唐譽文++曹陽

摘 要：致密油是一種自生自儲的非常規(guī)油氣資源。致密油儲層因為致密、滲透率低，所以儲層基質向裂縫的供油能力差，僅僅依靠單一的壓裂主裂縫方法很難達到增產的效果，體積改造要形成裂縫網絡，才能在最短距離內讓流體基質到裂縫滲流，所以致密油儲層的改造要在三維的方向形成裂縫網絡才能全面改造，即體積壓裂。針對三疊系致密油儲層的特點建立縫網模型，然后對比體積壓裂與常規(guī)壓裂的效果，得出體積壓裂對儲層改造體積的影響。

關鍵詞：體積壓裂；壓裂技術；體積改造；縫網形態(tài)

中圖分類號：TE357 文獻標識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.18.081

超低滲透致密儲物層的孔隙非常復雜、喉道細小，常規(guī)的壓裂技術很難保證增產的效果。但是天然裂縫在儲層中的發(fā)育可以通過壓裂施工中優(yōu)化排量、降低液體黏度的技術，使主裂縫與次生裂縫和微裂縫連接形成全方位的裂縫網絡，提高壓裂后的單井產能。本文通過研究致密儲層縫網形態(tài)的體積改造和參數，對比單井生產動態(tài)的影響。

1 地質概況

某油田三疊系長8儲層類型單一，平均深埋在2.1 km左右，油層厚度平均為15.7 m，有效孔隙為10.52%，平均滲透率為1.4×10-3 μm2，油層原始的地層壓力為18.2 MPa，主要采用的是菱形返九點注水開發(fā)井網，最大主應力和最小主應力在區(qū)域水平內的差值比較小，最大主應力的方向是北偏東75°。現(xiàn)場測試結果和巖心觀測的結果為本儲層有兩組天然裂縫發(fā)育，主要是北東向，其次為北西向。縫網間的裂縫間距和主次裂縫的導流能力各不相同，裂縫間距s指的是每兩條平衡次裂縫之間的距離。儲層改造體積為：

Vsr=abh. （1）

Vsr為儲層改造體積，m3；a為縫網長度，m；b為縫網寬度，m；h是縫網高度，m。

本案例中的直井常規(guī)壓裂的縫長與體積壓裂的主裂縫長度相等，次生裂縫網絡面積為2×104 m3，縫網的導流能力為0.7 μm2/cm。致密儲層的基質滲透率非常低，常規(guī)壓裂單井產能為1 m3，單一裂縫的壓裂能力已經不能滿足需求了，所以想要獲得更高的產能，必須進行體積壓裂改造。

致密儲層的改造過程與頁巖儲層不同，因為儲層的滲透率低，所以地層中如果沒有有效的溝通天然縫網，會導致產量過低，所以縫網的體積直接決定了最終體積改造的開發(fā)效果。矩形縫網在長寬比不同的情況下，儲層改造體積會影響單井生產動態(tài)。例如，長寬比為1∶1，長寬高是100 m×100 m×28 m，儲層改造體積就是28 112 m3；長寬高是300 m×300 m×28 m，儲層改造體積就是252 448 m3。而縫網長寬比為4︰1和1︰4，長寬高為400 m×100 m×28 m和100 m×400 m×28 m時，儲層改造體積均為112 m3；縫網長寬比為3︰1.3時，長寬高比為300 m×133 m×28 m，儲層改造體積為112 m3。

通過對前期資料的系統(tǒng)整理和相關參數的計算，歸納了相關目的層的基本數據。由于地質條件存在差異，所以混合水壓裂的裂縫形態(tài)也會有很大的差異，在開展混合水壓裂時，多數的井會以主裂縫為主干道形成網絡裂縫系統(tǒng)?；诘刭|特征建立最大主應力方向的模型，采用等效加密法，模擬研究不同縫網形態(tài)和縫網參數的體積壓裂。

根據所在區(qū)域的地質特征，使用產量數據對油井的壓裂情況和油藏參數進行歷史擬合，擬合所得出的地層滲透率和支撐縫長的參數都對油田的開發(fā)具有參照意義。歷史擬合首先要估算縫長、裂縫導流能力和儲層的滲透率，這樣才能使模擬計算的結果更準。

