致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实

致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实践林海霞（中国石油吉林油田公司采油工艺研究院）摘要本文借鉴国内外体积压裂理念与改造经验，在大安北扶杨和高台子油层开展了体积压裂探索研究与实践，分析了体积压裂改造机理、对储层条件的要求和在大安北致密砂岩油藏开展体积压裂改造的可行性，探索了体积压裂选井原则、压裂技术措施，在现场成功应用并取得好的改造效果和压后投产效果，为同类致密砂岩油藏改造提供了有益的借鉴。

主题词致密砂岩体积压裂滑溜水压裂扶杨油层0.引言吉林油田大安北地区扶杨和高台子油层储层特征为物性差（ф4.6-14%；k0.01-1.2md）、中等偏强水敏、塑性强（平均模量39366MPa，平均水平两项主应力差7.7MPa，平均泥质含量16.93%），采用常规压裂改造措施难以满足生产需求，需通过技术创新改变开发现状，这就使得直井体积压裂技术应用成为可能。

1.体积压裂作用机理吴奇等人结合国外研究给出了“体积压裂”的定义及作用[1]。

通过压裂的方式对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低粘液体以及转向材料和技术的应用，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，尽最大可能增加改造体积，让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将可以进行淋巴液的有效储集体“打碎”，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，广义的体积压裂包括以下3种模式[2]：①使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，将可以渗流的有效储层打碎，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大。

②采用多种方法在有限的井段内增加水力裂缝条数和密度（天然裂缝也可能开启），这些裂缝累积控制的泄流面积随裂缝的条数、缝长、缝宽、缝高等因素变化而变化。

③利用储层水平两向应力差与裂缝延伸净压力的关系，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，形成以主缝和分支裂缝相组合的枝状裂缝。

2.实现体积压裂的条件2.1岩石的脆性指数储层岩性具有显著的脆性特征，是实现体积改造的物质基础。

大量研究及现场试验表明：不同区域，储层岩石矿物组分差异较大，富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网，粘土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网[2]。

