渤海油田疏松砂岩压裂起裂参数影响因素分析

张丽平

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

渤海主力油田属于疏松砂岩油藏，疏松砂岩储层经过多年的高速开采，油藏深部存在较复杂的堵塞伤害问题，油井维持高产液能力生产的难度越来越大，常规措施难以有效解决，迫切需要探索更高效地解堵工艺[1-3]。针对复杂的深部堵塞，渤海油田研究形成了深穿透解堵增产技术、过筛管压裂增产技术，通过提高注入排量压开地层，注入高效解堵体系解堵深部堵塞或者充填支撑剂形成高导流支撑裂缝，有效改善储层渗流能力。这两项技术在渤海油田应用30 余井次，增产增注效果显著。疏松砂岩具有低强、高渗和弱胶结性的物理特征，结合现场施工曲线的特征可知疏松砂岩没有明显的破裂压力显示。如何通过优化注入排量、注入压裂液黏度等因素确保井底压力快速上升到破裂压力水平是疏松砂岩形成裂缝的关键。笔者主要开展了室内人造疏松砂岩岩石力学实验，通过压裂后裂缝形态并结合注入压力曲线定性分析了泵注排量、压裂液黏度、岩心渗透率及暂堵剂等对疏松砂岩裂缝起裂的影响规律，探究了疏松砂岩增压解堵过程中裂缝起裂规律。

1 水力压裂模拟实验系统原理及设备

实验采用真三轴水力压裂物理模拟实验系统，整个系统由四个主要部分组成，分别为真三轴压力加载部分，压裂液注入部分，声发射监测部分，控制及信号采集部分。能够对100×100×100 mm 的油井全直径岩样进行三个方向上受力加载，来模拟地层受到的地应力情况。并通过声发射监测系统对岩样形成裂缝的起裂和延伸进行动态无损监测[4]。

2 岩样制备

根据目标区块矿物的物性特征，经过反复实验，考虑岩心的相似性、制作的难易性和重复性等方面，最终通过调整石英、石英砂、钠长石、钾长石和固井水泥五种矿物配比，进行不同岩石力学及孔渗性质的模拟岩样测试，实验共测试了18 种岩样，选定渗透率为1 000 mD、500 mD、200 mD 三种级别的岩样（分别对应岩心编码15、16、18）开展水力压裂物理模拟分析，其中15、16、18 号岩样力学及物性参数（见表1、表2）。

表1 部分岩样力学及物性参数测试结果

表2 选定岩石样本下的配方及岩石力学、物性参数表

3 实验方案

利用真三轴水力压裂物理模拟实验系统探究高渗砂岩水力压裂起裂的界限排量及主控因素，以及裂缝起裂形态及其主控因素。采用正交实验法，设计射孔参数优选、起裂判别及其主控因素敏感性测试共32 块。

（1）分别针对3 种渗透率岩心，依次按照先低黏度压裂液、小排量组合，逐步提高排量和黏度，以摸索能够确保岩石开裂的门限排量。

（2）在门限排量物理模拟实验结果的基础上，对比分析压裂液黏度、泵注排量及暂堵剂对裂缝起裂形态的影响规律。以此为高渗砂岩储层压裂解堵的工艺参数设计提供借鉴。

4 实验讨论

4.1 渗透率对门限起裂排量的影响规律

由图1 可知，以各曲线为界限，曲线以上为可压裂的组合参数区，曲线以下为不能致裂岩石的组合参数区。整体上随着渗透率的增加，其门限起裂排量逐渐增加。由于实验设定的最低测试排量为50 mL/min，由此，在渗透率低于500 mD 时，其不同黏度压裂液的起裂排量按照曲线趋势，仍可能小于50 mL/min。在渗透率大于500 mD 时，其门限起裂排量随着渗透率的增加而快速加大，且增加的幅度随着黏度的减小而逐渐扩大。

图1 渗透率对起裂排量的影响

4.2 压裂液黏度对门限起裂排量的影响规律

由图2 可知，同样是以各曲线为界限，曲线以上为可压裂的组合参数区，曲线以下为不能致裂岩石的组合参数区。整体上随着压裂液黏度的增加，不同渗透率岩石的门限起裂排量逐渐减小，且减小的幅度随着渗透率的增加而减缓。同样由于实验设定的最小排量为50 mL/min，且黏度取值略小，导致各曲线在低于50 mL/min 排量以下无数据，从而出现曲线重合。由此，在黏度大于36 mPa·s 和78 mPa·s 时，200 mD 和500 mD 岩石的门限起裂排量仍会低于50 mL/min。

