郭冰柔，張 悅，黃 丹，尹 霜

（成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059）

縫網(wǎng)是指在達到預(yù)期目標(biāo)裂縫長度的主裂縫基礎(chǔ)上，通過一定技術(shù)手段，產(chǎn)生各個方向的分支縫，最終在地層中形成縱橫交錯的縫網(wǎng)系統(tǒng)[1]。縫網(wǎng)壓裂在碳酸鹽巖儲層和頁巖氣藏中得到大量應(yīng)用，目前仍然處于探索階段。對于低滲透油藏，縫網(wǎng)壓裂作為一種主要的開發(fā)方式，在國內(nèi)的研究和油田中的應(yīng)用有著廣闊的發(fā)展空間。

Z油田位于松遼盆地中部凹陷區(qū)階地西部，在詳細(xì)研究Z油田地質(zhì)特征和合理井網(wǎng)井距論證方法基礎(chǔ)上，利用啟動壓力梯度和地層壓力分布關(guān)系，建立低滲透油藏有效壓力驅(qū)動系統(tǒng)評價模型，優(yōu)化Z油田縫網(wǎng)壓裂井合理井網(wǎng)井距。

1 直井縫網(wǎng)壓裂可行性分析

1.1 礦物成分可行性分析

松遼盆地Z油田油層埋藏較深，成巖作用強，巖性相對致密，Y-1 區(qū)塊有效孔隙度為13.5%，滲透率為0.9×10-3μm2；Y52井有效孔隙度為 12.2%，滲透率為0.89×10-3μm2。從 Y7-5井巖心電鏡掃描圖可以看出，孔隙不發(fā)育，見少量粒間孔隙，以大量伊利石、伊蒙混層及束狀、絮粒狀方解石為主要膠結(jié)物，綠泥石、綠蒙混層次之，常見石英加大、長石淋濾（見圖1）。從Y7-5井巖心電鏡掃描照片看出，孔隙較發(fā)育，連通較差，以伊利石、伊蒙混層、方解石為主要膠結(jié)物，綠泥石、綠蒙混層次之。常見較多的石英加大，長石加大，長石淋濾。

實現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂的條件之一是儲層具有顯著的脆性特征[2]，脆性特征參數(shù)與儲層的可壓性呈正相關(guān)。富含石英等脆性礦物的儲層更利于產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，黏土礦物含量高的塑性地層反之[3]。Z油田Ⅰ組油層巖石脆性特征參數(shù)34.7，裂縫形態(tài)屬于多縫區(qū)，滿足形成縫網(wǎng)的基本地質(zhì)要求。

1.2 結(jié)構(gòu)弱面的可行性分析

儲層中存在一定的結(jié)構(gòu)弱面或者基質(zhì)中的薄弱點是誘發(fā)裂縫網(wǎng)的前提條件[4]。結(jié)構(gòu)弱面通常包括天然裂縫、節(jié)理和層理，它的抗張強度遠(yuǎn)小于基巖抗張強度。

經(jīng)過統(tǒng)計得到，研究區(qū)17 口井的1 243.6 m 巖心中，共發(fā)現(xiàn)構(gòu)造縫34 條，平均密度為0.04 條/米。構(gòu)造縫主要為高角度垂直縫，發(fā)育方向以東西向為主（見表1）。

試驗區(qū)進行7 口井微電阻率及多極子陣列聲波測井，試驗區(qū)局部井見大量微裂縫，統(tǒng)計共發(fā)育裂縫48條，平均0.036 條/米。多裂縫近井啟裂機理研究成果表明：在局部裂縫發(fā)育的井進行網(wǎng)縫壓裂，有利于提高裂縫儲層改造體積。

表1 Z油田與東西兩側(cè)油田構(gòu)造裂縫發(fā)育程度對比表

1.3 地應(yīng)力角度的可行性論證

統(tǒng)計本試驗區(qū)內(nèi)2 口井的資料，最大地應(yīng)力方向為NE84.6°，最大水平主應(yīng)力為31.8 MPa，最小水平主應(yīng)力為28.7 MPa，應(yīng)力差異系數(shù)為0.11，最大最小水平地應(yīng)力差在3 MPa 左右，研究結(jié)果表明：低水平應(yīng)力差有助于提高網(wǎng)縫橫向波及寬度，有利于提高網(wǎng)縫儲層改造體積（見表2）。