脆性指数越高，岩石越容易形成复杂裂缝。

一般来说，要形成复杂的网络系统，岩石的脆性指数要不低于50%。

目前，岩石脆性指数的计算有几种方法，一种方法是根据岩石矿物组成判断[3]，即取岩石中石英含量与岩石中石英、碳酸盐及粘土总含量的比值作为该岩石脆性指数。

一般石英含量超过30%便数据库认为岩石具有较高的脆性指数。

岩石脆性指数的计算第二种方法则是根据岩石力学特性判断，由杨氏模量及泊松比计算得到。

见公式（1）。

（1）其中，Br为脆性指数，E为杨氏模量，Pr为泊松比，a和b为常数，a=1，b=0.4。

综合脆性指数即泊松比、均一化杨氏模量（无量纲）和脆性矿物的平均值，可综合反应岩石力学特征以及岩石矿物特征对岩石脆性的影响。

以往计算表明，砂岩段的综合脆性指数明显高于页岩段，更有利于形成复杂裂缝。

对红87区块59层储层数据进行计算，得到扶杨油层和高台子油层脆性指数分别为53.12%和51.79%，岩石脆性指数可以满足体积压裂对储层特征的要求。

表1 红87区块致密砂岩储层岩石力学特征2.2天然裂缝发育状况储层发育良好的天然裂缝及层理是实现体积压裂改造的前提条件。

压裂形成缝网的难易程度与天然裂缝和水平层理的自然状态（天然裂缝发育程度，是否为潜在缝或张开缝，裂缝内是否有填充物等）密切相关[3]。

天然裂缝的开启所需要的缝内净压力与施工排量及压裂液的粘度密切相关。

通过成像测井分析，储层以垂直裂缝为主，纵向延伸长度3-8m，一般不穿层。

裂缝倾角大，近于直立，与东西向夹角一般小于12度，分析裂缝性质为潜在缝。

通过岩心观察，红岗北扶杨油层裂缝密度0.92条/米，天然裂缝发育,有利于形成缝网系统。

图1 红97井泉四段成像测井图2.3地应力分析两向应力差小，有利于裂缝的转向和弯曲，进而可能形成复杂的缝网系统。

对于裂缝较发育油藏，形成缝网压裂的力学条件可在天然裂缝扩展基础上分析，缝网示意图如力2所示。

图2 缝网示意图根据W和T的破裂准则及二维线弹性理论，发生张性断裂所需裂缝缝内净压力按式（2）计算。

发生剪切断裂所需裂缝缝内净压力按式（3）计算。

（2）发生张性断裂所需裂缝缝内净压力为（3）式中，p net为裂缝内净压力，Mpa；δH和δh分别为水平最大和最小主应力，Mpa；θ为天然裂缝与人工主裂缝的夹角，（º）；το为天然裂缝内岩石的粘聚力，Mpa；K f为天然裂缝面的摩擦因数，无因次。

在压裂过程中,当主裂缝内净压力满足式（2）、式（3）时，才能形成缝网系统。

而根据式（2）得到，当θ=π/2时有最大值，最大值为δH-δh。

同理，根据式（3）得到，当θ=π/2时有最大值，最大值为p max=το/K f+(δH-δh。

)，天然裂缝一般το=0。

因此，天然裂缝或地层弱面发生张性断裂和剪切断裂的最大值均为水平主应力差值δH-δh。

即当主裂缝内的净压力大于δH-δh时，便可以形成缝网系统。

因此，储层两向水平主应力差值越小，越有利于形成缝网系统。

表2 红87区块岩石力学参数及地应力计算3.红岗北砂岩油藏体积压裂实践3.1选井原则通过对体积压裂机理和实现体积压裂条件的分析，结合红岗北致密砂岩储层特点，认为红岗北直井体积压裂选井就遵循以下原则：①储层渗透率越低，单井可采储量采出程度低、剩余油资源量大，常规压裂效果差；②在平面上，井距、排距越大越有利于开展体积压裂技术；③在纵向上，砂岩厚度大于3.0m，且夹层厚度要小于1.0m，采用体积压裂可有效提高动用程度；④在含石英高的脆性储层开展体积压裂，有利于产生复杂缝网，岩石的脆性指数要不低于50%；⑤储层天然裂缝越发育，越有利于缝网形成；⑥改造井岩石水平主应力差值越小，越容易形成复杂裂缝网络；⑦避开水区且目的层纵向可能扩展范围内上下无水层；⑧固井质量好，无套损，套管钢级高，使排量提高成为可能。

3.2技术措施根据体积压裂实现条件，针对致密油藏以“提高净压力，开启和支撑次生裂缝，进而形成树形网络裂缝”为关键点，在脆性指数、微裂缝发育程度、三向应力分析、抗张抗剪切强度研究基础上，在红岗北红扶杨和高台子油层有针对性地开展体积压裂实践。

3.2.1大排量、大液量、低砂比压裂工艺对于天然裂缝发育的储层，大量高滤失液体的注入有利于天然裂缝的开启，低砂比加砂可以支撑压开的天然裂缝。

大量高滤失液体的注入同时使近井应力场重新分布，使水平两向应力差减小，应用大排量提高缝内净压力，一旦净压力大于水平两向应力差和岩石抗张强度之和，新的压裂裂缝就有可能产生。

红岗北体积压裂研究模式为：排量10-17m3/min注入滑溜水，单层滑溜水用量1200-2900m3，平均1616m3，单层总液量1220-3776m3，平均1959m3，单层砂量20-70m3，平均35m3。

3.2.2采用低粘、低伤害液体体系造复杂缝网当液体类型为牛顿流体时，压裂液粘度越小，缝内压力变化越小，压力传导越远，能沟通更多的天然裂缝，且易使微裂缝产生错位和滑移，有效地增加缝网的波及面积，而小粒径支撑剂则更易进入到细小的裂缝中起到支撑作用，也会提高裂缝导流能力。

