王 帆

(中石化華北油氣分公司石油工程技術研究院， 鄭州 450006)

東勝氣田人工裂縫高度影響因素分析與應用

王 帆

(中石化華北油氣分公司石油工程技術研究院， 鄭州 450006)

東勝氣田主力開發(fā)層位盒2儲層底部普遍含水，有效控制人工裂縫高度是實現(xiàn)氣田高效開發(fā)的關鍵。人工裂縫高度影響機理研究表明影響裂縫高度延伸的因素主要有可控和不可控因素2類。修正裂縫擴展模型，考慮儲隔層地應力差、施工排量等因素，對裂縫垂向延伸規(guī)律的影響因素進行分析，給出了不同條件下的控縫高壓裂設計思路，有效指導了壓裂設計施工參數(shù)的優(yōu)化。

東勝氣田； 人工裂縫高度； 裂縫擴展模型； 壓裂設計

東勝氣田屬于低孔、低滲氣田，壓裂改造是氣田增儲上產(chǎn)的主要技術手段，其主力開發(fā)層位盒2氣層底部鄰近盒1含水層。當下部遮擋層較薄或產(chǎn)層與遮擋層之間最小水平主應力差較小時，人工壓裂裂縫易壓穿遮擋層，溝通水層，不僅影響裂縫在水平方向上延伸，還會引起氣井水淹，影響壓后效果和后續(xù)措施的制定與實施。因此，加強壓裂改造過程中裂縫高度影響因素及延伸規(guī)律分析對壓裂方案的制定與實施具有重要意義。

1 人工裂縫高度影響機理研究

裂縫高度受地層物質(zhì)特性、地層應力差及裂縫韌度的控制。限制裂縫垂向延伸的是流體進入狹窄的裂縫末稍時受到的阻力。在造開一定的縫后，填充上浮劑或下沉劑。只要這些轉向劑能集中到裂縫上下狹窄的末稍處，就能生成一定的阻力值，這是人工控制裂縫垂向延伸的基本機理。

影響裂縫垂向延伸機理的3個主要因素是地層應力、巖石物質(zhì)特性、裂縫上下末稍阻力值。而在壓裂施工中影響裂縫垂向延伸的因素可歸結為2類：一類是不可控因素，包括地層應力、巖石物性，其中產(chǎn)層與遮擋層之間的最小水平主應力差是影響人工裂縫高度的最主要因素；另一類是可控因素，包括壓裂液流變性、施工排量以及射孔孔眼的布置[1]。

1.1 地應力影響裂縫高度機理分析

儲隔層地應力差是影響裂縫縱向延伸的主要因素。線彈性斷裂力學表明，裂縫發(fā)展的形狀取決于裂縫前緣的應力強度因子[2]。

在裂縫向前延伸的過程中，x方向有1個應力強度因子Kx，y方向有2個應力強度因子Ky1,Ky2。這3個應力強度因子的對比，決定了裂縫的幾何形狀。在泵注壓裂液的前期，裂縫達到上下隔層時，裂縫前緣呈雙維擴展，裂縫面近似為圓形；當裂縫繼續(xù)延伸時，隔層的塑性、韌性迫使裂縫呈一維擴展，裂縫呈矩形；當裂縫在y方向沖破并進入遮擋層后，裂縫呈不等速雙維擴展，而使裂縫呈橢圓形。這是壓裂中裂縫擴展的3個大致方向。當裂縫沿y方向前端處的應力強度因子達到其斷裂韌性時，裂縫就會在垂向上擴展延伸。

1.2 巖石物質(zhì)特性影響裂縫高度機理分析

巖石物質(zhì)特性不僅包括地層巖石的剛性、韌性、塑性等，還包括隔層與儲層界面的結合強度、巖石性質(zhì)差異等。就巖石物質(zhì)特性而言，對裂縫延伸影響較大的是巖石的塑性、韌性以及巖層間的滑移現(xiàn)象。在壓裂施工期間，隔層與儲層是否存在滑移現(xiàn)象，表現(xiàn)為隔層和儲層結合是否牢固。隔層與儲層的界面結合越不牢固，在壓裂施工時越容易產(chǎn)生滑移現(xiàn)象，裂縫垂向延伸入遮擋層越不容易[3]。

影響裂縫高度的施工參數(shù)包括流體的黏度，施工排量和射孔孔眼的布置。前期研究表明壓裂液黏度的變化能影響壓裂液的摩阻、懸砂以及濾失等性能，高黏度壓裂液有很好的攜砂能力，但造縫高度也較大[4]。射孔孔眼的布置可確保裂縫在儲層內(nèi)產(chǎn)生，但一旦人工裂縫離開井眼延伸，則巖石的性質(zhì)和周圍應力將再次成為影響裂縫高度的主控因素。不同地區(qū)由于地層情況不同，施工排量對裂縫高度的影響也不相同。一般而言，施工排量與裂縫高度的關系是排量越大，裂縫越高。

