复杂裂缝压裂技术在新86井区应用及探讨

虢 麟，刘晓明

（1.中国石油长庆油田分公司坪北经理部，陕西 安塞717408；2.中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北 武汉430000）

1 井区概况

新86井区主要开发层系为新下2油组，根据岩性可划分为3套层系，分别为泥晶云岩、陆屑泥晶云岩、泥晶云质灰岩，储层的储集空间为晶间孔和溶蚀孔，平均渗透率0.8×10－3um2，孔隙度11%，整体物性较差，较为致密。目前，针对此类储层采用压裂改造以获取所需产量。

先期通过研究主要取得以下认识。其一，新86井区纵向上油藏小层多，油层跨度大，层间干层、可疑层多，人工裂缝需要在纵向上能够沟通尽可能多的含油条带，提高储层的动用程度。其二，从平面上分析，该井区措施层为新开发层系，部分井网不完善，生产井单井控制面积大，要求人工裂缝能够沟通深部油层，造长缝，尽可能扩大泄油面积，并且需要提高人工裂缝的导流能力，减少无对应注水井对生产的影响。以此思路为指导的压裂工艺，在现场应用中取得一定的效果。现场应用井例:新86斜－2井分层压裂（见图1），施工顺利完成。措施后日产液3.5t，日产油2.2t，含水37.1%。

图1 新86－2井施工曲线

2 复杂裂缝压裂工艺可行性分析

借助于页岩气改造经验，国内外针对致密砂岩储层提出了复杂裂缝压裂工艺理论。该理论以人工裂缝＋网络缝模式，增加改造体积、泄油面积，以提高单井初期产量及最终采收率。由此，拟在新86井区开展试验，并对其产生缝网可行性进行了论证。

2.1 地层天然裂缝是否发育

新沟致密油藏断层发育，天然裂缝较丰富，多为高角度缝，裂缝宽度2mm～10mm，长度不等，多被石膏充填。从新461井取芯（见图2）结果可以看出，新86井区具有天然裂缝发育条件。

图2 新461井天然岩心裂缝发育图

2.2 储层的脆性指数是否符合产生网络裂缝的条件

依据测井解释曲线，计算出岩石脆性指数。新86－6井层段1、2、3的储层岩石脆性指数均大于0.47，具有形成网络裂缝的基础条件。

图3 测井数据计算新86－6井脆性指数

2.3 水平应力系数差是否满足形成缝网条件

根据理论可得:水平应力差异系数为0～0.3时，水力压裂能够形成充分的裂缝网络；水平应力差异系数为0.3～0.5时，水力压裂在高的净压力时能够形成较为充分的裂缝网络；水平应力差异系数＞0.5时，水力压裂不能形成裂缝网络。

通过对新1区、新2区岩石力学实验结果分析可得（见表1），新86井区所属的新1区致密油藏埋深较浅，下2油组水平应力差异系数较低，具备形成复杂形态裂缝的条件。

表1 新461井三轴岩石力学实验结果

3 复杂裂缝压裂施工及效果分析

通过先期的论证，2013年底在86斜－6井针对层段1、2进行了复杂裂缝压裂工艺实验（见图4），在新86斜－8井针对层段3进行了复杂裂缝压裂工艺实验（见图5）。

图4 新86斜－6井压裂施工曲线

图5 新86斜－8井压裂施工曲线

两口井均顺利完成施工。其中，新86斜－6井加砂64m3，平均砂比25.1%，排量10m3／min～12m3／min；新86斜－8井加砂34m3，平均砂比25.3%，排量7.0 m3／min～7.1m3／min。措施后新 86 斜－6 井日产液15.3m3，新86斜－8井日产液26m3，但均未见油。究其原因，主要有以下两个方面。

3.1 地质影响因素分析

影响压裂效果的地质因素主要为压裂井的构造位置、压裂层段岩性、含油性和物性。通过纵向上小层物性对比，相对较好的下21平均渗透率为1.2×10－3μm2（其他小层平均渗透率为0.31×10－3μm2），平均声波时差251us／m（其他小层平均声波为241us／m），较好的物性基础与措施后的增油效果相符（见表2）。

新斜461井经过3层压裂后进行智能分采，从生产曲线分析可知（见图6），层段1即下21层为主要出力层。这进一步表明在新86井区开发层能够获取较好增产潜力的为下21层系（即层段1）。同时，根据数据分析可得，下25措施后普遍规律为高液、高含水，少见油。较为特殊的新86井，储层有效厚度较大，为18m（平均厚度为6m），压裂后获得1t产量，含水87%；其余平均产量为0.2t。所以，在新86斜－8井，针对下25层开展复杂裂缝压裂工艺试验后高产液未见油是符合区块层系特征的。