由于致密砂岩储层特点和体积压裂入地液量巨大的特点，要求压裂液要具有较低伤害、高返排能力的特点。

在压裂的不同阶段分别采用滑溜水、线性胶、交联胍胶作为工作液，具有较低伤害、低粘度特点，同时采用了高性能的助排剂和粘土稳定剂，达到了强化排液的目的。

滑溜水配方由清水添加0.10%减阻剂、0.2%粘土稳定剂和0.2%破乳助排剂组成。

滑溜水综合性能：减阻剂的清水减阻率60.12%,粘土稳定剂防膨率41.18-58.26%,破乳助排剂的表面张力24.41mN/m，界面张力0.08mN/m。

表3 滑溜水体系性能指标评价（数据来自实验中心）3.2.3组合粒径低密度陶粒支撑缝网系统在前置液阶段先采用大排量注入滑溜水，开启天然裂缝，采用段塞方式加入40-70目陶粒支撑天然裂缝；之后以线性胶携带部分40-70目陶粒，较高砂比阶段注入胍胶和20-40目低密度陶粒支撑主裂缝，表4 低密度陶粒性能指标表3.2.4 高强度水溶性裂缝转向剂利用裂缝转向剂可以产生新的主裂缝和次生裂缝。

高强度水溶性裂缝转向剂不但具有很好的封堵效果，并且溶解性好，不会对地层造成新的伤害。

这种水溶性裂缝转向剂封堵强度>18MPa/m，在地层中22-30小时可以完全溶解。

根据使用目的不同，有两种粒径类型，粒径5-8mm的用于缝口转向，粒径1-2mm的用于缝内转向。

表5 高强度水溶性裂缝转向剂性能指标3.2.5 研发丢手式大通径分层压裂工具，实现套管压裂满足大排量注入表6 大通径封隔器技术参数图3 井下管柱示意图丢手式大通径封隔器分层压裂管柱特点：①管柱设有抗阻机构，遇软、硬阻工具中途不坐封；②管柱下井时内外连通，下井到位后可洗井、顶替；③每级压裂滑套上都设有反扣丢开机构，一旦砂卡，正旋管柱可将遇卡工具丢到井里，以便进行二次作业（冲砂、打捞）；④管柱通径大、压裂滑套喷砂口大、压裂滑套及喷砂口采用耐磨处理，压裂时磨阻小可实现大排量体积压裂改造；⑤一次管柱压裂三段，工作压力70Mpa,温度90℃；⑥采用Y445+341封隔器组合形式管柱压裂，压裂时采用套管内压裂，排量大、磨阻小，更适合于中、深井压裂；⑦套管压裂可降低施工压力，为大规模体积改造提供优化空间。

3.2.6 裂缝监测检验体积压裂改造效果大45-18-24井F3-5号小层2013年10月28日施工，油管压裂，施工排量5.75-6.37m3/min，破裂压力63.3Mpa，加砂35m3，滑溜水900m3，总用液量1161m3。

本井进行了井下微地震监测，监测结果证明压裂产生了主裂缝和次生裂缝，主裂缝带长278m,带宽77m，裂缝网络高度100m，主裂缝方向为北偏东107度；次生裂缝带长211m，带宽37m，裂缝网络高度100m，次裂缝方向为北偏东173度。

监测结果显示，当液量达到534m3时，裂缝达到最大宽度；当液量达到1021m3时，裂缝达到最大长度。

从监测结果看，压裂产生的裂缝网络系统波及地质体体积达到214.7万方，实现了体积改造的目的。

图4 大45-18-24井压裂微地震井监测结果表7 大45-18-24井裂缝监测结果表3.3现场应用红岗北红87区块为致密砂岩油藏，井距400-425m，扶余和高台子油层裂缝较发育且上下无水层，适合应用体积压裂改造技术。