賈光亮， 邵 彤， 殷曉霞， 姜尚明， 徐文斯， 王玉柱

（1. 中石化華北石油工程有限公司，河南鄭州 450000；2. 中國(guó)石油玉門(mén)油田分公司老君廟采油廠，甘肅酒泉 735000）

鄂爾多斯盆地杭錦旗區(qū)塊下石盒子組儲(chǔ)層資源量大，分布穩(wěn)定，埋深2 600.00～3 200.00 m，巖性主要為巖屑石英砂巖與巖屑砂巖，石英平均含量66.7%，巖屑平均含量22.3%，楊氏模量28.0～31.0 GPa，滲透率主要為0.9～1.7 mD，孔隙度主要為9.3%～11.3%，屬于典型的低孔低滲透氣藏[1]。2010 年以來(lái)，杭錦旗區(qū)塊先后開(kāi)展了管外封隔器預(yù)置管柱多級(jí)分段壓裂、連續(xù)油管拖動(dòng)壓裂和泵送橋塞分段壓裂等多種水平井分段壓裂技術(shù)試驗(yàn)，取得了一定的開(kāi)發(fā)效果，但隨著開(kāi)發(fā)規(guī)模不斷增大及有利儲(chǔ)集區(qū)逐漸減少，受儲(chǔ)隔層多期疊置及沉積環(huán)境的制約，單靠增大縫長(zhǎng)已經(jīng)無(wú)法達(dá)到提高增產(chǎn)效果的目的[2]。

筆者針對(duì)杭錦旗區(qū)塊儲(chǔ)層改造過(guò)程中存在的問(wèn)題，在借鑒鄂爾多斯盆地其他致密砂巖儲(chǔ)層改造經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上[3-5]，開(kāi)展了杭錦旗區(qū)塊儲(chǔ)層巖性及天然裂縫發(fā)育特征研究，通過(guò)計(jì)算目標(biāo)區(qū)的儲(chǔ)層脆性指數(shù)及微裂縫發(fā)育特征再認(rèn)識(shí)，按照“體積壓裂”理念[6-7]，分析了混合水體積壓裂的可行性，優(yōu)化了施工參數(shù)及施工規(guī)模，并進(jìn)行了混合水體積壓裂技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，取得了較好的儲(chǔ)層改造效果。

1 混合水體積壓裂效果影響因素分析

混合水體積壓裂技術(shù)主要是針對(duì)天然裂縫發(fā)育、巖石脆性指數(shù)較高的致密儲(chǔ)層，采用滑溜水、線性膠和交聯(lián)液等不同類(lèi)型的壓裂液進(jìn)行交替壓裂作業(yè)，在形成復(fù)雜支縫及高導(dǎo)流主縫的同時(shí)開(kāi)啟天然裂縫并形成有效支撐，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層的三維“立體改造”。其增產(chǎn)機(jī)理是：采用“大排量+低砂比+大液量壓裂液體系”的施工方式，開(kāi)啟天然裂縫，使裂縫壁面產(chǎn)生剪切滑移、錯(cuò)斷，形成“自撐”式支撐，使人工裂縫與儲(chǔ)層天然裂縫相結(jié)合并貫穿整個(gè)油氣藏的縫網(wǎng)系統(tǒng)，從而提高單井產(chǎn)量[8]。

國(guó)內(nèi)外相關(guān)文獻(xiàn)調(diào)研結(jié)果表明，混合水壓裂過(guò)程中影響微網(wǎng)絡(luò)裂縫形成的主要因素為巖石脆性指數(shù)、天然裂縫發(fā)育程度及水平應(yīng)力差異。因此，為了提高混合水體積壓裂工藝的針對(duì)性及應(yīng)用效果，需要對(duì)目標(biāo)區(qū)的工程地質(zhì)特征進(jìn)行針對(duì)性分析。

1.1 巖石脆性指數(shù)

在對(duì)杭錦旗區(qū)塊盒1 儲(chǔ)層不同井段元素錄井?dāng)?shù)據(jù)反演的全巖礦物組分進(jìn)行分析的基礎(chǔ)上，計(jì)算了盒1 儲(chǔ)層不同井段巖樣的脆性指數(shù)，得到了其礦物種類(lèi)和含量，結(jié)果見(jiàn)表1。

表 1 X 井盒1 儲(chǔ)層部分井段全巖礦物組分及脆性指數(shù)計(jì)算結(jié)果Table 1 Calculation results of the whole rock mineral composition and brittleness index of partial borehole section in He 1 reservoir of Well X

