地层产生体积压裂缝网的条件分析

2022-06-13李传亮庞彦明周永炳战剑飞朱苏阳

断块油气田 2022年1期

李传亮，庞彦明，周永炳，战剑飞，朱苏阳

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610599；2.中国石油大庆油田责任有限公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712；3.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163002；4.黑龙江省陆相页岩油重点实验室，黑龙江大庆 163712）

0 引言

对于具有一定自然产能的油气藏，利用直井开采即可获得经济效益。但是，直井与油气藏的接触面积小，产油气能力有限。为了提高油气井产能，人们想到了压裂，通过压裂在地层中产生1条裂缝（双翼单缝），疏通了油气流入井筒的通道，进而提高了油气井的产能[1-2]。

由于特低渗透油气藏的自然产能特别低，单缝压裂对油气井的产能提高幅度有限，因此依然无法达到经济有效开采的目的。于是，人们又想到了水平井。在油气藏中首先打水平井，可以大幅度扩大油气井与储层的接触面积；然后在水平井上进行多级压裂，可以在地层中产生多条裂缝（包括体积缝），压裂缝遍布整个油气藏，油气流入井筒的通道更加密集和畅通，油气藏的改造体积进一步扩大，油气藏的产能得到了彻底释放，油气井的产能大幅度提高。压裂技术也因此成为了特低渗透油气藏（包括页岩油气藏）产能建设的关键技术[3-9]。

压裂技术自1947年诞生以来，已逐步发展成为油气井增产、注水井增注的强有力技术[10]。没有压裂技术，许多特低渗透油气资源则无法实现经济有效开发。压裂技术也是随着油田开发而不断发展成熟起来的，它从早期的小型压裂逐步发展成为中型压裂、大型压裂或超大型压裂，从单缝压裂逐步发展成为多缝压裂、体积缝网压裂（即体积压裂）。压裂的规模越来越大，压出的裂缝数量越来越多，压裂的效果也越来越好[9-12]。

但是，压裂在什么条件下可以产生单缝，在什么条件下可以产生多缝或缝网，目前并没有彻底搞清楚，尚需进行深入的研究，本文拟对该问题进行理论分析和机理探讨。

1 直井压裂垂直缝

直井一般适合于具有一定自然产能的油气藏，这类油气藏都有一定的渗透性，压裂的目的是改造近井地带用于解堵和提高产能，但压裂范围有限。

所谓的压裂，就是通过向井筒注入高压流体，把井筒周围地层压出裂缝的过程。油气井压裂产生何种裂缝，与井点处的地质条件和应力条件有关，还与压裂的施工条件有关[13-15]。

图1表示1口直井打开了1个砂岩地层。假设上覆压力pob为最大主应力，则地层中只会产生垂直裂缝。图中σH为最大水平地应力，σh为最小水平地应力，红色部分代表油井，虚点部分代表地层，下同。

图1 直井俯视图及地应力条件

在图1地应力条件下，井筒周围的周向应力如图2所示[13]。图中 rw为油气井半径，r为径向距离，σθ为周向应力。

图2 井筒周围极坐标及周向应力

式中：pb为地层破裂压力，MPa；θ为方位角，（°）；σf为岩石拉伸应力强度，MPa；η为岩石性质参数；pi为地层（流体）压力，MPa；φc为岩石触点孔隙度；ν为岩石泊松比；φ为岩石孔隙度。

由于 0<φ<1，0<ν<0.5，因此，0<η<0.5。当 φ>0，则η>0，表明岩石具有渗透性；当 φ=0，则 η=0，表明岩石没有渗透性。

由式（1）可以看出，地层破裂压力随方位角的变化而变化，即井壁上每一点的破裂压力都不相同。假设最大水平地应力为50 MPa，最小水平地应力为30 MPa，地层压力为10 MPa，岩石拉伸应力强度为5 MPa，孔隙度为10%，触点孔隙度为50%，泊松比为0.25，则破裂压力的计算结果如表1所示。

