超深裂縫性砂巖氣層體積壓裂的可行性分析

韓秀玲 周福建 熊春明 張福祥 劉雄飛

1．中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司采油采氣重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 2．中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院廊坊分院 3．中國(guó)石油塔里木油田公司

國(guó)內(nèi)外在超深儲(chǔ)層增產(chǎn)改造方面取得一定進(jìn)展［1－2］，但對(duì)埋深7 000m 左右的超高壓裂縫性砂巖氣藏目前沒(méi)有加砂壓裂增產(chǎn)改造報(bào)道。近幾年引進(jìn)國(guó)外體積壓裂工藝技術(shù)［3－4］，考慮天然裂縫的開(kāi)啟和擴(kuò)展，但對(duì)單一的壓裂裂縫的開(kāi)啟和擴(kuò)展研究較多［5－8］，對(duì)裂縫性儲(chǔ)層多條天然裂縫開(kāi)啟規(guī)律認(rèn)識(shí)的局限，體積壓裂設(shè)計(jì)針對(duì)性不強(qiáng)，尤其是在超深低滲透砂巖儲(chǔ)層方面。筆者對(duì)該類氣層進(jìn)行合理改造進(jìn)行了研究。

1 天然裂縫特征

1．1 基本地質(zhì)特征

大北、克深氣田位于塔里木盆地北部，儲(chǔ)層埋深6 000～8 032m、地層壓力系數(shù)1．53～1．82MPa／m、儲(chǔ)層厚度100～300m。目的層下白堊統(tǒng)巴什基奇克組以細(xì)粒長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，巖屑砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖次之。儲(chǔ)層主要為原生粒間孔、粒間溶孔、溶蝕縫、構(gòu)造縫和微孔隙等。儲(chǔ)集空間為裂縫—孔隙型和孔隙型。巖心分析孔隙度為6．0%～9．0%，基質(zhì)滲透率為0．01～1mD，屬于低孔低滲裂縫性儲(chǔ)層。根據(jù)試井得到滲透率大于測(cè)井滲透率，表明裂縫對(duì)地層滲透率貢獻(xiàn)較大［9］，因此要對(duì)儲(chǔ)層中的天然裂縫進(jìn)行深入研究。

1．2 天然裂縫平面分布規(guī)律

位于斷背斜核部的井區(qū)，裂縫密度和寬度較大，然后向翼部裂縫發(fā)育程度逐漸減弱。例如核部的DB－a井、DB－b井裂縫密度分別為2．7條／m、1．38條／m，DB－e井裂縫密度為0．5條／m。同一段塊內(nèi)位于高部位的DB－b裂縫平均寬度分別為1．42mm，較位于翼部的DB－c井的1．19mm大。

1．3 天然裂縫縱向分布規(guī)律

不同層內(nèi)天然裂縫縱向分布受巖性控制明顯，統(tǒng)計(jì)表明大北各井的K1bs2較K1bs3裂縫參數(shù)好，同一層內(nèi)的井間裂縫發(fā)育程度差異主要受構(gòu)造因素控制。

相近的裂縫參數(shù)和物質(zhì)基礎(chǔ)，裂縫縱向均勻分布發(fā)育的產(chǎn)氣量較高。如DB－b井和DB－c井含氣飽和度和裂縫參數(shù)都較好且相近，兩者產(chǎn)量的差異主要在于DB－b井測(cè)試段裂縫分布呈整段均勻分布，DB－c井呈多段集中分布。

1．4 天然裂縫充填物

根據(jù)4口井12層段巖心資料分析，天然裂縫充填率較高，最低62．4%，最高100%，平均88%；裂縫中的充填物主要是瀝青、方解石、硅質(zhì)、泥質(zhì)，其中含有方解石的有6層，含有瀝青的有4層，含有硅質(zhì)的有7層，含有泥質(zhì)的有3層，多數(shù)層含有兩種以上充填物；同一井的不同層，天然裂縫充填物也不相同。

2 區(qū)塊地應(yīng)力分布規(guī)律

GMI（GeoMechanics International）技術(shù)通過(guò)準(zhǔn)確劃分地層巖性，并根據(jù)巖性的不同選用合適的數(shù)學(xué)模型對(duì)每一種地層的巖石力學(xué)參數(shù)分別進(jìn)行計(jì)算，從而確定巖石力學(xué)參數(shù)剖面，獲得上覆巖層壓力、孔隙壓力、最小水平主應(yīng)力，最后確定最大水平主應(yīng)力［10］。