研究發(fā)現(xiàn)：杭錦旗區(qū)塊盒1 儲(chǔ)層脆性指數(shù)較高，大部分大于50%，少部分大于70%，說(shuō)明儲(chǔ)層巖石大部分具有明顯的脆性特征，甚至顯示為強(qiáng)脆性特征。根據(jù)巖石力學(xué)脆性與裂縫形態(tài)關(guān)系，若采用混合水體積壓裂技術(shù)進(jìn)儲(chǔ)層改造，其儲(chǔ)層巖石脆性指數(shù)在50.0%左右才能形成微裂縫網(wǎng)絡(luò)[9]。因此，目標(biāo)區(qū)盒1 儲(chǔ)層在壓裂改造過(guò)程中主縫形成及延伸的同時(shí)易于形成錯(cuò)斷、滑移和剪切分支縫，具有形成縫網(wǎng)的脆性條件。

1.2 水平主應(yīng)力差

水平主應(yīng)力差的大小影響著裂縫形態(tài)[10]。杭錦旗區(qū)塊盒1 儲(chǔ)層埋深2 950.00～3 200.00 m，最小水平主應(yīng)力梯度為0.017～0.018 MPa/m，最大水平主應(yīng)力梯度為0.019～0.022 MPa/m，水平最大、最小主應(yīng)力差6.7～11.5 MPa（見(jiàn)表2），說(shuō)明目標(biāo)區(qū)盒1 儲(chǔ)層在一定程度上具有形成復(fù)雜縫網(wǎng)的可能性，但需要做好地質(zhì)研究，加強(qiáng)井區(qū)選井選層工作；同時(shí)部分儲(chǔ)隔層應(yīng)力差較小（2.8～3.5 MPa），而要形成復(fù)雜的縫網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層的深度改造，還需要具備一個(gè)條件——施工過(guò)程中縫內(nèi)凈壓力能夠克服儲(chǔ)隔層的應(yīng)力差，實(shí)現(xiàn)裂縫縱向穿層。采用FracproPT 壓裂模擬軟件分析壓裂后凈壓力，可知施工過(guò)程中單層縫內(nèi)瞬間凈壓力可達(dá)5.0～6.0 MPa，說(shuō)明盒1 儲(chǔ)層具備裂縫穿層的地質(zhì)條件。

表 2 盒1 儲(chǔ)層工程地質(zhì)參數(shù)Table 2 The engineering geological parameters of He 1 reservoir

1.3 天然裂縫發(fā)育特征

天然裂縫發(fā)育程度及其產(chǎn)狀對(duì)復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成有重要影響，前期研究結(jié)果表明[11-16]：天然裂縫與人工裂縫夾角小于30°時(shí)，無(wú)論水平應(yīng)力差多大，裂縫都將張開(kāi)，有利于縫網(wǎng)的形成；天然裂縫與人工裂縫夾角在30°～60°時(shí)，若水平應(yīng)力差小則裂縫張開(kāi)，有利于縫網(wǎng)的形成，若水平應(yīng)力差大則裂縫不張開(kāi)，不利于縫網(wǎng)的形成；天然裂縫與人工裂縫夾角大于60°時(shí)，無(wú)論水平應(yīng)力差多大，裂縫都難以張開(kāi)。由成像測(cè)井分析結(jié)果可知：杭錦旗區(qū)塊石盒子組天然裂縫較為發(fā)育，盒1 段裂縫類(lèi)型以高導(dǎo)流縫為主（見(jiàn)表3），裂縫傾角和走向變化較大，具備一定的形成縫網(wǎng)的能力。

表 3 目標(biāo)區(qū)氣井水平段成像測(cè)井裂縫解釋結(jié)果Table 3 Image logging fractures interpretation results of horizontal section in gas wells in the target area

1.4 混合水壓裂的儲(chǔ)層適應(yīng)性

杭錦旗區(qū)塊儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、縱向結(jié)構(gòu)發(fā)育類(lèi)型多樣、氣水關(guān)系復(fù)雜，裂縫控制難度大。為此，需要分析不同儲(chǔ)層地質(zhì)特征、儲(chǔ)層物性和氣水關(guān)系組合特征，針對(duì)儲(chǔ)層縱向砂體厚度比較大、隔夾層比較薄和地質(zhì)解釋水層不發(fā)育的儲(chǔ)層，研究實(shí)施混合水壓裂的地質(zhì)因素，包括巖石脆性指數(shù)、天然裂縫發(fā)育程度及目的層水平應(yīng)力差，避免盲目進(jìn)行壓裂施工作業(yè)造成氣井壓裂過(guò)程中溝通水層，導(dǎo)致氣井高產(chǎn)液低產(chǎn)氣。

2 混合水體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)

