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. 中國石油玉門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，杭錦旗區(qū)塊先后開展了管外封隔器預(yù)置管柱多級分段壓裂、連續(xù)油管拖動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，取得了一定的開發(fā)效果，但隨著開發(fā)規(guī)模不斷增大及有利儲集區(qū)逐漸減少，受儲隔層多期疊置及沉積環(huán)境的制約，單靠增大縫長已經(jīng)無法達到提高增產(chǎn)效果的目的[2]。

筆者針對杭錦旗區(qū)塊儲層改造過程中存在的問題，在借鑒鄂爾多斯盆地其他致密砂巖儲層改造經(jīng)驗的基礎(chǔ)上[3-5]，開展了杭錦旗區(qū)塊儲層巖性及天然裂縫發(fā)育特征研究，通過計算目標區(qū)的儲層脆性指數(shù)及微裂縫發(fā)育特征再認識，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，并進行了混合水體積壓裂技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用，取得了較好的儲層改造效果。

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)主要是針對天然裂縫發(fā)育、巖石脆性指數(shù)較高的致密儲層，采用滑溜水、線性膠和交聯(lián)液等不同類型的壓裂液進行交替壓裂作業(yè)，在形成復(fù)雜支縫及高導(dǎo)流主縫的同時開啟天然裂縫并形成有效支撐，實現(xiàn)對儲層的三維“立體改造”。其增產(chǎn)機理是：采用“大排量+低砂比+大液量壓裂液體系”的施工方式，開啟天然裂縫，使裂縫壁面產(chǎn)生剪切滑移、錯斷，形成“自撐”式支撐，使人工裂縫與儲層天然裂縫相結(jié)合并貫穿整個油氣藏的縫網(wǎng)系統(tǒng)，從而提高單井產(chǎn)量[8]。

國內(nèi)外相關(guān)文獻調(diào)研結(jié)果表明，混合水壓裂過程中影響微網(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性及應(yīng)用效果，需要對目標區(qū)的工程地質(zhì)特征進行針對性分析。

1.1 巖石脆性指數(shù)

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

表 1 X 井盒1 儲層部分井段全巖礦物組分及脆性指數(shù)計算結(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 儲層脆性指數(shù)較高，大部分大于50%，少部分大于70%，說明儲層巖石大部分具有明顯的脆性特征，甚至顯示為強脆性特征。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)進儲層改造，其儲層巖石脆性指數(shù)在50.0%左右才能形成微裂縫網(wǎng)絡(luò)[9]。因此，目標區(qū)盒1 儲層在壓裂改造過程中主縫形成及延伸的同時易于形成錯斷、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（見表2），說明目標區(qū)盒1 儲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，加強井區(qū)選井選層工作；同時部分儲隔層應(yīng)力差較?。?.8～3.5 MPa），而要形成復(fù)雜的縫網(wǎng)，實現(xiàn)對儲層的深度改造，還需要具備一個條件——施工過程中縫內(nèi)凈壓力能夠克服儲隔層的應(yīng)力差，實現(xiàn)裂縫縱向穿層。采用FracproPT 壓裂模擬軟件分析壓裂后凈壓力，可知施工過程中單層縫內(nèi)瞬間凈壓力可達5.0～6.0 MPa，說明盒1 儲層具備裂縫穿層的地質(zhì)條件。

表 2 盒1 儲層工程地質(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，無論水平應(yīng)力差多大，裂縫都將張開，有利于縫網(wǎng)的形成；天然裂縫與人工裂縫夾角在30°～60°時，若水平應(yīng)力差小則裂縫張開，有利于縫網(wǎng)的形成，若水平應(yīng)力差大則裂縫不張開，不利于縫網(wǎng)的形成；天然裂縫與人工裂縫夾角大于60°時，無論水平應(yīng)力差多大，裂縫都難以張開。由成像測井分析結(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 段裂縫類型以高導(dǎo)流縫為主（見表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 目標區(qū)氣井水平段成像測井裂縫解釋結(jié)果Table 3 Image logging fractures interpretation results of horizontal section in gas wells in the target area