表1 井筒周围破裂压力计算结果

井底压裂缝都是拉张作用的结果，属于张性缝。通过力学分析，可以得到井壁上的周向结构有效应力，令它等于地层岩石的拉伸应力强度，则井壁上各点的破裂压力[16-18]为

由表1可以看出，0°（最大水平地应力）方向的破裂压力最小，90°（最小水平地应力）方向的破裂压力最大。因此，地层中最容易产生的裂缝是平行于最大水平地应力方向的裂缝，最不容易产生的裂缝是垂直于最大水平地应力方向的裂缝。

如果压裂时的井底压力低于30.93 MPa，则无法压裂地层，地层中也不可能产生裂缝。如果井底压力达到了30.93 MPa，则只能在0°方向上压出1条裂缝（见图3a。图中油井四周的黑色部分为裂缝，下同）。如果井底压力达到了31.80 MPa，则可以在-45°～45°的范围压出多条裂缝（见图3b）。如果井底压力达到了34.35 MPa，甚至更高，则可以在井底周围全方位压出多条裂缝（见图3c）。

图3 井底压出裂缝分布

地层中一旦压出了1条裂缝，由于渗透性地层的滤失作用，井底压力则很难继续升高，也就很难在其他方向压出裂缝。这就是常规压裂只能压出1条裂缝的原因。若想压出多条裂缝，必须快速提高井底压力，比如提高压裂泵组的功率，这样就会大幅度增加压裂成本，矿场上一般不会采用。

1个井点的周围可以视为平面均质地层，即宏观均质地层通常只能压出1条裂缝，这就是单缝压裂（见图3a）。

在低渗透地层直井中实施的爆炸（燃）压裂可以产生多条裂缝（见图4），主要原因是爆炸产生的瞬间高压，可以超过井筒周围每一点的破裂压力[19-21]。

图4 爆炸压裂产生多条裂缝

由于爆炸压裂的作用时间短暂，裂缝延伸范围有限，而且不好控制，因此应用范围不广。下面不再讨论爆炸压裂的问题。

2 直井压裂水平缝

在上覆压力为最大主应力的深层地层中进行压裂，一般只能产生垂直裂缝。若在上覆压力为最小主应力的浅层地层中进行压裂，则通常只产生水平裂缝（见图5。图中黄色部分为应力弱面）。

图5 直井压裂水平裂缝

直井产生水平裂缝的破裂压力[22]为

由于地层垂向上存在非均质性，即地层由许多小的均质地层组成，不同深度的岩石物性和拉伸应力强度都不相同，其破裂压力也不相同，破裂压力最小或最脆弱的均质小层会率先破裂。地层压出1条裂缝之后，其他层位就不会再压出裂缝。由微观均质地层组成的宏观非均质地层，也只能压出1条裂缝，并且裂缝只在1个小的均质地层中扩展，这也是单缝压裂。若想在地层中产生多条水平裂缝，可以采用分层压裂或分段压裂技术。

3 水平井压裂均质地层

对于自然产能特别低的油气藏，采用直井压裂产能依然较低，只能采用水平井压裂开采。由于水平井的水平段较长，1次压裂只能产生1条裂缝，对产能的提高幅度有限。因此，一般都采用多级压裂的方式进行分段压裂，每1个点位产生1条裂缝，整个水平段上就可以压出多条裂缝，这样就可以大幅度增加油气入井的通道（见图6。图中绿色部分为桥塞），进而大幅度提高油气井的产能。

图6 水平井分段单缝压裂（侧视图）

为了让压裂缝垂直于水平井，以便增大油气藏的改造体积，一般都把水平井设计成平行于最小水平地应力的方向。

宏观上的非均质地层，分段之后每一段也可视为均质地层，即微观上为均质地层。

对于图6中水平井的垂直裂缝，相当于直井中产生的水平裂缝，破裂压力公式为

4 水平井压裂非均质地层

微观均质地层在1个点位只能压出1条裂缝，而微观非均质地层则可以压出纵横交错的裂缝网络，这就是缝网（体积）压裂。页岩就是典型的微观非均质地层，下面以页岩地层为例分析体积压裂的问题。