2 體積壓裂縫網形成的影響因素

體積壓裂能不能形成復雜的裂縫網絡取決于地質和壓裂施工工藝兩個方面的因素。

2.1 地質因素

2.1.1 儲集層巖石的礦物質成分

儲集層的礦物質成分會影響到巖石的力學性質，影響到裂縫的延伸路徑和開裂方式。經研究得出結論，硅含量較高，并且鈣質填充天然的裂縫發(fā)育的頁巖最容易形成復雜的裂縫網絡，增產效果也比較好。缺少硅質和碳酸鹽夾層的頁巖由于黏土礦物含量高，所以這類儲集層實現(xiàn)體積壓裂的復雜裂縫網比較難?？p網形成的難易程度可以和巖石礦物成分形成脆性指數表，脆性指數融合了泊松系數和楊氏模量兩重含義，還可以用巖石中脆性礦物質所占的比例來表示。巖石中脆性礦物質所占的比例越高，巖石的脆性指數就越大，越容易產生裂縫，形成縫網。而且不同儲集層的礦物質成分差異比較大，所以使用的液體體系和改造技術也各不相同。

2.1.2 儲集層的天然裂縫

體積裂縫網主要是由人工裂縫和天然裂縫溝通而形成，所以在儲集層中，天然裂縫的方位和發(fā)育程度都會影響到人工裂縫的延伸和縫網的形成。在人工裂縫和天然裂縫夾角小于30°的情況下，施加多大的水平應力，天然裂縫都不會張開改變原有的裂縫延伸路徑；在人工裂縫和天然裂縫夾角在30°～60°的情況下，天然裂縫只會在水平低應力差的情況下張開，形成裂縫網絡，水平高應力差的情況下天然裂縫是不會張開的，主裂縫將直接穿過天然裂縫延伸，不具備形成縫網的條件；當人工裂縫與天然裂縫的夾角大于60°時，無論水平應力差有多大，天然裂縫都不會張開，主裂縫繼續(xù)穿過天然裂縫延伸。

影響體積壓裂縫網形成的因素還有地應力的異性和沉積變相等，地應力異性越強，就越容易形成窄縫網，不利于復雜縫網的形成；反之，則容易形成寬的縫網，使改造體積擴大。

2.2 施工工藝因素

致密油藏并非所有的頁巖儲集層都是一樣的，不同的地質條件，體積壓裂的施工條件就不同。對于不同的儲集層，開發(fā)縫網裂縫的復雜指數也不同。

在中等滲透率油藏中，要減小裂縫復雜指數。當儲集層滲透率非常低時，提高裂縫復雜指數會使產能有所提高。研究發(fā)現(xiàn)，滲透率為0.01 mD量級時，縫網效果最好，為0.000 1 mD量級時，大縫網的效果最好。

大縫網高裂縫縫網形成的有利條件為：施工排量大于10 m3/min，單井用液量在2 271～5 678 m3之間，低砂液與平均砂液的比例在3%～5%，最高不超過10%.

盡管在體積壓裂施工中采用大排量與大液量，但是還是不能滿足此裂縫的導流能力。對此，可以在壓裂后期，通過泵入較大的粒徑和高強度支撐劑提高砂液濃度，提高主裂縫導流能力，降低對次裂縫的要求。

3 結束語

利用體積壓裂技術可以在地層中形成復雜的縫網，改善油藏滲透環(huán)境，提高儲層的動用，增加致密儲存的產量。單井的儲層改造體積并不是越大越好，而是要在壓裂措施的承受范圍內提高產量。儲層改造體積相等時，主裂縫的長度會影響單井開發(fā)效果。較大的儲層改造體積在裂縫間距小的時候能體現(xiàn)更好的效果。相同改造體積下，裂縫導流能力越大，產油量就越高。主裂縫長度和導流能力是定值的情況下，提高次裂縫的導流能力能提升產油量。

參考文獻

[1]吳奇，胥云，王騰飛，等.增產改造理念的重大變革——體積改造技術概論[J].天然氣工業(yè)，2011（04）.

[2]翁定為，雷群，胥云，等.縫網壓裂技術及其現(xiàn)場應用[J].石油學報，2011（02）.

[3]唐梅榮，趙振峰，李憲文，等.多縫壓裂新技術研究與試驗[J].石油鉆采工藝，2010（02）.

〔編輯：王霞〕