1.4 混合水壓裂的儲層適應(yīng)性

杭錦旗區(qū)塊儲層非均質(zhì)性強、縱向結(jié)構(gòu)發(fā)育類型多樣、氣水關(guān)系復(fù)雜，裂縫控制難度大。為此，需要分析不同儲層地質(zhì)特征、儲層物性和氣水關(guān)系組合特征，針對儲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)育的儲層，研究實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，避免盲目進行壓裂施工作業(yè)造成氣井壓裂過程中溝通水層，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，容易對地層造成嚴重的傷害，因此對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（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)壓裂液類型及實際泵注程序設(shè)計支撐劑濃度，試驗結(jié)果見表4。

由表4 可知：采用方案3 的壓裂液體系形成的裂縫長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、易返排和對儲層傷害低的特性，同時還能開啟并溝通更多的天然裂縫，有利于實現(xiàn)儲層體積壓裂，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 段致密砂巖儲層埋深2 985.00～3 015.00 m，儲層段砂體厚度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)（見表5），驗證不同施工參數(shù)對裂縫形態(tài)的影響（見圖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，而縫長在施工規(guī)模較小、施工排量為6 m3/min 時達到拐點，在施工規(guī)模較大、施工排量為8 m3/min 時達到拐點，為了達到既充分改造儲層又經(jīng)濟高效的目的，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)模及排量對裂縫長度的影響Fig. 2 The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture length

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 總體應(yīng)用效果

杭錦旗區(qū)塊致密氣藏儲層采用常規(guī)水平井分段壓裂工藝進行壓裂時效果較差，產(chǎn)量較低，達不到快速投產(chǎn)、建產(chǎn)的目的。因此，在充分的地質(zhì)評價及室內(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)計思路，利用高黏液造主縫，低黏液擴縫指進，再用高黏液攜砂增加導(dǎo)流能力，盡量溝通縱向氣層，擴大儲層改造體積，并在杭錦旗區(qū)塊5 口井完成了41 段的混合水體積壓裂（見表6），其中4 口井的無阻流量大于9.0×104m3/d，平均無阻流量達到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聦嶃@水平段長度僅為600.00 m，鉆遇具有全烴顯示的砂巖總長度為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)場試驗效果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)塊一口開發(fā)井，目的層為盒1 層，實鉆水平段總長度為1 200.00 m，鉆遇砂巖總長度為1 054.00 m，占水平段總長度的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度為702.00 m，占水平段總長度的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 層測井解釋為含氣層、氣層，上覆盒1-3 層、盒1-4 層測井解釋為含氣層，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，在進行混合水體積壓裂技術(shù)適應(yīng)性評價的基礎(chǔ)上，開展了混合水體積壓裂現(xiàn)場試驗，并對壓裂后的壓降測試曲線進行了G 函數(shù)分析（結(jié)果見圖3）。

圖 3 JPH-A 井壓裂后測試曲線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：壓裂施工過程中不僅壓開了人工裂縫，而且開啟了一部分原來閉合的天然裂縫，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，開啟的裂縫又逐漸閉合，29.7 min 后裂縫完全閉合（見圖3，該閉合時間由軟件模擬獲?。?。

4 結(jié)論與建議

1）針對杭錦旗區(qū)塊部分儲層跨度大、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，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，擴大儲層泄氣體積，提高單井產(chǎn)量。

2）現(xiàn)場應(yīng)用效果表明，縱向砂體厚度比較大、泥質(zhì)隔夾層比較薄或無隔層且地質(zhì)解釋上下水層不發(fā)育的儲層，可以應(yīng)用混合水體積壓裂技術(shù)進行儲層改造，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)場配液大樣測試顯示黏度小于9 mPa·s，有利于在前置液造縫過程中形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

4）混合水體積壓裂技術(shù)對儲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，因此建議加強選井選層工作，避免氣井壓裂改造過程中溝通水層導(dǎo)致高產(chǎn)液低產(chǎn)氣。