謝 菁，李 青，晁海德，王琪瑋，趙洪岳，薛 晟

(1. 青海省第四地質(zhì)勘查院, 西寧 810029; 2. 青海省頁巖氣資源重點實驗室, 西寧 810029)

0 引言

體積壓裂技術(SRV)是非常規(guī)油氣儲層開采提高單井產(chǎn)量的有效方法。體積壓裂即通過“打碎儲層”的方式對非常規(guī)油氣藏進行水力壓裂，使天然裂縫擴張，脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫復雜交錯的裂縫網(wǎng)絡，從而增大改造體積，增大導流能力，提高單井產(chǎn)量[1]。從大量研究成果得出，儲層巖石脆性特征、天然裂縫特征和地應力分布特征是儲層是否具有體積壓裂可行性的3個主要因素[2]。巖石脆性由巖石礦物組分和巖石力學性質(zhì)決定，巖石具有顯著脆性特征是儲層體積改造的基礎；良好天然裂縫的發(fā)育是儲層體積改造的條件；地應力的分布情況決定體積改造后裂縫的分布方向。八頁2井處于柴達木盆地東昆侖腹地八寶山盆地，是目前國內(nèi)海拔最高的一口頁巖氣井，主要鉆穿中下侏羅統(tǒng)羊曲組、上三疊統(tǒng)八寶山組上段以及上三疊統(tǒng)八寶山組下段，該套頁巖氣藏儲集空間多樣，非均質(zhì)性強，巖性復雜，儲層致密，常規(guī)壓裂工藝無法滿足這種非常規(guī)頁巖氣的措施改造，因此體積壓裂是實現(xiàn)八頁2井儲層有效改造的方向，其體積壓裂的成功將為柴達木盆地高原頁巖氣的勘探開發(fā)提供先導性的關鍵意義。

1 八頁2井儲層地質(zhì)特征

八頁2井位于青海省北部東昆侖八寶山盆地，盆地位于布爾汗布達山主脊南，東昆侖地質(zhì)構(gòu)造帶昆中結(jié)合帶及其南側(cè)[3]。八頁2井主要鉆穿中下侏羅統(tǒng)羊曲組、上三疊統(tǒng)八寶山組上段和上三疊統(tǒng)八寶山組下段3套含氣層[4]。其中上三疊統(tǒng)八寶山組主要形成于海陸交互相為主的碎屑巖與火山巖沉積，該套地層盆地內(nèi)分布面積約為800 km2，厚度為1 000～1 200 m不等，且該套地層走向分布連續(xù)，地層厚度變化穩(wěn)定，產(chǎn)狀平緩(傾角一般為10°～20°)，儲層巖石主要以泥頁巖、粉砂巖為主，礦物類型多樣，物性呈低孔低滲特征，有機質(zhì)成熟度較高。八頁2井儲層有以下地質(zhì)特征：

1)“一淺”。八頁2井儲層埋深較淺，儲層埋深為670～1 158 m，屬于淺層頁巖氣井，地層壓力系數(shù)1.15，壓力系數(shù)較低，屬于常壓頁巖氣井。

2)“兩低”。巖性致密，孔隙度低，滲透率低。

孔隙度低：從八頁2井樣品物性分析化驗數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果來看，上三疊統(tǒng)八寶山組孔隙度為0.13%～6.37%，平均為1.25%，大多集中在0～2%，如圖1所示?？傮w上看，各儲層段孔隙度較低，儲集性能較差。

圖1 八頁2井孔隙度分布直方圖Fig.1 Prosity distribution histogram of well Baye2

滲透率低：對八頁2井上三疊統(tǒng)八寶山組共采集40件樣品進行滲透率分析，滲透率為(0.002 5～1.194 8)×10-3μm2，平均為0.16×10-3μm2，主要集中在小于0.10×10-3μm2，如圖2所示，整體上屬于特低滲儲層。

圖2 八頁2井滲透率分布直方圖Fig.2 Permeability distribution histogram of well Baye2

3)“三多”。儲層礦物類型多樣，礦物成分主要為石英、長石、巖屑等；儲集空間類型多樣；流體類型多樣，除甲烷外，儲層還含有CO2氣體。

上三疊統(tǒng)八寶山組暗色泥頁巖中礦物以石英、斜長石、白云石、菱鐵礦及黏土礦物為主，脆性礦物總含量為36.0%～75.2%，平均為53.91%，石英所占比例最大。黏土礦物含量為23.9%～60.7%，平均為43.75%，以伊蒙間層為主，如圖3所示。

圖3 上三疊統(tǒng)八寶山組下段暗色泥頁巖礦物組成圖Fig.3 Mineral composition of dark shale in the lower member of Upper Triassic Babaoshan Formation

