东胜气田人工裂缝高度影响因素分析与应用

王 帆

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院， 郑州 450006)

东胜气田人工裂缝高度影响因素分析与应用

王 帆

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院， 郑州 450006)

东胜气田主力开发层位盒2储层底部普遍含水，有效控制人工裂缝高度是实现气田高效开发的关键。人工裂缝高度影响机理研究表明影响裂缝高度延伸的因素主要有可控和不可控因素2类。修正裂缝扩展模型，考虑储隔层地应力差、施工排量等因素，对裂缝垂向延伸规律的影响因素进行分析，给出了不同条件下的控缝高压裂设计思路，有效指导了压裂设计施工参数的优化。

东胜气田； 人工裂缝高度； 裂缝扩展模型； 压裂设计

东胜气田属于低孔、低渗气田，压裂改造是气田增储上产的主要技术手段，其主力开发层位盒2气层底部邻近盒1含水层。当下部遮挡层较薄或产层与遮挡层之间最小水平主应力差较小时，人工压裂裂缝易压穿遮挡层，沟通水层，不仅影响裂缝在水平方向上延伸，还会引起气井水淹，影响压后效果和后续措施的制定与实施。因此，加强压裂改造过程中裂缝高度影响因素及延伸规律分析对压裂方案的制定与实施具有重要意义。

1 人工裂缝高度影响机理研究

裂缝高度受地层物质特性、地层应力差及裂缝韧度的控制。限制裂缝垂向延伸的是流体进入狭窄的裂缝末稍时受到的阻力。在造开一定的缝后，填充上浮剂或下沉剂。只要这些转向剂能集中到裂缝上下狭窄的末稍处，就能生成一定的阻力值，这是人工控制裂缝垂向延伸的基本机理。

影响裂缝垂向延伸机理的3个主要因素是地层应力、岩石物质特性、裂缝上下末稍阻力值。而在压裂施工中影响裂缝垂向延伸的因素可归结为2类：一类是不可控因素，包括地层应力、岩石物性，其中产层与遮挡层之间的最小水平主应力差是影响人工裂缝高度的最主要因素；另一类是可控因素，包括压裂液流变性、施工排量以及射孔孔眼的布置[1]。

1.1 地应力影响裂缝高度机理分析

储隔层地应力差是影响裂缝纵向延伸的主要因素。线弹性断裂力学表明，裂缝发展的形状取决于裂缝前缘的应力强度因子[2]。

在裂缝向前延伸的过程中，x方向有1个应力强度因子Kx，y方向有2个应力强度因子Ky1,Ky2。这3个应力强度因子的对比，决定了裂缝的几何形状。在泵注压裂液的前期，裂缝达到上下隔层时，裂缝前缘呈双维扩展，裂缝面近似为圆形；当裂缝继续延伸时，隔层的塑性、韧性迫使裂缝呈一维扩展，裂缝呈矩形；当裂缝在y方向冲破并进入遮挡层后，裂缝呈不等速双维扩展，而使裂缝呈椭圆形。这是压裂中裂缝扩展的3个大致方向。当裂缝沿y方向前端处的应力强度因子达到其断裂韧性时，裂缝就会在垂向上扩展延伸。

1.2 岩石物质特性影响裂缝高度机理分析

岩石物质特性不仅包括地层岩石的刚性、韧性、塑性等，还包括隔层与储层界面的结合强度、岩石性质差异等。就岩石物质特性而言，对裂缝延伸影响较大的是岩石的塑性、韧性以及岩层间的滑移现象。在压裂施工期间，隔层与储层是否存在滑移现象，表现为隔层和储层结合是否牢固。隔层与储层的界面结合越不牢固，在压裂施工时越容易产生滑移现象，裂缝垂向延伸入遮挡层越不容易[3]。