對(duì)大北區(qū)塊3口井的目的層實(shí)際取心進(jìn)行觀察，并利用FMI成像測(cè)井資料對(duì)取心井的目的層天然裂縫發(fā)育情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)合鉆井地漏試驗(yàn)，對(duì)區(qū)塊地應(yīng)力進(jìn)行研究及分析結(jié)果見(jiàn)表1。并求得壓裂層段的楊氏模量為32 000～35 000MPa，泊松比為0．22～0．24，水平應(yīng)力差為20～30MPa。

根據(jù)上述分析結(jié)果可知，該區(qū)塊為走滑應(yīng)力機(jī)制，有利于壓裂剪切縫的形成，有利于體積壓裂；但水平應(yīng)力差較大，裂縫走向受應(yīng)力場(chǎng)影響較大，不利于激發(fā)天然裂縫開(kāi)啟形成復(fù)雜的網(wǎng)狀裂縫。

3 天然裂縫開(kāi)啟理論分析

3．1 天然裂縫發(fā)生剪切破壞強(qiáng)度準(zhǔn)則

地下某一深度儲(chǔ)層在壓裂前受力狀態(tài)相對(duì)穩(wěn)定，天然裂縫所受的最大、最小主應(yīng)力以及上覆巖層應(yīng)力保持不變，由于深度相差不大，為了研究方便，所有天然裂縫受到的三向應(yīng)力可視為相同，縫內(nèi)孔隙壓力與儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙壓力保持一致。只是天然裂縫走向及傾角不同以及與受力方向夾角的差異，因此作用在每一條天然裂縫上的剪切應(yīng)力和有效正應(yīng)力各不相同。

根據(jù)作用在天然裂縫面上的最大主應(yīng)力和最小主應(yīng)力可以繪制莫爾圓，以圖形表示出破壞面上的剪應(yīng)力和有效正應(yīng)力，依據(jù)線性Mohr破壞包絡(luò)線，剪應(yīng)力與有效正應(yīng)力關(guān)系為：

設(shè)定最大主應(yīng)力平面與剪切面的夾角為θ，則有：

由莫爾圓可得：

式（3）即為σ－τ坐標(biāo)系中由主應(yīng)力給出的莫爾—庫(kù)倫準(zhǔn)則。將式（3）轉(zhuǎn)換為：

若σ3＝0，則σ1＝σc，即有：

將式（6）、（7）代入式（5）可得：

式（7）是由主應(yīng)力、巖石破斷角和巖石單軸抗壓強(qiáng)度給出的在σ3－σ1坐標(biāo)系中莫爾—庫(kù)倫準(zhǔn)則。

3．2 天然裂縫發(fā)生剪切破壞臨界孔隙壓力

根據(jù)Amonton定理，平面剪應(yīng)力與正應(yīng)力比值達(dá)到巖石裂縫的摩擦系數(shù)時(shí)，裂縫發(fā)生滑動(dòng)摩擦，則有：

由于σn＝Sn－pp，則式（9）可轉(zhuǎn)換為：

將裂縫開(kāi)始發(fā)生剪切滑動(dòng)的孔隙壓力確認(rèn)為臨界孔隙壓力，則

當(dāng)臨界孔隙壓力與裂縫原始孔隙壓力差值達(dá)到一定值后，天然裂縫會(huì)發(fā)生剪切滑動(dòng)破壞。

3．3 壓裂施工壓力對(duì)天然裂縫臨界孔隙壓力影響

最大施工泵壓表達(dá)式為：設(shè)S＝S0＋Δp，則有孔隙壓力增量為：

最大施工壓力即可表達(dá)為：

在6 705～6 969m井段，地層最大水平主應(yīng)力、最小水平主應(yīng)力、原始孔隙壓力、井筒液柱壓力大小均相差不大，內(nèi)聚力可根據(jù)巖心實(shí)驗(yàn)得出，并設(shè)為定值，上述幾項(xiàng)可簡(jiǎn)化為定值G。則有：

由式（14）可得：

由式（16）可知，最大施工壓力與天然裂縫所受最大孔隙壓力增量和摩阻之和等成正比。

KS202井儲(chǔ)層中部取值，則G＝42．12MPa，有

4 天然裂縫開(kāi)啟規(guī)律及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4．1 KS202井基本情況

儲(chǔ)層三向應(yīng)力關(guān)系SHmax＞Sv＞Shmin，含氣層段天然裂縫主要為單一縫，少量X型裂縫，傾向主要為近南北方向、北西—南東向走向，與最大主應(yīng)力方向近似平行的約32條，裂縫線密度為0．58條／m，面縫率0．72%。裂縫主要在儲(chǔ)層中上部，且呈多個(gè)集中發(fā)育段。測(cè)試段以細(xì)—粉砂巖為主，有效儲(chǔ)層厚度大，凈毛比達(dá)65．15%，以孔隙型和裂縫孔隙型為主。