图2 压裂液黏度对起裂排量的影响

4.3 压裂液黏度对裂缝起裂形态的影响规律分析

岩心渗透率为1 000 mD，水平应力差为3 MPa（垂向12 MPa、水平最小5 MPa、水平最大8 MPa），注入排量为150 mL/min，不同黏度下的裂缝起裂后实物图及裂缝形态简图（见图3、图4）。针对中高渗岩样，低黏度的压裂液产生一条两翼基本对称的裂缝，而高黏压裂液产生的裂缝不仅不对称，而且生成了次裂缝，裂缝形态较为复杂。随着压裂液黏度的增加，裂缝更容易在井壁处形成支缝，且产生的次缝越多，次生裂缝的发育抑制了主裂缝的发育，导致主裂缝延伸路径不规则。这是由于黏度大的压裂液，容易在孔眼周围产生较大挤压应力，而由于高黏度压裂液的渗透困难，从而导致孔隙压力系统难以形成平衡，致使剪切有效应力较大，容易出现剪切次级裂缝。由此，也表明为得到较为规则的深穿透裂缝可在确定起裂的前提下，尽量采用相对较小的压裂液黏度，有利于形成较为规则的深穿透裂缝。

图3 压裂液黏度为78 mPa·s（左）、105 mPa·s（中）、228 mPa·s（右）的岩样

图4 压裂液黏度为78 mPa·s（左）、105 mPa·s（中）、228 mPa·s（右）的岩样破裂形态

4.4 压裂液泵注排量对裂缝起裂形态的影响规律分析

岩心渗透率为1 000 mD，水平应力差为3 MPa（垂向12 MPa、水平最小5 MPa、水平最大8 MPa），压裂液黏度为78 mPa·s，不同泵注排量下的裂缝起裂后实物图及裂缝形态简图（见图5、图6），注入压力与时间关系（见图7）。当排量为100 mL/min 时，无明显裂缝出现，压力上升后出现剧烈震荡，孔眼与岩心外侧已实现了透水，虽无明显裂缝出现，但已出现了挤压或撕裂的微小裂纹，呈现高渗通道，其剧烈震荡的注入压力，即为压裂液在由微裂纹构成的高渗通道挤压通过时的摩擦阻力；对于200 mL/min 的高排量，其压力在快速上升后一直处于震荡上升直至破裂，表明该排量下孔隙压力梯度的平衡在不断的被打破，呈现出较高挤压应力，会产生较多的不确定剪切缝，这一点从破裂后的实物图上也可看出。而对于150 mL/min 排量，其压力上升曲线较为理想，呈现出稳定上升直至破裂的趋势，最终破裂压力24.81 MPa，其裂缝形态也较为规则。由此可得，在高渗岩心下，排量较高裂缝复杂性较严重，排量较低裂缝无法起裂，最佳排量应为在确保岩石起裂的门限排量以上适度，不宜提高太多。

图5 注入排量为100 mL/min（左）、150 mL/min（中）、200 mL/min（右）的岩样

图6 注入排量为100 mL/min（左）、150 mL/min（中）、200 mL/min（右）的岩样破裂形态

图7 不同注入排量下岩心注入压力曲线图

4.5 暂堵剂对岩样起裂的影响

在水平应力差为3 MPa（垂向12 MPa，水平最大8 MPa，水平最小5 MPa），黏度为78 mPa·s，注入排量为100 mL/min时，研究了油溶性暂堵剂对高渗岩石起裂压力的影响。其中暂堵剂选取HD-1 号油溶性暂堵剂，压裂过程中，先以5 mL/min 速率，低速泵注40 mL 浓度为3%的暂堵剂溶液，稳定5 min 后开始以100 mL/min 排量泵注78 mPa·s 黏度压裂液，直至裂缝开裂。其起裂后裂缝形态及压力变化曲线（见图8，图9）。当岩样渗透率为1 000 mD、压裂液黏度为78 mPa·s，排量为100 mL/min 时，无明显裂缝出现。当加入暂堵剂后，破裂压力急剧上升，岩石开始出现明显的裂纹，说明加入暂堵剂后，压裂液推动暂堵剂往岩石深部渗流运移，由于颗粒暂堵剂的封堵性，其近孔眼的渗透率显著降低，吸液透水能力明显降低，从而导致注入流体快速在近井憋气高压，瞬间压裂岩石，促进裂缝开裂。

图8 未加（左）、加入（右）暂堵对岩石起裂的影响

图9 未加（左）、加入（右）暂堵对岩石起裂的影响

5 结论

（1）高渗疏松砂岩储层在一定条件下是可以起裂的，并可以形成深穿透常规裂缝，裂缝形态和形成多裂缝条件与注入黏度、注入排量等有关。

（2）确保能形成水力压裂裂缝的门限排量随压裂液黏度的降低、岩石渗透率的增大而不断增加。1 000 mD岩样在压裂液黏度为78 mPa·s、105 mPa·s、228 mPa·s时，对应的门限起裂排量分别为150 mL/min、125 mL/min、75 mL/min；500 mD 岩样在压裂液黏度为36 mPa·s、78 mPa·s 时，对应的门限起裂排量分别为100 mL/min、50 mL/min；渗透率为200 mD 岩样在清水压裂液（1 mPa·s）时，100 mL/min 以上的排量即可压裂。

（3）在满足门限起裂条件以上时，为得到较为规则的深穿透裂缝，其各渗透率（200～1 000 mD）储层均适用低黏度压裂液；高渗储层需选用能起裂的适中排量，较高排量容易引起复杂裂缝。

（4）高渗储层（1 000 mD）中采用暂堵压裂可有效促进裂缝起裂，从而大幅降低高渗储层的门限起裂排量。