页岩是由细小的砂岩地层（砂条）和泥岩地层（基质）组成的非均质地层（见图7。图中黄色椭圆部分为砂条，下同）。砂条为储层，基质为烃源层和盖层[23]。基质生成的油气短距离运移进入砂条储集起来。页岩不是纯泥岩，其显著特征就是页理结构。砂条镶嵌在泥岩中，就形成了页岩。也可以说页岩是非均质泥岩，泥岩是均质页岩。砂条是页岩中的微型岩性圈闭，无数个微型岩性圈闭油气藏就构成了大型页岩油气藏。页岩的封闭性能极好，以至于很多页岩气藏都是异常高压气藏。有些页岩地层中发育了微裂缝，微裂缝相当于储集油气的砂条。页岩油气藏的生储盖配置良好，所以才保存了大量的页岩油气资源。

图7 页岩及其内部结构

页岩中的油气是受砂条（微型岩性圈闭）控制的，不是受页岩地层的宏观构造控制的，页岩油气藏没有宏观的盖层和圈闭等概念。砂条中的油气都是不连通的，开采页岩油气必须通过水平井加多级压裂的方法把尽量多的砂条连通起来，连通的砂条越多，油气的产能就越大。没有被压裂缝连通的砂条，其中的油气则无法被开采出来。

页岩油气藏的压裂，不能进行分段单缝压裂（见图6），这样连通的砂条数量有限。页岩油气藏的开采必须进行分段分簇多缝体积压裂，即在整个页岩地层中形成纵横交错的裂缝网络（见图8。图中黑色线为主裂缝，蓝色线为分支裂缝，下同）。由于页岩为微观非均质地层，具备了进行体积压裂的地质条件。若是微观均质地层，则只能进行分段单缝压裂。页岩地层的压裂缝为主裂缝和分支裂缝构成的复杂缝网。由于非均质性的原因，地层岩石的破裂压力分布是不均匀的，因而压裂缝也都是弯曲的，它沿着破裂压力最小的方向蜿蜒延伸。均质地层中的压裂缝大多是直裂缝。

图8 页岩地层体积压裂缝网

泥岩为韧性岩石，可压性弱；砂岩为脆性岩石，可压性强。页岩介于二者之间，具有一定的可压性。页岩的硅质或钙质成分含量越高，可压性就越强。

压裂时首先会在页岩地层中产生主裂缝，主裂缝会沿着最大水平地应力的方向扩展，主裂缝的破裂压力计算公式为式（4）。由于页岩是非均质地层，每一点的破裂压力都不相同，主裂缝会沿着砂条密集的方向蜿蜒延伸（见图9）。

图9 页岩水平井压裂主裂缝和分支裂缝（俯视图）

由于页岩的物性极差，滤失作用很弱，主裂缝中的压裂液容易憋压。高压液体在主裂缝的横侧方向上会进一步压出分支裂缝，垂直分支裂缝会沿着最小水平地应力的方向扩展，其破裂压力公式[24]为

水平分支裂缝会在水平方向上扩展，其破裂压力计算公式为式（3）。

由于页岩的砂条很小，不管是垂直分支缝，还是水平分支缝，1次开裂后的延伸范围都很小，需多次开裂连续接替才能形成较大的压裂改造体积。

主裂缝与分支裂缝实际上是同步产生的。砂条有利于裂缝的形成和扩展，泥岩基质倾向于阻止裂缝的形成和扩展。因此，当主裂缝①扩展到砂条上方的泥岩时，裂缝的扩展受阻，裂缝憋压产生分支裂缝②；当分支裂缝②扩展到侧向泥岩时受阻，裂缝憋压再次产生主裂缝③，裂缝进一步向前扩展（见图10。图中黑色表示第1次压开的主裂缝，蓝色表示随后压开的分支裂缝，棕色表示再次压开的主裂缝）。主裂缝与分支裂缝是交替产生依次扩展的，地层中多次开裂，最终形成一个复杂的裂缝网络。由于页岩的微观非均质性，主裂缝和分支裂缝都很难沿直线扩展。