4．2 天然裂縫定量識(shí)別

庫(kù)倫破裂函數(shù)（CFF）［10］被定義為：

壓裂段天然裂縫分布如圖1所示。立體圖內(nèi)默認(rèn)每一點(diǎn)的顏色代表有一致的傾角、傾角方向的裂縫的庫(kù)倫破裂函數(shù)的大小。冷色（藍(lán)色）指示相對(duì)穩(wěn)定的裂縫方向（CFF負(fù)的多），暖色（橘紅）指示不穩(wěn)定的裂縫方向（CFF正的多）。臨界應(yīng)力（CFF＞0）的極在下半球投影內(nèi)顯示為白色；非臨界應(yīng)力裂縫的極（CFF＜0）顯示為黑色。與最小主應(yīng)力垂直的裂縫填充為綠色，包絡(luò)是白色還是黑色取決于是否也是臨界應(yīng)力的。立體圖外的箭頭指示最大水平主應(yīng)力的方向。

圖1 天然裂縫分布圖

從圖1中看出，壓裂改造井段6 695．5～6 983m，總跨度287．5m，共有天然裂縫46條，裂縫傾角基本分布范圍為15°～85°，其中6 830m以深以低角度縫為主，6 800m以淺以高角度縫相對(duì)較多，由于跨度較大，難以實(shí)現(xiàn)一次性壓裂，因此，根據(jù)儲(chǔ)層物性及天然裂縫發(fā)育情況采用分層壓裂方式。

4．3 天然裂縫開(kāi)啟前狀態(tài)

根據(jù)已知條件建立地應(yīng)力模型。初始狀態(tài)的基本參數(shù)：上覆巖層壓力172．5MPa，最大水平主應(yīng)力184．2 MPa，最小水平主應(yīng)力138．0MPa，最大水平主應(yīng)力方向?yàn)镹E31°，原始孔隙壓力118．68MPa，Biot系數(shù)為1．00，摩擦系數(shù)為0．6，內(nèi)聚力2．0MPa，消耗（或注入）4．7MPa，應(yīng)力路徑參數(shù)為0．1，裂縫差值為10°，巖石破裂壓力164．81MPa。注入液體之前，未受到干擾的天然裂縫與儲(chǔ)層巖石保持統(tǒng)一的孔隙壓力，隨著液體注入的增加，臨界開(kāi)啟應(yīng)力狀態(tài)不穩(wěn)定的天然裂縫容易受到干擾，該類天然裂縫的孔隙壓力增量與注入壓力增量基本一致，當(dāng)孔隙壓力增量增加到一定程度時(shí)，臨界開(kāi)啟應(yīng)力最不穩(wěn)定的天然裂縫首先開(kāi)啟。

4．4 天然裂縫開(kāi)啟程度與孔隙壓力增量關(guān)系

結(jié)合天然裂縫發(fā)育狀況，根據(jù)壓裂軟件模擬，將儲(chǔ)層縱向上分為4段進(jìn)行壓裂，分層井段如表2所示。

表2 基本參數(shù)表

以6 842．0～6 885．0m段為例，如圖2所示該段天然裂縫發(fā)育15條，孔隙壓力從118．68MPa增加到138．0MPa，達(dá)到最小水平主應(yīng)力值，孔隙壓力增量為19．42MPa，天然裂縫僅僅開(kāi)啟5條，還有10條天然裂縫無(wú)法開(kāi)啟。

同理，孔隙壓力達(dá)到最小水平主應(yīng)力值時(shí)，6 937．0～6 969．0m段天然裂縫發(fā)育的4條均未開(kāi)啟。6 760．0～6 805．0m段發(fā)育的14條天然裂縫、6 705．0～6 735．0m段發(fā)育的12條天然裂縫均只開(kāi)啟9條，剩余天然裂縫無(wú)法開(kāi)啟。

4．5 實(shí)際工況條件下的天然裂縫開(kāi)啟規(guī)律

在現(xiàn)有條件下，由于巖石致密、井深、井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜、套管尺寸受限等條件限制，采用直徑88．9mm加厚壓裂管柱，根據(jù)區(qū)塊鄰井資料及壓裂段力學(xué)參數(shù)計(jì)算，延伸壓力梯度取0．020MPa／m，加重壓裂液相對(duì)密度1．32，最大排量4m3／min，預(yù)測(cè)施工最大泵壓及施工總摩阻分別為120．50MPa、61．8MPa，采用式（17）計(jì)算天然裂縫所受孔隙壓力增量為16．58MPa，即為實(shí)際施工最大孔隙壓力增量，此時(shí)孔隙壓力135．26MPa，小于最小主應(yīng)力138．0MPa，根據(jù)巖石破裂和延伸規(guī)律，水力壓裂無(wú)法壓開(kāi)儲(chǔ)層巖石，而部分天然裂縫也無(wú)法開(kāi)啟，實(shí)際開(kāi)啟數(shù)量如表2所示。