表2 Z油田地應(yīng)力解釋成果

1.4 夾角與水平應(yīng)力對縫網(wǎng)壓裂的影響

當(dāng)主裂縫和天然裂縫的夾角小于30°時，天然裂縫都會張開，改變延伸路徑，創(chuàng)造形成縫網(wǎng)的有利條件；當(dāng)夾角在30°～60°時，在水平應(yīng)力差較低時，天然裂縫會張開形成縫網(wǎng)，而在高應(yīng)力差下天然裂縫不會張開，主裂縫直接穿過天然裂縫向前延伸，不形成縫網(wǎng)；當(dāng)夾角超過60°時，無論水平應(yīng)力差多大，天然裂縫都不會張開，不具有形成縫網(wǎng)的條件[5]。

Z油田在油層段裂縫發(fā)育，根據(jù)資料統(tǒng)計1 327 m處共發(fā)育裂縫48 條，平均0.036 條/米，裂縫發(fā)育方向為NE75°～95°，最大水平主應(yīng)力方向為近東西向，壓裂時微地震測試表明，人工裂縫方位與天然裂縫一致。水力裂縫與天然裂縫夾角小，有利于縫網(wǎng)的產(chǎn)生，但不利于增加縫網(wǎng)橫向波及寬度，因此不利于進一步提高網(wǎng)縫儲層改造體積。

1.5 壓裂液對縫網(wǎng)壓裂的影響

Cipolla 和Beugelsdijk 等通過理論研究和室內(nèi)試驗表明，壓裂液流體黏度對水力壓裂裂縫擴展具有重要影響。低黏度的流體更易形成復(fù)雜的裂縫延伸形態(tài)；而高黏度的流體形成的裂縫比較單一平直。因此選擇低黏度的工作液更有利于形成復(fù)雜的縫網(wǎng)，一般選擇滑溜水作為縫網(wǎng)改造的工作液。

施工凈壓力越高，水力裂縫沿天然裂縫轉(zhuǎn)向延伸的逼近角和水平應(yīng)力差涵蓋范圍越大，水力裂縫越容易發(fā)生轉(zhuǎn)向延伸，且更容易形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)。在Z油田縫網(wǎng)壓裂改造過程中，采用大排量施工提高施工凈壓力有利于形成復(fù)雜的縫網(wǎng)[6]。

1.6 縫網(wǎng)壓裂與常規(guī)壓裂對比

縫網(wǎng)壓裂設(shè)計與常規(guī)壓裂設(shè)計有較大區(qū)別，為產(chǎn)生復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，必須采用低黏壓裂液體系、分段多簇射孔工藝，同步壓裂，縮短縫間距，利用縫間應(yīng)力干擾迫使裂縫轉(zhuǎn)向；壓裂過程中，采用粉陶段塞，隨機封堵人工裂縫，迫使裂縫轉(zhuǎn)向；采用小粒徑、低砂比、大砂量、大排量，形成較穩(wěn)定的裂縫網(wǎng)絡(luò)（見表3）。

表3 常規(guī)壓裂及縫網(wǎng)壓裂設(shè)計的對比表

2 直井縫網(wǎng)壓裂合理井網(wǎng)井距論證

根據(jù)已有研究資料（見圖2），Z油田的平均滲透率1.2 mD，啟動壓力梯度為0.05 MPa/m，工區(qū)啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系為：

根據(jù)地層壓力分布函數(shù)，結(jié)合勢的疊加理論，編制了直井-壓裂井、壓裂井-壓裂井地層壓力分布計算函數(shù)，繪制了直井-壓裂井、壓裂井-壓裂井的流線圖、地層壓力平面分布圖，獲得不同井距與啟動壓力梯度的關(guān)系，結(jié)合工區(qū)現(xiàn)有的啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系，可以獲得不同井型、不同滲透率情況下的合理井距問題（見圖3～圖6）。

圖2 巖心水測滲流曲線

圖3 壓-直井聯(lián)布地層壓力分布圖

圖4 直-壓井聯(lián)布壓力梯度與井距關(guān)系圖

圖5 壓裂井聯(lián)布地層壓力分布規(guī)律平面圖

圖6 壓裂井地層壓力梯度與井距關(guān)系

由于工區(qū)的啟動壓力梯度在0.05 MPa/m，根據(jù)地層壓裂梯度與井距的關(guān)系圖可以確定直井-壓裂井聯(lián)布的極限井距約為47 m，壓裂井聯(lián)布的極限井距約為125 m。

3 結(jié)論

（1）儲層巖石石英礦物含量高、儲層水平應(yīng)力差小于5 MPa，地質(zhì)因素有利于產(chǎn)生多裂縫，采用低黏度壓裂液、大排量、多級段塞加砂暫堵施工方法，論證了直井縫網(wǎng)壓裂可行性；

（2）繪制了直井-壓裂井和壓裂井的地層壓力平面分布圖和流線圖，結(jié)合研究區(qū)的啟動壓力梯度，確定直井的極限井距為47 m，壓裂井的極限井距為125 m。