致密砂岩气藏缝网压裂工艺适应性评价研究

詹 斌 王智君 丁 咚

（1.中国石化西南油气分公司，四川 成都 610041；2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川 德阳 618000）

0 引言

在川西中浅层沙溪庙组、川西深层须家河组和元坝须家河等致密砂岩储层，采用常规储层改造工艺很难获得理想效果，储量无法有效动用。缝网压裂相比常规加砂压裂可获得更大的改造体积，获得较常规压裂更长的有效缝长及更高的导流能力，可大辐度提高储层有限动用率，是动用低品位致密砂岩储层的有效手段。因此，有必要进行缝网压裂技术在致密砂岩气藏的适应性分析及应用评价，以探索适合于缝网压裂工艺的储层。

1 缝网压裂机理

缝网压裂主要基于储层水平两向主应力的差值和裂缝延伸净压力的关系，当裂缝延伸净压力大于水平两向主应力差值与岩石抗张强度之和时，容易产生分叉缝，多个分叉缝则会形成“缝网”系统［1］。

该工艺通过利用大排量、大液量、低粘度液体来沟通天然裂缝、岩石层理，形成裂缝网络系统，“打碎”储层基质，增大裂缝的壁面与储层基质的接触面积，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层的渗透率，在长、宽、高三维方向实现对储层的全面改造，最大限度提高储层的动用率和采收率［2］。

2 形成缝网的条件

缝网的形成与储层地质条件和工程条件有关。其中，地质条件包括如岩石矿物组成、储层的物性、天然裂缝及层理系统、地应力及非均质性等，这些是地层自身具备的物理条件，无法人为进行控制。除了地质条件，是否能产生网状裂缝还与工程措施条件相关，如施工净压力［5］、施工液体粘度及规模，这些可以人为控制。综合而言，有利于缝网形成的储层条件包括：① 脆性特征指数（BRIT）大于40；② 水平地应力差异系数（Kh）小于0.3；③ 裂缝较发育的储层。而不同时满足上述条件的，需要采用提高施工净压力、减小施工液体粘度、优化施工液量等工程措施来实现缝网压裂。

3 致密砂岩缝网压裂工艺适应性评价

针对川西、元坝陆相主力区块，选取储层脆性矿物含量较高的主产层位，对缝网压裂工艺进行了适应性分析评价。

3.1 基础条件适应性

从表1的储层工程地质参数分析得出各区块基础条件是否适应缝网压裂技术实施。

1）新场沙溪庙组脆性特征指数小于40，不利于形成缝网；中江、高庙沙溪庙组脆性特征指数为40～50，为多缝向网缝过渡，有可能形成网状裂缝；而新场须家河组脆性特征指数大于50，元坝须须家河组脆性特征指数大于60，可形成网状裂缝。

2）从裂缝发育情况来看，新场、中江、高庙区块裂缝基本不发育，不利于实现缝网压裂；而新场须家河组、元坝须家河组为裂缝发育储层，形成缝网的可能性较大。

3）各储层均满足产生剪切滑移的三应力条件（σH＞σV＞σh），元坝须家河组储层应力差系数较低，即Kh小于0.3，形成缝网的可能性较大；而新场、中江、高庙沙溪庙组和新场须家河组水平应力差系数均较高，即Kh大于0.3，较难形成缝网，需要从工程上采取措施来形成缝网。

从地质条件及工程地质特征分析，元坝须家河组具备利于缝网形成的3个条件；而新场须家河组不满足条件Kh小于0.3；中江、高庙沙溪庙组只满足缝网形成条件；新场沙溪庙组无一条件满足。综合分析可以得出，储层实现缝网压裂可能性由大到小排序为：元坝须家河组—新场须家河组—中江、高庙沙溪庙组—新场沙溪庙组。

3.2 工艺技术优化

从降低施工液体粘度、提高施工净压力和优化液体规模方面入手，选择采用混合水压裂工艺（即在常规加砂压裂基础上引入一定比例的降阻水或滑溜水工艺），力争实现缝网压裂。根据储层岩性、物性、裂缝特征，工艺优化为：新场沙溪庙组采用中顶降阻水注入方式，降阻水与压裂液比例为1∶3～1∶4；中江、高庙沙溪庙组采用中顶降阻水注入方式，降阻水与压裂液比例为1∶1～1∶2；新场须家河组采用交替注入混合水压裂工艺，交替注入的级数为7～9级，液体规模为1 500～2 000 m3，降阻水占总液量比例为60%～70%；元坝须家河组采用交替注入混合水酸压工艺，交替注入的级数为2～3级，液体规模为2000～2600m3，降阻水占总液量比例为60%～80%。

3.3 现场试验及评价

为了解缝网压裂工艺的改造效果，选取了新场、中江、高庙沙溪庙组和新场、元坝须家河组几口井进行现场试验。从表2、表3试验井压裂效果情况分析得出：

表2 川西缝网压裂工艺现场试验情况表

1）对Kh为0.3～0.5、BRIT为30～50、且裂缝不发育的储层（XS23-18HF、JS33-23HF、JS102-7HF、GM109H）采用混合水压裂工艺进行改造，压后产量相对邻井无明显提高，说明针对该类储层，混合水压裂工艺相对常规工艺无明显优势，工艺适应性较差；

2）对Kh为0.3～0.5、脆性特征指数BRT大于40且裂缝发育的储层（XS1井）采用混合水压裂工艺进行改造，压后产量相对常规工艺产量大幅度提高（压后产量是常规工艺压后产量的7.8倍），说明了缝网压裂工艺对该类储层具有较好的适应性；

3）对Kh小于0.3、BRIT大于40、且裂缝发育的储层（元坝须家河组）采用混合水酸压工艺，压后产量相对常规工艺产量大幅度提高，缝网压裂工艺适应性较强。

表3 元坝陆相缝网压裂与常规工艺现场试验对比情况表

4 结论

1）致密砂岩储层采用缝网压裂工艺可大幅度提高储层改造效果。

2）针对裂缝不发育的储层，在增产效果方面，缝网压裂工艺相对常规压裂工艺无优势，适应性较差。

3）针对裂缝发育、BRIT大于40且Kh小于0.5的致密砂岩储层，缝网压裂工艺具有较好的适应性。技术应用于新场须家河组、元坝须家河组气藏4口井，实施成功率达100%。

［1］魏子超，綦殿生，孙兆旭，等.体积压裂技术在低孔致密油藏的应用［J］. 油气井测试，2013，22（4）：50-52.

［2］吴奇，胥云，刘玉章，等.美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示［J］.石油钻采工艺，2011，3（2）：1-7.

［3］何双喜.页岩气藏缝网压裂控制体积研究［D］.成都：西南石油大学，2014.

［4］陈守雨，刘建伟，龚万兴，等.裂缝性储层缝网压裂技术研究及应用［J］. 石油钻采工艺，2010，32（6）：67-71.

［5］翁定为，雷群，胥云，等.缝网压裂技术及其现场应用［J］. 石油学报，2011，3（32）：280-284.

［6］胡永全，贾锁刚，赵金洲，等.缝网压裂控制条件研究［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2013，35（4）：126-132.