八頁2井巖心樣孔隙類型主要為礦物粒間孔隙、溶蝕孔隙、裂縫孔隙及很少的有機質(zhì)孔隙。礦物粒間孔隙多以殘余粒間孔隙為主，形態(tài)因壓實作用多呈現(xiàn)不規(guī)則狀；溶蝕孔多以黏土礦物和碎屑顆粒粒間、粒內(nèi)溶蝕孔為主，多呈不規(guī)則狀，連通性較差。以區(qū)內(nèi)典型粉砂巖孔隙類型鏡下圖片為例，其中礦物粒間孔隙、礦物溶蝕孔隙、礦物層間孔隙發(fā)育，如圖4所示。

圖4 八頁2井深灰色粉砂巖孔隙狀況Fig.4 Pore condition of dark gray siltstone in well Baye2

4)“四高”。八頁2井海拔高、有機質(zhì)豐度高、裂縫發(fā)育程度高、楊氏模量較高。

海拔高：八頁2井海拔4 048.11 m，是目前國內(nèi)海拔最高的頁巖氣井，對該井的壓裂開發(fā)受海拔制約，對壓裂工藝、壓裂設備等都有相對較高的要求。

有機質(zhì)豐度高：八寶山盆地上三疊統(tǒng)八寶山組有機碳含量為0.38%～23.09%，各儲層段有機碳含量主要為中等含量有機質(zhì)，且自上而下呈現(xiàn)逐漸變大又逐漸變小的趨勢。樣品干酪根鏡檢分析表明有機質(zhì)以鏡質(zhì)組為主，少數(shù)含腐泥組及惰質(zhì)組，鏡質(zhì)組以正常鏡質(zhì)體為主，棱角清晰，呈碎屑狀，透射光下呈黑色，無熒光。有機質(zhì)類型指數(shù)為-78.25～-73.00，均為Ⅲ型干酪根。選取120塊樣品進行鏡質(zhì)體反射率的測試，Ro為2.37%～3.45%，表明八寶山組泥頁巖進入過成熟演化階段，以生成干氣為主，八頁2井每段有機地化情況見表1。

表1 八頁2井有機地化統(tǒng)計表Table 1 Organic geochemical statistics of well Baye2

裂縫發(fā)育程度高：八頁2井巖心情況表明裂縫發(fā)育程度較高，其中宏觀裂縫多為水平裂縫及高角度裂縫，多為方解石充填，縫寬為2～5 mm；微裂縫多為泥質(zhì)或鐵質(zhì)充填，縫寬為0.01～0.30 mm。泥頁巖儲層中發(fā)育的裂縫系統(tǒng)，對頁巖氣儲層壓裂起到關鍵性的作用，不僅有利于游離氣的富集，同時還是頁巖氣滲流運移的主要通道，并且它們還對后期誘導裂縫的擴展產(chǎn)生強烈影響，如圖5所示。

圖5 八頁2井巖心裂縫照片F(xiàn)ig.5 photos of core fractures of well Baye2

三軸應力實驗對八頁2井巖心樣品測試得到八寶山組楊氏模量為23.55～33.27 GPa,泊松比為0.150～0.235，呈現(xiàn)高楊氏模量和低泊松比的特征，巖石力學參數(shù)見表2。

表2 八頁2井巖石力學參數(shù)計算表Table 2 Calculation of rock mechanical parameters of well Baye2

2 體積壓裂可行性評價

依據(jù)頁巖氣體積壓裂技術研究和八寶山盆地儲層研究結(jié)果表明，八寶山組天然裂縫發(fā)育，巖石脆性較強，水平主應力差較小，壓裂后易形成復雜縫網(wǎng)，因此八頁2井適合進行體積壓裂。

2.1 儲層天然裂縫特征

天然裂縫是巖石中沒有明顯位移的斷裂，它既是油氣的儲集空間，也是滲流通道。與有機質(zhì)生烴時形成的輕微超壓而使泥頁巖儲層破裂或與差異水平壓力有關[5]。一般來說，裂縫較發(fā)育的氣藏，一方面裂縫為頁巖氣和地層水提供了運移通道和聚集空間，有助于總含氣量的增加，另一方面，發(fā)育的天然裂縫是體積壓裂可形成復雜裂縫網(wǎng)絡的基礎。

八寶山盆地內(nèi)上三疊統(tǒng)八寶山組鑄體薄片測試結(jié)果顯示，巖石中微裂縫主要為生烴增壓壓裂縫、成巖收縮裂縫及溶蝕裂縫，縫寬多為0.1～0.8 μm。其中粉砂巖中以溶蝕裂縫為主，泥巖及含炭頁巖中以生烴增壓壓裂縫為主。區(qū)內(nèi)巖石中微裂縫一般為不規(guī)則、彎曲、不連續(xù)的，在方向上沒有一致性，分布的隨機性很大，受構(gòu)造影響很小，規(guī)模較小，如圖6和圖7所示。上三疊統(tǒng)八寶山組裂縫發(fā)育程度較高，裂縫頻率也較高，有利于縫網(wǎng)壓裂工藝。

圖6 上三疊統(tǒng)八寶山組上段微裂隙Fig.6 Microfractures in the upper member of Babaoshan Formation of Upper Triassic