2.1 壓裂液體系優(yōu)選

混合水體積壓裂入地液量大，如果壓裂液體系選擇不合適，容易對(duì)地層造成嚴(yán)重的傷害，因此對(duì)壓裂液體系的性能要求較高。結(jié)合鄂爾多斯盆地杭錦旗區(qū)塊的儲(chǔ)層特征，采用FracproPT 壓裂模擬軟件，模擬了相同規(guī)模、不同施工液體組合條件下的裂縫參數(shù)、導(dǎo)流能力等，驗(yàn)證不同液體體系及注入方式下支撐劑的鋪置剖面形態(tài)，優(yōu)選出用于混合水體積壓裂的壓裂液體系。模擬方案：方案1，150 m3交聯(lián)液造縫（25%前置液）+450 m3交聯(lián)液攜砂+交聯(lián)液頂替；方案2，150 m3活性水造縫+450 m3活性水低砂比攜砂+活性水頂替；方案3，120 m3活性水造縫+170 m3線性膠低砂比攜砂+310 m3交聯(lián)液高砂比攜砂+活性水頂替；方案4，120 m3交聯(lián)液造縫+290 m3交聯(lián)液攜砂+190 m3活性水指進(jìn)（攜砂液與活性水交替注入），施工排量5～7 m3/min。每段入地液量600 m3左右，依據(jù)壓裂液類(lèi)型及實(shí)際泵注程序設(shè)計(jì)支撐劑濃度，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。

由表4 可知：采用方案3 的壓裂液體系形成的裂縫長(zhǎng)度及裂縫高度均較方案1 大幅增加，和方案2 采用活性水壓裂后的支撐縫長(zhǎng)和支撐縫高也基本相當(dāng)。

表 4 相同施工規(guī)模條件下不同壓裂方案的壓裂效果模擬結(jié)果Table 4 Simulation comparison of fracturing parameters under different fracturing schemes and the same scale

滑溜水具有黏度低（樣品平均黏度8.56 mPa·s）、界面張力低、易返排和對(duì)儲(chǔ)層傷害低的特性，同時(shí)還能開(kāi)啟并溝通更多的天然裂縫，有利于實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層體積壓裂，因此采用滑溜水作為施工前置液。但滑溜水?dāng)y砂性能有限，不能滿足高砂比攜砂的要求，為保證施工安全，采用黏度較高的線性膠交聯(lián)液作為攜砂液（線性膠黏度平均值64.3 mPa·s）。優(yōu)化后的混合水體積壓裂液配方：滑溜水為0.15%HPG+1.00% 防膨劑+0.05% 殺菌劑+0.50% 起泡劑+0.20%助排劑+0.20%Na2CO3，線性膠交聯(lián)液配方為0.45%HPG+1.00%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.50%起泡劑+0.20%助排劑+0.20%Na2CO3。

2.2 施工排量及施工規(guī)模優(yōu)化

杭錦旗區(qū)塊盒1 段致密砂巖儲(chǔ)層埋深2 985.00～3 015.00 m，儲(chǔ)層段砂體厚度30.00 m，滲透率0.103 mD，孔隙度7.3%，垂向應(yīng)力77.5 MPa，彈性模量28.2 GPa，泊松比0.2，斷裂韌性2.05 MPa·m1/2，利用FracproPT壓裂軟件模擬不同施工規(guī)模（200，300，400，600，800 和1 000 m3）及施工排量（2，4，6，8，10 和12 m3/min）條件下的裂縫參數(shù)（見(jiàn)表5），驗(yàn)證不同施工參數(shù)對(duì)裂縫形態(tài)的影響（見(jiàn)圖1 和圖2）。

表 5 不同施工規(guī)模及排量下裂縫參數(shù)模擬結(jié)果Table 5 Simulation results of fracture parameters under different fracturing scales and flowrates

圖 1 不同施工規(guī)模及排量對(duì)裂縫高度的影響Fig. 1 The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture height

模擬結(jié)果表明：隨著施工排量的增大，縫高呈逐漸增大趨勢(shì)，而縫長(zhǎng)在施工規(guī)模較小、施工排量為6 m3/min 時(shí)達(dá)到拐點(diǎn)，在施工規(guī)模較大、施工排量為8 m3/min 時(shí)達(dá)到拐點(diǎn)，為了達(dá)到既充分改造儲(chǔ)層又經(jīng)濟(jì)高效的目的，優(yōu)化施工排量為7.0 m3/min，施工規(guī)模為600～800 m3。

圖 2 不同施工規(guī)模及排量對(duì)裂縫長(zhǎng)度的影響Fig. 2 The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture length

