鄭東升，肖 陽，賈海正，何 文，李佳琦

(1.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；2.成都理工大學(xué)，四川 成都 610059；3.成都理工陽光能源科技有限公司，四川 成都 610059)

0 引 言

體積壓裂技術(shù)在國內(nèi)外致密油開發(fā)中取得了顯著效果，為致密儲(chǔ)層大規(guī)模開發(fā)提供了新的途徑。體積壓裂技術(shù)可以減小近井地帶滲流阻力，增大單井泄油面積。郭鵬[1]等采用RFPA-flow軟件建立了儲(chǔ)層的流固耦合模型，模擬裂縫擴(kuò)展；鄭鵬[2]基于SVFN程序，解決了有限元模擬中不能有效處理裂縫尖端奇異性的問題，能夠模擬人工裂縫與天然裂縫的交互作用及形成縫網(wǎng)的動(dòng)態(tài)過程；陳旭日[3]等利用三維離散元程序及其內(nèi)嵌fish語言建立表征天然裂縫的離散裂縫網(wǎng)絡(luò)，并考慮流固耦合建立水力裂縫與復(fù)雜DFN相互作用的頁巖水平井體積壓裂數(shù)值計(jì)算模型。

目前針對致密油儲(chǔ)層的體積壓裂技術(shù)還不完善，尤其對天然弱面的分析較少，且缺乏對人工裂縫與弱面相交后轉(zhuǎn)向規(guī)律研究。因此，以弱面理論為基礎(chǔ)，改進(jìn)了人工裂縫與天然弱面的相交準(zhǔn)則，并據(jù)此分析體積壓裂的施工可控參數(shù)影響，模擬了人工裂縫擴(kuò)展延伸及人工裂縫與天然弱面交互的縫網(wǎng)擴(kuò)展。

1 地質(zhì)概況

吉木薩爾凹陷致密油層富集區(qū)位于新疆準(zhǔn)噶爾盆地東部，主要含油層系二疊系蘆草溝組在整個(gè)凹陷內(nèi)均有分布，呈南厚北薄、西厚東薄的趨勢，平均厚度約為200.0～350.0 m。蘆草溝組自下而上劃分為蘆草溝組一段P2l1和二段P2l2，并細(xì)分為P2l12、P2l11、P2l22、P2l21。上“甜點(diǎn)”體位于蘆二段二層組(P2l22)中上部，厚度為13.4～43.0 m，平均為37.8 m。儲(chǔ)層為咸化濱淺湖的沉積環(huán)境，巖性復(fù)雜，縱向薄互層發(fā)育，巖性主要包含砂巖、泥巖、云巖及礫巖。蘆草溝組地層壓力系數(shù)為1.27～1.32，屬異常高壓壓力系統(tǒng)。估算地層壓力為39.02 MPa，地層溫度為85.66 ℃。地面原油密度平均為0.888 g/cm3，50 ℃原油黏度平均為50.27 mPa·s，凝固點(diǎn)平均為17.60 ℃。測井結(jié)果表征儲(chǔ)層高角度縫等天然裂縫及層理發(fā)育，地層發(fā)育泥質(zhì)條帶、泥巖薄層，導(dǎo)致隔層具有極強(qiáng)的抗壓能力，影響水平井人工裂縫縱向溝通能力。

2 水力壓裂人工裂縫和弱面相交作用準(zhǔn)則

為了具體研究體積壓裂裂縫擴(kuò)展規(guī)律，針對人工裂縫與天然弱面相交后形成的裂縫形態(tài)，分為直接延伸和轉(zhuǎn)向延伸進(jìn)行研究[4-19]。

2.1 人工裂縫穿過天然弱面直接延伸

根據(jù)最小主應(yīng)力準(zhǔn)則，若人工裂縫與弱面相交，則在相交點(diǎn)后方人工裂縫的延伸方向會(huì)垂直于最小地應(yīng)力方向。根據(jù)Blanton準(zhǔn)則，該情況下，相交流體壓力需要滿足：

pi(t)>σt+To

(1)

(2)

相交點(diǎn)的流體壓力可以凈壓力的形式表示：

pi(t)=pnet(t)+σ3

(3)

式中：pi(t)為人工裂縫與弱面相交處的壓力，MPa；σt為平行于天然弱面的正應(yīng)力，MPa；To為巖石抗張強(qiáng)度，MPa；pnet(t)為裂縫延伸凈壓力，MPa；θ為逼近角，即人工裂縫與弱面夾角，°；σ1為最大水平主應(yīng)力，MPa；σ3為最小水平主應(yīng)力，MPa。

為了在天然弱面的另一側(cè)壁面重新起裂，保證人工裂縫的繼續(xù)延伸，交點(diǎn)處的流體壓力必須克服應(yīng)力σt與巖石的抗張強(qiáng)度To的和。

將式(3)代入式(1)中有：

(4)

由式(4)可知，裂縫延伸的凈壓力主要與逼近角和巖石抗張強(qiáng)度相關(guān)。

2.2 人工裂縫沿弱面轉(zhuǎn)向延伸

當(dāng)人工裂縫與弱面相交，交點(diǎn)的流體壓力不滿足穿過天然弱面的力學(xué)條件時(shí)，人工裂縫只能沿天然弱面的端部起裂延伸，從天然弱面的端部破裂繼續(xù)垂直于最小水平主應(yīng)力延伸。該情況下，相交流體壓力滿足：

ptip>Δpnf+To，tip

(5)

Δpe=pnet(t)+σn

(6)

