致密油气藏体积压裂技术

致密油气藏体积压裂技术（Stimulated Reservoir Volume）致密油气藏由于其储层本身具有低孔、低渗、低压等特点，因此储层的自然产能很低，相要实现高效商业化开发，必须采用压裂技术对储层进行改造。由于储层基质向裂缝供液能力太差，仅靠单一压裂主缝的常规压裂技术很难取得预期的增产效果，因此必须探索研究新型的压裂改造技术，“体积压裂技术”的提出具有深刻意义。

国外已将此技术成功应用于页岩气、致密砂岩气以及页岩油的开发，国内也对体积压裂开展了初步研究，部分超低渗透区块已经成功实现了体积压裂技术对储集层的改造。体积压裂技术必将逐步成为致密油藏经济有效开发的关键技术。

体积压裂技术(Stimulated Reservoir V olume)是指在水力压裂过程中，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，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。

体积压裂改造的对象是基质孔隙性储层，天然裂缝不发育，低渗、超低渗油气藏。这类油气藏的压裂裂缝仅扩大了井控面积，但由于垂直于人工裂缝壁面方向的渗透性很差，不足以提供有效的垂向渗流能力，导致压裂产量低或者压后产量递减快等问题。通过体积压裂在垂直于主裂缝方向形成多条人工裂缝，改善了储层的渗流特性，提高了储层改造效果和增产有效期。

作用机理：

在水力压裂的过程中，当裂缝延伸净压力大于两个主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易形成分叉的裂缝，多条分叉裂缝相交就会形成一个“缝网”的系统，如图1所示，其中，以主裂缝为“缝网”系统的主干，分叉缝可能在距离主裂缝延伸一定长度后，又恢复到原来的裂缝方位上，最终形成了以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统。

图1 “缝网”形成示意图

图2 单条裂缝形成示意图

体积压裂缝网形成的影响因素：

体积压裂能否形成复杂网络裂缝，取决于储集层地质和压裂施工工艺两个方面的因素。

1．地质因素

（1）储集层岩石的矿物成分

储集层岩石的矿物成分会影响岩石的力学性质，从而影响裂缝的起裂方式和延伸路径。研究证明，硅质含量较高、且钙质填充天然裂缝发育的页岩最易形成复杂缝网，增产效果好。黏土矿物含量较高的页岩或者缺少硅质和碳酸盐岩夹层的储集层实现体积压裂非常困难。岩石矿物成分与缝网形成的难易程度可用脆性指数来表示。脆性指数的概念融合了泊松系数和杨氏模量的双重含义，也可以用岩石中的脆性矿物质（石英等硅质矿物和碳酸盐矿物）所占比例表示。岩石中的脆性矿物质含量越高，脆性指数越大；岩石的综合杨氏模量越大，泊松比越小，脆性指数越大，越容易产生剪切裂缝，进而容易形成缝网。不同储集层的矿物组分差异较大，使用的改造技术和液体体系各不相同。

（2）储集层天然裂缝

在大多数情况下，体积压裂缝网主要由人工裂缝沟通天然裂缝而形成，因此，储集层天然裂缝的发育程度和方位都会影响人工裂缝的延伸、缝网的形成。研究表明：在人工裂缝和天然裂缝夹角较小的情况下（小于30°），无论水平应力差多大，天然裂缝都会张开，改变原有的延伸路径，为形成缝网创造条件；当人工裂缝与天然裂缝夹角为中等角度（30°~60°），在水平低应力差情况下，天然裂缝会张开，具有形成缝网的条件，而在水平高应力差情况下天然裂缝将不会张开，主裂缝直接穿过天然裂缝向前延伸，不具有形成缝网的条件；当人工裂缝与天然

裂缝夹角较大时（大于60°），无论水平应力差多大，天然裂缝都不会张开，主裂缝直接穿过天然裂缝向前延伸，不具备形成缝网的条件。另外，影响体积压裂缝网形成的因素还有地应力的各向异性、沉积相变等。地应力各向异性越强，越易形成窄缝网，在主裂缝两侧不易形成分支裂缝，更不利于形成复杂缝网；相反，当地应力各向异性较弱时，体积压裂容易形成宽的缝网，改造体积扩大。

2．施工工艺因素

并非所有页岩储集层都是一样的，致密油藏也如此。因此，不同的储集层地质特征，体积压裂所需的施工条件不同，需要对压裂液类型及用量、支撑剂类型及浓度和泵的排量等参数优化设计。体积压裂形成网络裂缝的复杂程度可以用裂缝复杂指数（IFC）来表征。对于不同储集层，开发效果最好的缝网裂缝复杂指数值不同。以下是实施体积压裂形成复杂缝网的压裂设计的一些规律。

（1）在中等渗透率（K>1mD）油气藏中，应当减小裂缝复杂指数；当储集层渗透率非常低（K<0.01mD）时，提高裂缝复杂指数会使产能有显著的提高。由于致密油藏中压裂液滤失量很大，而缝网规模和导流能力受压裂液滤失影响程度也很大，因此，综合考虑认为，储集层渗透率在0.01mD量级小缝网最优，在0.0001mD量级范围，大缝网开发效果最好。

（2）形成大缝网、高裂缝复杂指数缝网的有利条件：①大排量，施工排量大于10m3/min；②大液量，单井用液量2271~5678m3；③低黏度，低砂液比，平均砂液比为3%~5%，最高砂液比不超过10%。大排量、中等黏度的压裂液（线性胶、低黏度交联剂，或者两者混用）可以提高携砂能力，形成中等复杂程度的缝网。

（3）尽管体积压裂采用大排量、大液量的施工，次裂缝导流能力仍然有限。泵入高强度、小粒径的支撑剂（70~100目或40~70目陶粒）可以支撑远井地带的裂缝。也可以通过提高主裂缝导流能力降低对次裂缝导流能力的要求，在压裂后期，适当提高砂液浓度，泵送较大粒径、高强度支撑剂，可使主裂缝进一步充分扩展。