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 總體應(yīng)用效果

杭錦旗區(qū)塊致密氣藏儲(chǔ)層采用常規(guī)水平井分段壓裂工藝進(jìn)行壓裂時(shí)效果較差，產(chǎn)量較低，達(dá)不到快速投產(chǎn)、建產(chǎn)的目的。因此，在充分的地質(zhì)評(píng)價(jià)及室內(nèi)攻關(guān)研究基礎(chǔ)上，為了充分改造目的層上、下砂體，采用混合水壓裂設(shè)計(jì)思路，利用高黏液造主縫，低黏液擴(kuò)縫指進(jìn)，再用高黏液攜砂增加導(dǎo)流能力，盡量溝通縱向氣層，擴(kuò)大儲(chǔ)層改造體積，并在杭錦旗區(qū)塊5 口井完成了41 段的混合水體積壓裂（見(jiàn)表6），其中4 口井的無(wú)阻流量大于9.0×104m3/d，平均無(wú)阻流量達(dá)到15.95×104m3/d，取得了較好的增產(chǎn)效果。只有JPH-D 井由于地質(zhì)原因?qū)е聦?shí)鉆水平段長(zhǎng)度僅為600.00 m，鉆遇具有全烴顯示的砂巖總長(zhǎng)度為326.00 m，占比較低，且最高全烴凈增值8.70%，水平段加權(quán)全烴凈增值4.28%，顯示較差，因此壓裂后效果不理想。

表 6 5 口井的混合水體積壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果Table 6 Field test results of volumetric fracturing with mixed water in 5 wells

3.2 典型井例

JPH-A 井是杭錦旗區(qū)塊一口開(kāi)發(fā)井，目的層為盒1 層，實(shí)鉆水平段總長(zhǎng)度為1 200.00 m，鉆遇砂巖總長(zhǎng)度為1 054.00 m，占水平段總長(zhǎng)度的87.83%；水平段鉆遇砂體厚度20.00 m；鉆遇具有全烴顯示的砂巖總長(zhǎng)度為702.00 m，占水平段總長(zhǎng)度的68.5%；水平段最高全烴凈增值41.17%，水平段加權(quán)全烴凈增值16.87%，體積壓裂的地質(zhì)基礎(chǔ)較好。該井目的層盒1-2 層、盒1-1 層測(cè)井解釋為含氣層、氣層，上覆盒1-3 層、盒1-4 層測(cè)井解釋為含氣層，目的層與盒1-3 層和盒1-4 層之間隔層厚度8.00 m 左右；下伏的山2-2 層測(cè)井解釋為含氣層，目的層與山2-2 層之間存在厚約7.00 m 的泥巖隔層，具有一定的遮擋效果。因此，在進(jìn)行混合水體積壓裂技術(shù)適應(yīng)性評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，開(kāi)展了混合水體積壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，并對(duì)壓裂后的壓降測(cè)試曲線進(jìn)行了G 函數(shù)分析（結(jié)果見(jiàn)圖3）。

圖 3 JPH-A 井壓裂后測(cè)試曲線G 函數(shù)分析結(jié)果Fig.3 Analysis results of G-function test data after fracturing in Well JPH-A

分析結(jié)果表明：壓裂施工過(guò)程中不僅壓開(kāi)了人工裂縫，而且開(kāi)啟了一部分原來(lái)閉合的天然裂縫，形成了較為復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)。壓裂泵注結(jié)束后，隨著壓裂液不斷向地層中濾失，裂縫內(nèi)的凈壓力逐漸下降，開(kāi)啟的裂縫又逐漸閉合，29.7 min 后裂縫完全閉合（見(jiàn)圖3，該閉合時(shí)間由軟件模擬獲?。?。

4 結(jié)論與建議

1）針對(duì)杭錦旗區(qū)塊部分儲(chǔ)層跨度大、脆性礦物發(fā)育脆性指數(shù)高、天然微裂縫較為發(fā)育的特點(diǎn)，采用混合水壓裂技術(shù)，可以有效提高主裂縫滲透率，增加微裂縫的復(fù)雜程度，擴(kuò)大儲(chǔ)層泄氣體積，提高單井產(chǎn)量。

2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果表明，縱向砂體厚度比較大、泥質(zhì)隔夾層比較薄或無(wú)隔層且地質(zhì)解釋上下水層不發(fā)育的儲(chǔ)層，可以應(yīng)用混合水體積壓裂技術(shù)進(jìn)行儲(chǔ)層改造，能夠取得較好的效果。

3）混合水壓裂液體系具有較低的黏度，現(xiàn)場(chǎng)配液大樣測(cè)試顯示黏度小于9 mPa·s，有利于在前置液造縫過(guò)程中形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

4）混合水體積壓裂技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層縱向上的改造較為充分，而杭錦旗部分區(qū)塊氣水關(guān)系較為復(fù)雜，因此建議加強(qiáng)選井選層工作，避免氣井壓裂改造過(guò)程中溝通水層導(dǎo)致高產(chǎn)液低產(chǎn)氣。