逐渐变小，缝间距超过80 m以后，产生的诱导应力差较小，裂缝间距为15m左右时，两者之间产生的诱导应力差最大(10.6 MPa)。

根据泾河油田地应力测试结果，水平最大、最小主应力相差5～10 MPa，优化段间距小于60 m时可以利用诱导应力产生缝网，同时可以利用多簇压裂，簇间距在15～20 m时，两簇之间的诱导应力差最大，利用最大诱导应力差促使裂缝发生转向产生复杂缝网。

图5　诱导应力与裂缝间距关系

3.3施工排量优化

泾河油田水平最大、最小主应力差为5～10 MPa，根据缝内净压力大于两向水平应力差时容易产生缝网的原则，模拟不同施工排量下缝内净压力值的大小(图6)表明：当排量大于5 m3/min时，缝内施工净压力大于5 MPa。因此，结合压裂液摩阻计算，在施工限压范围内，排量应大于5 m3/min，排量越大越容易形成缝网。

图6　不同排量下缝内净压力变化

3.4缝长优化

根据泾河油田长8油藏地质参数，模拟不同裂缝半长与日产油量关系，对人工裂缝半长进行优化，结果表明(图7)：裂缝半长越长，单井产量越高，但随着裂缝半长的增加，产量增加幅度变缓。结合不同渗透率条件下的裂缝半长优化，裂缝半长选择为150～200 m。

4　现场应用

JH69P25井是部署在泾河69井区的第一口水平井，目的层位为长812，水平段长761 m，位于天然裂缝发育区。距离该井最近的JH61P1井采取常规水平井分段工艺施工，平均单段加砂28 m3，施工排量3～3.5 m3/min，压后不见油产出。为了进一步提高储层改造效果，根据缝网压裂论证结果，对JH69P25井利用可钻桥塞工艺实施缝网压裂，分12段23簇进行施工，平均段间距40 m，利用胶液造缝和携砂，滑溜水扩缝和指进，设计平均每段加砂45 m3，单段液量为350～450 m3，前置液比例60%左右，平均砂比21%，施工排量7～8 m3/min。该井压后放喷27天见油，最高日产油3.1 t，目前累积产油666 t，与邻井(JH61P2)零见油相比，取得了较好的效果，为新区块的有效开发提供了技术保障。

图7　渗透率0.4×10-3μm2时产油量与裂缝半长的关系

5　结论及建议

(1)缝网压裂影响因素分析表明：储层岩石脆性指数越高，水平地应力差值越小，越容易形成复杂缝网；利用大规模、大排量低黏液体进行压裂施工提高缝内净压力，有利于产生复杂的裂缝形态，增加改造体积，提高改造效果。

(2)压裂工艺优化结果表明：利用多簇分段压裂工艺，优化段间距为60 m左右，簇间距15～20 m，施工排量大于5 m3/min，裂缝半长为180～230 m，形成缝网几率较大，增产效果较好。

(3)现场试验结果表明，泾河油田天然裂缝发育,储层渗透率较低，脆性矿物成分含量大于30%，适合采用缝网压裂工艺技术实现提高单井产量。

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编辑：李金华

1673-8217(2016)05-0104-05

2016-05-18

胡艾国，工程师，1984年生，2011年毕业成都理工大学油气田开发工程专业，现从事储层改造研究工作。

“十三五”国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”(2016ZX05048)部分研究成果。

TE357

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