圖2 天然裂縫最大開(kāi)啟示意圖

4．6 工藝優(yōu)化及應(yīng)用效果分析

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)條件及模擬結(jié)果，自下而上的第一和第二層采用酸壓改造工藝，第三層和第四層采用加砂壓裂的改造工藝。使用20 000psi（1psi＝6．894 76 kPa）高壓施工設(shè)備和140MPa高壓井口，酸預(yù)處理解除地層污染，并降低施工破裂壓力；加砂壓裂采用硝酸鈉加重壓裂液（密度1．32g／cm3）降低施工延伸壓力，30～50目高強(qiáng)度覆膜支撐劑降低施工難度并提高裂縫導(dǎo)流能力，水力加砂壓裂的前置液比例保持58%，采用多段塞、低砂比泵注程序提高施工成功率。

現(xiàn)場(chǎng)施工排量1．0～4．0m3／min，地面油管壓力最高116．1MPa，實(shí)現(xiàn)了4層增產(chǎn)改造，通過(guò)施工曲線深入分析，對(duì)于天然裂縫不發(fā)育儲(chǔ)層，施工壓力高，施工排量小，達(dá)不到設(shè)計(jì)排量，酸壓進(jìn)液少，改造難度大，如第一和第二層。對(duì)于天然裂縫較發(fā)育的第三、第四層，壓裂施工排量達(dá)到設(shè)計(jì)要求，施工壓力正常，天然裂縫對(duì)降低施工壓力有重要作用，同樣為裂縫性發(fā)育儲(chǔ)層，6 705～6 735m（第四段）與6 760～6 805m（第三段）增產(chǎn)改造后停泵壓力差別較大，前者停泵壓力低，壓降大；后者停泵壓力高，壓降慢，反映了儲(chǔ)層天然裂縫的連通性方面存在一定差異。

該井壓裂前用8mm油嘴求產(chǎn)，油壓37．3 MPa，產(chǎn)氣22×104m3／d，壓裂后同等油嘴求產(chǎn)，油壓61．12MPa，產(chǎn)氣66×104m3／d，產(chǎn)油22m3／d，分層改造后取得較好的改造效果。

5 結(jié)論與建議

1）區(qū)塊符合走滑應(yīng)力機(jī)制，天然裂縫易發(fā)生剪切破壞，有利于提高壓裂改造體積；但水平應(yīng)力差較大，難以形成復(fù)雜的網(wǎng)狀裂縫。

2）孔隙壓力增加到臨界值后，天然裂縫發(fā)生剪切破壞，受走向及傾角等因素影響，儲(chǔ)層天然裂縫在壓裂過(guò)程無(wú)法全部開(kāi)啟。

3）受工況條件限制，天然裂縫不發(fā)育層壓裂工藝受限，無(wú)法實(shí)現(xiàn)加砂壓裂；天然裂縫發(fā)育儲(chǔ)層，盡管無(wú)法開(kāi)啟全部裂縫，但依賴多條天然裂縫的相互連通實(shí)現(xiàn)加砂壓裂。

4）提高施工排量可以有效增加天然裂縫孔隙壓力，從而能夠達(dá)到更多的天然裂縫開(kāi)啟，通過(guò)優(yōu)化現(xiàn)有條件下壓裂施工參數(shù)，有利于提高改造體積。

5）超深裂縫性儲(chǔ)層鉆完井工藝要結(jié)合壓裂進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，有利于大排量施工提高裂縫改造體積。

符 號(hào) 說(shuō) 明

S0為內(nèi)聚力，MPa；μ為內(nèi)摩擦系數(shù)；τ為剪切應(yīng)力，MPa；σn為有效正應(yīng)力，MPa；p臨為儲(chǔ)層臨界孔隙壓力，MPa；Sn為法向正應(yīng)力，MPa；為內(nèi)摩擦角，（°）；θ為裂縫剪切面與最大主應(yīng)力平面夾角，（°）；σ1為天然裂縫壁面上最大主應(yīng)力，MPa；σ3為天然裂縫壁面上最小主應(yīng)力，MPa；σc為單軸抗壓強(qiáng)度，MPa；SHmax為地層最大水平主應(yīng)力，MPa；Shmin為地層最小水平主應(yīng)力，MPa；S為裂縫內(nèi)壓力，MPa；pmaxpump為最大施工壓力，MPa；Δp為天然裂縫所受孔隙壓力增量，MPa；pm為井筒液柱壓力，MPa；pF為管線和孔眼摩阻，MPa；pp為儲(chǔ)層原始孔隙壓力，MPa。

