鄧賢文

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453）

1 區(qū)塊概況

海拉爾盆地布達(dá)特群裂縫型儲層是海拉爾油田實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)上儲的層系。儲層平均孔隙度為7.8%，平均滲透率為0.15×10－3μm2，儲層厚度較大，基質(zhì)致密且裂縫發(fā)育。在以往壓裂改造過程中，由于儲層天然微裂縫發(fā)育、人工裂縫形態(tài)復(fù)雜，加之儲層上下沒有應(yīng)力遮擋，人工裂縫沿天然裂縫延伸時(shí)形成多支縫，同時(shí)人工裂縫在高度上過度延伸，導(dǎo)致縫內(nèi)凈壓力低、主裂縫形成困難、壓裂施工成功率低。為提高施工成功率，采用縫網(wǎng)壓裂技術(shù)，可提高布達(dá)特群裂縫型儲層壓裂井的改造效果，保證壓裂形成的裂縫形態(tài)為網(wǎng)狀裂縫。

2 縫網(wǎng)壓裂地質(zhì)及工藝條件［1－2］

縫網(wǎng)壓裂適用于裂縫型脆性儲層，儲層脆性越大，越能提高剪切縫形成的概率，且有利于形成網(wǎng)狀裂縫。水力壓裂理論研究表明，人工裂縫和天然裂縫的夾角越小，天然裂縫張開的可能性越大，其縫網(wǎng)形成的越充分。但在高應(yīng)力差的情況下，天然裂縫將不會張開，且人工裂縫會直接穿過天然裂縫向前延伸，形不成縫網(wǎng)的條件［3－5］。因此，在實(shí)際壓裂作業(yè)過程中，決定水力裂縫形態(tài)的最主要因素是目標(biāo)層的地應(yīng)力特征和天然裂縫發(fā)育特征；次要因素是壓裂施工中的排量和壓裂液粘度的大小，它們能夠決定水力裂縫是否溝通附近閉合的天然裂縫，壓裂排量和壓裂液粘度它們可以人為控制。

2.1 天然裂縫發(fā)育狀況

布達(dá)特群儲層儲集空間以裂縫、孔洞為主，儲層天然裂縫發(fā)育，其中，以構(gòu)造裂縫最為發(fā)育，而構(gòu)造裂縫以張裂縫為主。張裂縫在張應(yīng)力的作用下形成，在巖心上表現(xiàn)為裂縫面粗糙不平整、尾端多呈樹枝狀分叉，且裂縫傾角大，裂縫寬度大，主要在0.1～1 mm之間，由于溶蝕作用，最大縫寬可達(dá)10 mm，并具有剪切性質(zhì)；裂縫密度的變化范圍為1.24～43.55條／m之間，平均裂縫發(fā)育頻率3.43條／m。該儲層天然裂縫發(fā)育，能滿足縫網(wǎng)壓裂的基本地質(zhì)條件。

2.2 儲層人工裂縫方位與天然裂縫夾角

采用多種測試方法分析了區(qū)塊地應(yīng)力方向，用古地磁巖心定向法測試了儲層水平最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|83°～95°，平均為北東89°；用井筒崩落法計(jì)算了儲層水平最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|85°～134°，平均為北東101°；用滯彈性應(yīng)變恢復(fù)法測試了儲層水平最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|84°～107°，平均為北東98°。經(jīng)綜合分析，區(qū)塊的最大主應(yīng)力方位應(yīng)是北東89°～101°。布達(dá)特群儲層成像資料表明區(qū)塊天然裂縫走向一般在北西65°～北東85°之間，儲層人工裂縫方位的天然裂縫夾角為4°～36°，有利于天然裂縫的開啟和縫網(wǎng)形成［6－7］。

2.3 儲層水平應(yīng)力差異

結(jié)合油田實(shí)際情況，根據(jù)儲層水平應(yīng)力差異系數(shù)來判斷改造儲層能否形成縫網(wǎng)。當(dāng)儲層水平應(yīng)力差異系數(shù)為0～0.3時(shí)，水力壓裂能夠形成充分的裂縫網(wǎng)狀；當(dāng)水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.3～0.5時(shí)，水力壓裂在高的凈壓力時(shí)，能夠形成較為充分的裂縫網(wǎng)狀；當(dāng)水平應(yīng)力差異系數(shù)大于0.5時(shí)，水力壓裂不能形成裂縫網(wǎng)狀。

式中：Kh——水平應(yīng)力差異系數(shù)；σmax——最大水平主應(yīng)力，MPa；σmin——最小水平主應(yīng)力，MPa。

當(dāng)布達(dá)特群儲層平均水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.18（表1），具備縫網(wǎng)形成的條件，在裂縫性儲層水力壓裂過程中，通過變液性、變排量提高裂縫內(nèi)凈壓力值，使裂縫延伸過程具備偏轉(zhuǎn)條件。當(dāng)主裂縫延伸遇阻，縫內(nèi)凈壓力逐漸增高，達(dá)到一定程度時(shí)，也可改變原有裂縫方向，并產(chǎn)生剪切裂縫。