式中：ptip為人工裂縫端部壓力，MPa；σn為作用于天然弱面上的垂向應(yīng)力，MPa；To，tip為天然弱面端部的巖石抗張強(qiáng)度，MPa；Δpe為裂縫入口壓力，MPa；Δpnf為交點(diǎn)與最近裂縫端部之間的流體壓力，MPa。

對于Δpnf可采用弱面內(nèi)流體滲流方程式進(jìn)行計(jì)算。在儲(chǔ)層實(shí)際條件下，弱面端部的流體壓力必須大于從弱面端部起裂的門限壓力，假設(shè)弱面最初延伸方向?yàn)槿趺娴膶?shí)際走向，則需要滿足：

(7)

式中：To，e為破裂處的巖石抗張強(qiáng)度，MPa。

根據(jù)式(4)、(7)，建立的人工裂縫與弱面相交作用準(zhǔn)則給出人工裂縫與弱面相交作用下的延伸路徑及判斷方法，可用于人工裂縫和弱面相交作用分析和遠(yuǎn)場縫網(wǎng)形成的過程分析。由于吉木薩爾復(fù)雜的沉積環(huán)境，通過人工裂縫與天然弱面的交互準(zhǔn)則可知，只有更改凈壓力，才可改變?nèi)斯ち芽p與天然弱面的交互形態(tài)，而通過改變排量可以有效改變凈壓力。隨著排量的增大，當(dāng)人工裂縫與天然裂縫相交時(shí)，初始無法穿過的天然裂縫也會(huì)隨著凈壓力的增大從而轉(zhuǎn)向穿過天然裂縫，生成更多的次生裂縫，形成復(fù)雜的縫網(wǎng)，同時(shí)，裂縫的支撐面積和支撐體積都會(huì)相應(yīng)增大。

3 實(shí)例應(yīng)用

根據(jù)前文論述，吉木薩爾高角度裂縫弱面發(fā)育，結(jié)合弱面相交作用準(zhǔn)則可知，吉木薩爾區(qū)塊在壓裂后易形成縫網(wǎng)，通過改變排量、凈液量和砂比3項(xiàng)施工參數(shù)進(jìn)行體積改造綜合分析。

設(shè)置排量分別為6、9、12、15、18 m3/min，進(jìn)行弱面及人工裂縫交互模擬(圖1)。由圖1可知，排量為9 m3/min時(shí)效果最好，但是同時(shí)結(jié)合支撐面積及濾失體積綜合分析，12 m3/min為最優(yōu)值，主要是由于隨著排量的增大，在射孔處憋壓更嚴(yán)重，縫寬和縫高都會(huì)相應(yīng)增大，裂縫支撐面積和支撐體積也隨之增大。

圖1 排量影響因素分析

設(shè)置凈液量分別為432、865、1 298、1 730、2 163、2 596、3 029 m3，進(jìn)行弱面及人工裂縫交互模擬(圖2)。由圖2可知，從裂縫體積方面考慮凈液量越高越好，而支撐面積從2 596 m3開始基本平衡不變，濾失體積隨凈液量的增大而增大，因此，凈液量為2 596 m3最優(yōu)。這是由于凈液量的增大會(huì)造成次生裂縫增長，生成更復(fù)雜的縫網(wǎng)，會(huì)直接影響縫網(wǎng)的支撐體積與支撐面積，所以凈液量是增大縫網(wǎng)壓裂改造的關(guān)鍵因素之一。圖2中1 200～1 700 m3處裂縫的支撐面積和支撐體積出現(xiàn)起伏，主要是由于模擬時(shí)此處溝通的天然弱面數(shù)量和屬性不同，可能會(huì)造成一些偏差。

圖2 凈液量影響因素分析

設(shè)置砂比分別為0.1、0.2、0.3、0.4、0.5、0.6，進(jìn)行弱面及人工裂縫交互模擬(圖3)。結(jié)合儲(chǔ)層具體地質(zhì)力學(xué)情況，從支撐面積和支撐體積方面綜合考慮，認(rèn)為砂比為0.1～0.2時(shí)最優(yōu)。這是由于隨著砂比的增大，支撐劑會(huì)增大裂縫的支撐面，但隨著支撐劑增多，大顆粒支撐劑難以進(jìn)入縫網(wǎng)拐角及裂縫端部，少量支撐劑可以進(jìn)入次生裂縫防止裂縫閉合，因此，隨著砂比增大，裂縫支撐面積和支撐體積都會(huì)達(dá)到臨界值。

圖3 砂比影響因素分析

4 結(jié) 論

(1) 基于弱面理論，得到了人工裂縫與天然弱面相交準(zhǔn)則，同時(shí)建立了數(shù)學(xué)模型。針對人工裂縫與天然弱面交互的形態(tài)，通過改變排量從而改變凈壓力，進(jìn)而改變?nèi)斯ち芽p與天然弱面交互的形態(tài)。

(2) 通過改變施工參數(shù)進(jìn)行弱面及人工裂縫交互模擬，研究表明：結(jié)合支撐面積及濾失體積綜合分析排量對裂縫體積的影響，排量最優(yōu)值為12 m3/min；考慮濾失體積及支撐面積分析凈液量對裂縫體積的影響，最優(yōu)值為2 596 m3；結(jié)合儲(chǔ)層具體地質(zhì)力學(xué)情況，從支撐面積和支撐體積綜合考慮，認(rèn)為砂比為0.1～0.2時(shí)，可形成最優(yōu)縫網(wǎng)。