［1］葉登勝，任勇，管彬，等．塔里木盆地異常高溫高壓井儲(chǔ)層改造難點(diǎn)及對(duì)策［J］．天然氣工業(yè)，2009，29（3）：77－79．YE Dengsheng，REN Yong，GUAN Bin，et al．Difficulty and strategy of reservoir stimulation on abnormaly high temperature and high pressure wells in the Tarim Basin［J］．Natural Gas Industry，2009，29（3）：77－79．

［2］鄒國(guó)慶，車明光，季曉紅，等．超高壓裂縫型氣藏分層壓力技術(shù)及應(yīng)用［J］．天然氣地球科學(xué)，2012，23（2）：365－369．ZOU Guoqing，CHE Mingguang，JI Xiaohong，et al．Multistage fracturing technology and application for ultra－h(huán)igh pressure fractured gas reservoir［J］．Natural Gas Geosci－ence，2012，23（2）：365－369．

［3］吳奇，胥云，王騰飛，等．增產(chǎn)改造理念的重大變革——體積改造技術(shù)概論［J］．天然氣工業(yè)，2011，31（4）：7－12．WU Qi，XU Yun，WANG Tengfei，et al．The revolution of reservoir stimulation：An introduction of volume fracturing［J］．Natural Gas Industry，2011，31（4）：7－12．

［4］張士誠(chéng)，牟松茹，崔勇．頁(yè)巖氣壓裂數(shù)值模型分析［J］．天然氣工業(yè)，2011，31（12）：81－84．ZHANG Shicheng，MOU Songru，CUI Yong．Numerical simulation models with hydraulic fracturing in shale gas reservoirs［J］．Natural Gas Industry，2011，31（12）：81－84．

［5］黃榮樽．水力壓裂裂縫的起裂和擴(kuò)展［J］．石油勘探與開(kāi)發(fā)，1981，8（5）：62－74．HUANG Rongzun．Mechanism of hydraulically created fracture breakdown and propagation［J］．Petroleum Exploration and Development，1981，8（5）：62－74．

［6］李勇明，彭瑀，王中澤．頁(yè)巖氣壓裂增產(chǎn)機(jī)理與施工技術(shù)分析［J］．西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2013，35（2）：90－95．LI Yongming，PENG Yu，WANG Zhongze．Analysis of shale gas fracture stimulation mechanism and operating techniques［J］．Journal of Southwest Petroleum University：Science ＆ Technology Edition，2013，35（2）：90－95．

［7］鄒雨時(shí)，張士誠(chéng)，馬新仿．頁(yè)巖氣藏壓裂支撐裂縫的有效性評(píng)價(jià)［J］．天然氣工業(yè)，2012，32（9）：52－55．ZOU Yushi，ZHANG Shicheng，MA Xinfang．Assessment on the effectiveness of propped fractured in the fracturing of shale gas reservoirs［J］．Natural Gas Industry，2012，32（9）：52－55．

［8］金衍，陳勉，張旭東．天然裂縫地層垂直井水力裂縫起裂壓力模型研究［J］．石油學(xué)報(bào)，2005，26（6）：113－115．JIN Yan，CHEN Mian，ZHANG Xudong．Initiation pressure models for hydraulic fracturing of vertical wells in naturally fractured formation［J］．Acta Petrolei Sinica，2005，26（6）：113－115．

［9］張福祥，王新海，李元斌，等．庫(kù)車山前裂縫性砂巖氣層裂縫對(duì)地層滲透率的貢獻(xiàn)［J］．石油天然氣學(xué)報(bào)：江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2011，33（6）：149－152．ZHANG Fuxiang，WANG Xinhai，LI Yuanbin，et al．The contribution of fractured of Kuche foreland fractured sandstone gas reservoirs to formation permeability［J］．Journal of Oil and Gas Technology－Journal of Jianghan Petroleum Institute，2011，33（6）：149－152．

［10］鄧金根，張洪生．鉆井工程中井壁失穩(wěn)的力學(xué)機(jī)理［M］．北京：石油工業(yè)出版社，1998．DENG Jingen，ZHANG Hongsheng．Mechanical mechanism of sidewall instability in drilling engineering［M］．Beijing：Petroleum Industry Press，1998．