2 裂縫擴展模型的建立

明確了裂縫延伸高度的主要影響因素之后，為了進一步分析不同因素條件下裂縫縱向延伸規(guī)律，選擇合適的裂縫擴展模型至關重要。本次研究優(yōu)選Fracpro-PT軟件中的三維剪切去耦模型作為裂縫擴展基礎模型。通過分析水力壓裂施工時監(jiān)測到的井底縫口凈壓力與三維壓裂軟件模擬計算的縫口凈壓力，結合壓裂施工前后井溫測試結果，對裂縫擴展模型中的彈性模量、地應力等重要基礎參數(shù)進行修正。

錦42井是東勝氣田的1口探井。2012年2月26日對該井盒2氣層進行了主壓裂，射孔井段 2 442.5 — 2 445.0 m。施工參數(shù)見表1。

通過Fracpro-PT軟件對壓裂施工數(shù)據(jù)進行了凈壓力擬合，如圖1所示。

表1 錦42井盒2氣層壓裂施工參數(shù)

圖1 錦42井盒2氣層壓裂凈壓力擬合曲線

從圖1可以看出，隨著施工時間的增加，在前置液階段，凈壓力先上升后下降，表明裂縫向前延伸到一定程度后縫高略有失控，之后在攜砂液階段凈壓力緩慢上升，表明縫高得到了控制，裂縫繼續(xù)向前延伸。

根據(jù)擬合結果對彈性模量、地應力、復合層效應因子等參數(shù)進行了修正。利用修正后的參數(shù)重新對裂縫形態(tài)進行模擬，并將模擬得到的裂縫剖面與井溫測試結果進行對比。從井溫測試曲線分析裂縫上界面在2 431.0 m，裂縫下界面在2 453.9 m，裂縫高度為22.9 m；從裂縫模擬剖面分析，裂縫上界面在 2 435.0 m，裂縫下界面在2 459.0 m，裂縫高度為 24.0 m。對比分析表明，基于修正后的裂縫擴展模型預測的裂縫剖面與實際井溫測試結果吻合度較高，能夠較真實地反映裂縫擴展形態(tài)。

3 裂縫垂向延伸規(guī)律影響分析

結合東勝氣田盒2氣層厚度分布特征，選取儲層厚度分別為4.0、8.0、12.0、20.0 m，根據(jù)修正后的裂縫擴展模型，針對不同儲隔層應力差、施工排量、壓裂液黏度以及射孔位置等因素對裂縫垂向延伸規(guī)律的影響展開分析，為單井壓裂設計優(yōu)化提供指導。盒2層輸入的基礎參數(shù)見表2。

表2 盒2層基礎參數(shù)輸入表

在儲隔層應力差分別為2.0、4.0、6.0、8.0 MPa下，計算不同儲層厚度條件下儲隔層應力差所對應的裂縫高度，繪制動態(tài)縫高與儲隔層應力差關系曲線，如圖2所示。

圖2 動態(tài)縫高與儲隔層應力差的關系曲線

從圖2可以看出，應力差從2 MPa增加到8 MPa時，裂縫高度減小了4～22 m，減小幅度明顯。同時厚度越小的儲層對儲隔層應力差越敏感，而厚度大的儲層對隔儲層應力差敏感性較低。因此，可以通過形成人工隔層來改變裂縫垂向壓力分布[5]，起到增大儲隔層應力差的目的，實現(xiàn)對縫高的有效控制。

3.2 施工排量分析

計算壓裂施工排量分別為1.0、2.0、3.0、4.0 m3min時，不同儲隔層應力差條件下不同儲層厚度對應的裂縫高度，繪制動態(tài)縫高與施工排量的關系曲線，如圖3所示。

圖3 動態(tài)縫高與施工排量的關系圖

從圖3可以看出，排量從1.0 m3min增加到4.0 m3min時，裂縫高度增加了3～18 m，增加幅度明顯。同等應力差條件下，儲層厚度越小，則裂縫高度越易失控，儲層厚度越大，則裂縫縱向基本被控制在儲層段內(nèi)；同等儲層厚度條件下，儲層應力差越小，隨著排量的不斷增加，裂縫縱向突破程度越大。針對厚度小的儲層，控制施工排量在2.0 m3min以內(nèi)，針對厚度大的儲層，控制施工排量在3.0 m3min以內(nèi)，可以控制裂縫在垂向上的過度延伸，同時也有利于后續(xù)支撐劑的有效鋪置。