表2 新86井区措施井物性参数表

图6 新461井生产曲线图

3.2 工艺影响因素分析

3.2.1 小型压裂测试结果分析

通过小型压裂测试可知（见图7），井底闭合应力为25.75MPa，裂缝闭合时间为21.5min，液体效率为42.9%，证明储层发育一定的天然裂缝。

图7 新86斜－6井层段1、2小压测试G函数曲线

小型压裂时施工排量 在10.01m3／min的情况下，总摩阻为7.4MPa（见表3）。

表3 小压测试摩阻参数表

3.2.2 新86斜－6井天然裂缝分析

缝内流体的净压力的大小影响水力裂缝扩展方向，定义缝内净压力的无因次量Pnet.D。Pnet.D越大，水力裂缝越容易偏离预想扩展平面，发生偏转和扭曲，越容易沿着天然裂缝扩展；Pnet.D越小，则越不易偏离预想扩展面，也越容易从干扰点直接穿过天然裂缝。

根据公式计算无因次量，层段1为5.56，层段2为6.12。施工过程中，当缝内流体压力大于天然裂缝开启压力时，将产生沿天然裂缝方向扩展的多裂缝 。

式中:Pnet－缝内净压力，MPa；σH－最大水平主应力，MPa；σh－最小水平主应力，MPa。

根据理论公式可得，当天然裂缝内的流体压力超过垂直作用在天然裂缝面上的正应力σn，天然裂缝将张开破裂。

式中:σ1－最大水平主应力，MPa；σ3－最小水平主应力，MPa；θ－逼近角，°（天然裂缝为北偏西 10°，最大水平主应力方向北偏东60°，逼近角为70°）

计算新86斜－6井施工过程中层段1中流体压力为31.8MPa，大于层段1天然裂缝开启压力28.91 MPa；层段2中流体压力为32.4MPa，大于层段2天然裂缝开启压力30.88MPa。

综上所述，新86斜－6井在施工的过程中，措施层中天然裂缝均处于开启破裂状态，同时产生沿天然裂缝方向扩展的多裂缝，符合复杂裂缝压裂工艺中的“多缝”要求。

3.2.3 新86斜－6井压裂主缝分析

结合现场施工参数及小压测试结果，对人工裂缝形态进行反演可得，实际施工中，人工裂缝有效长度为67.9m，裂缝高度68.3m，平均缝宽6.8mm。

而研究表明，低渗透油藏中，当渗透率为1.0×10－3μm2～10×10－3μm2时，支撑裂缝半径长需达到134m；当渗透率为0.1×10－3μm2～1.0×10－3μm2时，支撑裂缝半径长需达到220m；当渗透率为0.01×10－3μm2～0.1×10－3μm2时，支撑裂缝半径长需达到405m，以确保增产效果。该准则同样适用于复杂裂缝的情形，要求复杂裂缝工艺下形成的支撑裂缝半径长与之相匹配，新86斜－6井裂缝未达到此准则要求。

3.2.4 裂缝导流能力分析

表4 新86井区压裂井反演裂缝导流表

表4 新86井区压裂井反演裂缝导流表

井号 层位裂缝导流能力（m d.m）缝长（m）缝高（m）排量（m 3／m i n）砂量（m 3）平均砂比（%）新8 6斜－2 下2 1 0.5 8 6 1 7 2.3 4 0.5 3.0～3.1 2 4 2 1.7新斜4 6 1 下2 1、2 0.5 2 7 1 8 6.5 3 5.9 4.0～5.0 4 0 1 9.7新8 6斜－6下2 1下2 1 2 0.3 6 8 0.4 2 8 0.3 9 5 6 7.9（主缝）6 8.3（主缝）1 0～1 2 6 4 主缝砂比2 3.1整体砂比6.7下2

综上所述，新86井区复杂裂缝试验是达到了“主缝＋缝网”的工艺目的，但形成的人工裂缝缝长较短、导流能力相对较低，同时受到储层特性因素的影响，该工艺是否能够满足区块增产需求仍有待进一步验证。

4 结论及认识

1）新86井区储层脆性指数高、水平应力差较小，具备进行复杂裂缝压裂工艺的条件。在新86斜－6、新86斜－8井开展试验，后期分析表明复杂裂缝工艺的应用是成功的。

2）从地质认识及生产情况分析可知，新沟致密砂岩油藏的层段2、层段3为水层，具有增油潜力的为层段1。因此，针对新86斜－8井层段3压裂改造，措施后高液无油，符合区块规律，这表明措施层特性制约了措施效果。

3）通过分析可得，新86斜－6井复杂裂缝工艺形成的人工主缝缝长小于常规压裂人工缝长，沟通储层深部能力有限，形成的主缝具有一定导流能力但相对偏低。同时，由于对储层含油性的认识模糊，该工艺是否能够满足区块增产需求仍有待商榷。

4）理论上，针对低渗透致密砂岩油藏，复杂裂缝压裂工艺的改造模式更有利于获取较好的挖潜能力。鉴于该工艺技术在新86井区应用的成功经验，可考虑优化选井选层，进一步进行相关试验，以确定复杂裂缝工艺技术的适用性。

［1］赵金洲.裂缝性地层射孔井破裂压力计算模型［J］.石油学报，2012，33（05）:841－842.

［2］周健，陈勉.裂缝性储层水力裂缝扩展机理试验研究［J］.石油学报，2007，28（05）:109－113.

［3］赵金洲.裂缝性地层水力裂缝非平面延伸模拟［J］.西南石油大学学报，2012，34（04）:174－178.