图10 主裂缝和分支裂缝交替扩展

致密油气藏与页岩油气藏有相似之处，也属于微观非均质地层，也可以进行体积压裂。

图11为矿场上体积压裂时的微地震监测[25]。该图显示了主裂缝与分支裂缝的分布情况。图11为5级9簇压裂，其中1级和4级为单簇设计，2级和3级为2簇设计，5级为3簇设计。压裂过程中一共监测到698个微地震事件，1个微地震事件对应1个地层开裂点，体积压裂缝网形态明显。裂缝动态长度在25～210 m，裂缝动态高度在24～45 m，裂缝动态宽度在44～127 m。裂缝翼长不同，对称性较差，裂缝扩展范围差异很大，地层非均质性导致的裂缝不规则性是体积压裂缝的显著特征。

图11 体积压裂微地震监测

从上面的分析可以看出，体积压裂缝网只能产生在物性极差的微观非均质地层中，物性极差的均质地层和物性较好的地层都不会产生体积压裂缝网。

5 体积压裂的施工条件

根据前面的分析可知，产生体积压裂缝网的地质条件是物性极差的微观非均质地层。但是否一定能够产生体积压裂缝网，还需要满足一定的施工条件。

由于地层的物性极差，可以视为没有渗透性。此时，φ=0，φc=0，η=0，主裂缝的破裂压力公式（4）可以简化为

产生垂直分支裂缝的式（5），可以简化为

产生水平分支裂缝的式（3），可以简化为

垂直分支裂缝与主裂缝的破裂压力差Δpb1为

该差值越大，越不容易产生垂直分支缝，也就越不容易实现体积压裂。

水平分支裂缝与主裂缝的破裂压力差Δpb2为

该压力差值越大，越不容易产生水平分支缝，也就越不容易实现体积压裂。

由式（6）—（10）可以看出，分支裂缝的破裂压力比主裂缝的破裂压力高，也就是说，地层产生主裂缝比较容易，而产生分支裂缝则比较困难。要想在地层中实现体积压裂产生裂缝网络，井底压力必须同时大于主裂缝和分支裂缝的破裂压力。

为了提高井底压力，可采用2个措施：一是提高压裂泵组功率；二是降低压裂液黏度，让压裂液流到主裂缝时还有较高的剩余压力（净压力）去压裂分支裂缝。

重庆地区 ZX03井完钻井深达 5 793.0 m[26]，垂深4 176.9 m，水平段长1 262.0 m，层位为龙马溪组，岩性主要为灰黑色、黑色页岩。纵向上，龙马溪组龙11段—五峰组的Ⅰ类储层总厚度20.3 m，Ⅱ类储层总厚度28.1 m。

龙11段最大水平地应力106.51 MPa，最小水平地应力87.17 MPa，水平应力差达19.34 MPa；五峰组最大水平地应力107.37 MPa，最小水平地应力87.56 MPa，水平应力差达19.81 MPa。较高的水平应力差致使体积压裂的实现难度加大。

地层上覆压力大约为96.20 MPa，上覆压力与最小水平主应力的差值为8.65～9.02 MPa。为了实现体积压裂，现场采用了低黏度压裂液（2～3 mPa·s滑溜水）和大排量（17 m3/min）泵入技术，施工压力高达90～118 MPa，井底净压力高达28～33 MPa。

根据式（6），该井点产生主裂缝的破裂压力为92.17～92.56 MPa；根据式（7），产生垂直分支裂缝的破裂压力为111.51～112.37 MPa。破裂压力非常高，垂直分支裂缝与主裂缝的破裂压力差为19.34～19.81 MPa。根据式（8），产生水平分支裂缝的破裂压力为101.20 MPa，水平分支裂缝与主裂缝的破裂压力差为8.64～9.03 MPa。虽然地层的破裂压力差比较高，形成裂缝网络的难度比较大，但井底压力高，井底净压力高达28～33 MPa，已远远超出了破裂压力差，为复杂裂缝网络的形成和扩展提供了保障。

该井压后微地震监测显示，总改造体积达6 179×104m3，压裂25段的平均单段改造体积为247×104m3，形成了裂缝网络。该井压后排液3 d见气，7 mm油嘴放喷测试，产气量为21.3×104m3/d，成功实现了体积压裂[26]。