3.3 壓裂液黏度分析

計算壓裂液黏度分別為100、300、500、800 mPa·s時，不同儲隔層應力差條件下不同儲層厚度對應的裂縫高度，繪制動態(tài)縫高與壓裂液黏度的關系曲線，如圖4所示。

圖4 動態(tài)縫高與壓裂液黏度的關系曲線

從圖4可以看出，黏度從100 mPa·s增加到800 mPa·s時，裂縫高度呈小幅度增加。這表明黏度不是影響縫高的主要因素。壓裂液黏度一方面影響裂縫高度，另一方面還影響壓裂液的摩阻、攜砂能力和濾失性。若壓裂液黏度過大，會增加沿程摩阻，增加地面施工壓力，增大施工風險；另外增加稠化劑用量，會引起更大的殘渣傷害并增加施工成本。針對厚度較小的儲層，采用低黏度壓裂液可以起到一定的縫高控制效果。

4 現(xiàn)場應用實例分析

以東勝氣田某水平井為例，目的層為盒2氣層，完鉆井深3 698 m，實鉆水平段總長度為1 000 m，孔隙度為9.7%，滲透率為0.79×10-3μm2，屬于特低孔特低滲儲層。該井水平段垂深2 500 m，計算地層壓力為21.0 MPa，地層溫度為71.5 ℃。該井盒2氣層砂體厚度為26 m，與下伏含水地層有6 m左右的泥巖和砂質(zhì)泥巖隔層，計算儲隔層應力差為 6 MPa，遮擋效果一般。為避免溝通下伏含水地層，應用Fracpro-PT軟件，基于修正后的裂縫擴展模型，優(yōu)化壓裂施工排量為1.5～2.0 m3min，單段加砂量為4.9～6.0 m3，可以有效控制裂縫向下過度延伸。

該井壓后試氣平均日產(chǎn)氣量為39 836 m3，日產(chǎn)液10 m3，試氣結束計算無阻流量為63 506 m3d，取得了較好的控水增氣改造效果。

5 結 語

(1) 儲隔層地應力差對裂縫高度的影響最顯著，其次是施工排量。

(2) 針對東勝氣田不同儲隔層特征，優(yōu)化施工排量、壓裂液黏度等可控因素，選擇適合的縫高控制技術，消弱地應力等不可控因素對裂縫高度的影響，可有效地控制人工裂縫在垂向上的過度延伸?，F(xiàn)場應用表明，該方法對于提高壓裂改造效果具有較好的指導意義。

[1] 李年銀,趙立強,劉平禮,等.裂縫高度延伸機理及控縫高酸壓技術研究[J]．特種油氣藏,2006,13(2)：61-63.

[2] 李勇明,李崇喜,郭建春.砂巖氣藏壓裂裂縫高度影響因素分析[J].石油天然氣學報，2007,29(2)：87-90.

[3] 胡永全,任書泉.水力壓裂裂縫高度控制分析[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),1996,15(2):56-57．

[4] 李年銀,趙立強,張倩,等.裂縫高度延伸診斷與控制技術[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2008,27(5):81-84.

[5] 黃超,宋振云,李志航,等．夏9井區(qū)縫高控制壓裂技術研究[J].鉆采工藝,2010,33(4):36-38.

Analysis and Application of Influencing Factors for Artificial Fracture Height in Dongsheng Gas Field

WANGFan

(Research Institute of Engineering Technology of Sinopec North China Branch, Zhengzhou 450006, China)

Dongsheng gas field generally has water cut reservoir at the bottom of the main development reservoir, so effectively controlling artificial fracture height is the key means to realize the efficient development of gas field. The mechanism research shows that the factors which influence the artificial fracture height are mainly attributed to two kinds of controllable and uncontrollable ones. Based on the modified fracture extension model, this paper analyzes the influencing factors on the rules of vertical fracture extension, including the stress difference between the reservoirs, pump injection displacement and so on. The targeted fracturing design methods of controlling fracture height are also given in this paper, which effectively guide the optimization of fracturing design parameters.

Dongsheng gas field; artificial fracture height; fracture extension model; fracturing design

2016-09-07

“十三五”國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關鍵技術”(2016ZX05048)

王帆(1983 — )，男，湖北仙桃人，碩研，工程師，研究方向為致密低滲油氣田增產(chǎn)工藝。

TE357.1+3

A

1673-1980(2017)01-0058-04