表1 布達(dá)特儲層縫網(wǎng)壓裂施工壓力情況

3 縫網(wǎng)壓裂改造技術(shù)

3.1 縫網(wǎng)壓裂工藝

布達(dá)特群組儲層縫網(wǎng)壓裂過程中，采用交替注入無降阻滑溜水和降阻滑溜水變排量施工方式。為提高井底凈壓力，施工過程中采用大排量施工，以提高形成分支縫概率。整個(gè)工藝過程分為三個(gè)階段。階段一：施工初期。隨著裂縫延伸，采用降阻滑溜水大排量施工，溝通部分天然裂縫，并形成一定程度的分支縫。如果兩向應(yīng)力差異較大，形成裂縫形態(tài)以對稱雙翼縫為主。階段二：變排量壓裂。施工中期在低排量注入無降阻滑溜水溝通部分主縫后，再高排量注入降阻滑溜水，利用無降阻滑溜水在裂縫中摩阻高的特點(diǎn)，提高近井凈壓力，而儲層深部是無降阻滑溜水，由于摩阻較低，因此，能保持相對較高的凈壓力，促使分支縫形成。施工過程中根據(jù)壓力變化特征，進(jìn)行交替施工，進(jìn)一步促使分支縫充分形成。階段三：交聯(lián)凍膠攜砂壓裂。施工后期，為保證裂縫具有較高的導(dǎo)流能力，采用交聯(lián)凍膠攜砂填充裂縫，由于網(wǎng)狀裂縫已形成，壓裂液濾失面積大，裂縫寬度較窄，因此，采用小粒徑支撐劑充填裂縫，以降低砂堵風(fēng)險(xiǎn)。

貝38－B61－41井BI層在施工過程中，凈壓力一直上升，通過井底壓力及凈壓力分析，產(chǎn)生了4組分支裂縫，形成了以主縫和分支裂縫組合的網(wǎng)狀裂縫（圖1）。

圖1 貝38－B61－41井壓裂施工曲線及微地震監(jiān)測示意

3.2 縫網(wǎng)壓裂液體系

縫網(wǎng)壓裂液主要用滑溜水，滑溜水可采用陰離子聚合物，也可用低濃度線性膠。根據(jù)實(shí)驗(yàn)室50 mm連續(xù)油管摩阻測試對比實(shí)驗(yàn)結(jié)果，優(yōu)選降摩阻劑體積分?jǐn)?shù)為0.2%，其降阻效果明顯（圖2）。

最后攜砂壓裂階段采用適合布達(dá)特群組巖性的常規(guī)交聯(lián)凍膠壓裂液即能滿足要求。

3.3 現(xiàn)場應(yīng)用

縫網(wǎng)壓裂技術(shù)在海拉爾油田布達(dá)特群裂縫性儲層現(xiàn)場應(yīng)用4口井，壓前單井平均日產(chǎn)液1.0t，日產(chǎn)油0.6 t，壓后單井平均日產(chǎn)液9.4 t，日產(chǎn)油5.1 t，單井平均生產(chǎn)9個(gè)月后，仍保持較好的產(chǎn)量，增產(chǎn)效果明顯（表2）。

圖2 清水與滑溜水50mm連續(xù)油管摩阻效果對比

表2 布達(dá)特儲層縫網(wǎng)壓裂效果

在壓裂施工過程中，采取裂縫監(jiān)測技術(shù)對裂縫形態(tài)進(jìn)行監(jiān)測（圖3）。監(jiān)測結(jié)果表明大規(guī)?？p網(wǎng)壓裂主裂縫長度平均296.1 m，波及的裂縫寬度平均207.5 m，裂縫高度平均27.2 m，已形成了較大波及面積的網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)（表3）。

4 結(jié)論及認(rèn)識

（1）縫網(wǎng)壓裂技術(shù)對海拉爾油田布達(dá)特群組低滲透裂縫性儲層增產(chǎn)效果顯著。

（2）通過初步評價(jià)儲層裂縫結(jié)果與水平應(yīng)力差異系數(shù)可以判斷所改造的儲層能否形成縫網(wǎng)。

圖3 壓裂施工裂縫監(jiān)測圖

表3 布達(dá)特群組儲層縫網(wǎng)壓裂裂縫形態(tài)統(tǒng)計(jì)

（3）在較高應(yīng)力差不易形成的縫網(wǎng)地層中，采用大排量、變液性和變排量施工情況下，當(dāng)凈壓力超過兩相應(yīng)力差時(shí)，網(wǎng)狀裂縫的形成將更為明顯。

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