圖7 上三疊統(tǒng)八寶山組下段微裂隙Fig.7 Microfractures in the lower member of Babaoshan Formation of Upper Triassic

2.2 儲層巖石脆性特征

儲層巖石的脆性主要由巖石中含有的礦物決定，目前國內(nèi)常用的致密油氣脆性指數(shù)判別法有巖石力學參數(shù)法、巖石礦物分析法、儲層巖石破壞峰值強度和殘余強度3種評價方法[6]。通過現(xiàn)場測試，礦物含量法、巖石力學參數(shù)法綜合計算出八寶山組脆性指數(shù)為38.1%～51.8%，八頁2井礦物含量法計算脆性指數(shù)統(tǒng)計情況見表3，體現(xiàn)為中等較高脆性。通過大規(guī)模、大排量“體積壓裂”改造，可以打碎儲層，有利于形成復雜縫網(wǎng)，如圖8所示。

表3 八頁2井礦物含量法計算脆性指數(shù)統(tǒng)計表

圖8 巖石力學脆性與裂縫形態(tài)的關系圖Fig.8 Relationship between rock mechanical brittleness and crack morphology

2.3 地應力分布特征

以往研究成果表明，形成縫網(wǎng)應力條件判別包括2個條件：1)地應力差越小，越有利于形成復雜的網(wǎng)絡裂縫；2)凈壓力大于水平主應力差，則具備形成復雜人工縫網(wǎng)的力學條件。在高水平主應力差條件下，水力裂縫易在巖體起裂產(chǎn)生較為平直的對稱雙翼裂縫，而在低水平主應力差條件下，水力裂縫則較易在天然裂縫起裂進行擴展，形成網(wǎng)狀裂縫，如圖9所示。

圖9 地應力對裂縫形態(tài)影響示意圖Fig.9 Effect of in-situ stress on fracture morphology

通過測井資料進行巖石力學計算回歸，八頁2井Ⅳ層組地應力剖面圖如圖10所示。圖中可以看到楊氏模量、體積彈性模量、出砂指數(shù)、深度和水平主應力等相關數(shù)據(jù)，得出地層應力梯度平均為0.017 MPa/m，水平主應力差較小，平均為4.63 MPa。射孔壓裂段水平主應力分布見表4。水平主應力差較小有利于形成較均勻縫網(wǎng)，為了縫網(wǎng)波及范圍更廣，可以采用加大施工規(guī)模，縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向等手段增加縫內(nèi)凈壓力，實現(xiàn)更多裂縫受到有效刺激[7]。

圖10 八頁2井Ⅳ層組地應力剖面圖Fig.10 In-situ stress profile of layer IV group of well Baye2

表4 射孔壓裂段水平主應力分布情況Table 4 Distribution of horizontal principal stress in perforation and fracturing section

八頁2井第Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ,Ⅳ層組水平主應力差較小的特點，具有形成復雜縫網(wǎng)的結(jié)構(gòu)弱面和應力條件，有利于實施縫網(wǎng)體積壓裂。

綜上所述，八寶山盆地八頁2井八寶山組平均滲透率為0.16×10-3μm2，平均孔隙度為1.25%，儲層致密，需要通過體積壓裂，增加導流能力才能獲得較高的產(chǎn)量，并且該井儲層脆性指數(shù)較高，天然裂縫較發(fā)育，水平主應力差較小，具備了形成復雜縫網(wǎng)的脆性條件和結(jié)構(gòu)弱面條件，適用于體積壓裂[8]。

3 結(jié)論及建議

1)八寶山盆地八頁2井八寶山組平均滲透率0.16×10-3μm2，平均孔隙度為1.25%，儲層致密，需要通過體積壓裂才能“打碎”儲層，增大流氣通道，擴大泄氣面積，從而達到好的單井開發(fā)效果；

2)八頁2井的儲層裂縫發(fā)育程度高，脆性指數(shù)較高(38.1%～51.8%)，水平主應力差小(4.52～4.78 MPa)，具有體積壓裂過程中形成復雜裂縫的儲層條件；

3)八頁2井具有進行體積壓裂的可行性，體積壓裂是八寶山地區(qū)頁巖氣井提高產(chǎn)氣量的有效手段，在體積壓裂前需要進一步開展工程地質(zhì)一體化研究，加強地質(zhì)甜點的預測，以期提高開發(fā)成功率；

4)對于八頁2井這類常壓甚至低壓頁巖氣井，壓裂后需要優(yōu)化排液制度，強化排水采氣研究才能達到更好的開采效果；

5)建議體積壓裂前進行小壓分析，更精確地進行壓裂過程中壓力預測及壓裂材料準備，壓裂過程中加強井下微地震監(jiān)測，深入分析裂縫擴展形態(tài)，研究液量、排量、砂量等工藝參數(shù)、儲層改造體積、壓后效果的關系，進一步評價體積壓裂的成功性。

6)針對埋深淺、地層壓力小的問題，可以在體積壓裂過程中采用暫堵轉(zhuǎn)向工藝來提高地層壓力及增加裂縫的復雜程度，起到更好的壓裂作用。