影响裂缝高度的施工参数包括流体的黏度，施工排量和射孔孔眼的布置。前期研究表明压裂液黏度的变化能影响压裂液的摩阻、悬砂以及滤失等性能，高黏度压裂液有很好的携砂能力，但造缝高度也较大[4]。射孔孔眼的布置可确保裂缝在储层内产生，但一旦人工裂缝离开井眼延伸，则岩石的性质和周围应力将再次成为影响裂缝高度的主控因素。不同地区由于地层情况不同，施工排量对裂缝高度的影响也不相同。一般而言，施工排量与裂缝高度的关系是排量越大，裂缝越高。

2 裂缝扩展模型的建立

明确了裂缝延伸高度的主要影响因素之后，为了进一步分析不同因素条件下裂缝纵向延伸规律，选择合适的裂缝扩展模型至关重要。本次研究优选Fracpro-PT软件中的三维剪切去耦模型作为裂缝扩展基础模型。通过分析水力压裂施工时监测到的井底缝口净压力与三维压裂软件模拟计算的缝口净压力，结合压裂施工前后井温测试结果，对裂缝扩展模型中的弹性模量、地应力等重要基础参数进行修正。

锦42井是东胜气田的1口探井。2012年2月26日对该井盒2气层进行了主压裂，射孔井段 2 442.5 — 2 445.0 m。施工参数见表1。

通过Fracpro-PT软件对压裂施工数据进行了净压力拟合，如图1所示。

表1 锦42井盒2气层压裂施工参数

图1 锦42井盒2气层压裂净压力拟合曲线

从图1可以看出，随着施工时间的增加，在前置液阶段，净压力先上升后下降，表明裂缝向前延伸到一定程度后缝高略有失控，之后在携砂液阶段净压力缓慢上升，表明缝高得到了控制，裂缝继续向前延伸。

根据拟合结果对弹性模量、地应力、复合层效应因子等参数进行了修正。利用修正后的参数重新对裂缝形态进行模拟，并将模拟得到的裂缝剖面与井温测试结果进行对比。从井温测试曲线分析裂缝上界面在2 431.0 m，裂缝下界面在2 453.9 m，裂缝高度为22.9 m；从裂缝模拟剖面分析，裂缝上界面在 2 435.0 m，裂缝下界面在2 459.0 m，裂缝高度为 24.0 m。对比分析表明，基于修正后的裂缝扩展模型预测的裂缝剖面与实际井温测试结果吻合度较高，能够较真实地反映裂缝扩展形态。

3 裂缝垂向延伸规律影响分析

结合东胜气田盒2气层厚度分布特征，选取储层厚度分别为4.0、8.0、12.0、20.0 m，根据修正后的裂缝扩展模型，针对不同储隔层应力差、施工排量、压裂液黏度以及射孔位置等因素对裂缝垂向延伸规律的影响展开分析，为单井压裂设计优化提供指导。盒2层输入的基础参数见表2。

表2 盒2层基础参数输入表

在储隔层应力差分别为2.0、4.0、6.0、8.0 MPa下，计算不同储层厚度条件下储隔层应力差所对应的裂缝高度，绘制动态缝高与储隔层应力差关系曲线，如图2所示。

图2 动态缝高与储隔层应力差的关系曲线

从图2可以看出，应力差从2 MPa增加到8 MPa时，裂缝高度减小了4～22 m，减小幅度明显。同时厚度越小的储层对储隔层应力差越敏感，而厚度大的储层对隔储层应力差敏感性较低。因此，可以通过形成人工隔层来改变裂缝垂向压力分布[5]，起到增大储隔层应力差的目的，实现对缝高的有效控制。

3.2 施工排量分析

计算压裂施工排量分别为1.0、2.0、3.0、4.0 m3min时，不同储隔层应力差条件下不同储层厚度对应的裂缝高度，绘制动态缝高与施工排量的关系曲线，如图3所示。

图3 动态缝高与施工排量的关系图

从图3可以看出，排量从1.0 m3min增加到4.0 m3min时，裂缝高度增加了3～18 m，增加幅度明显。同等应力差条件下，储层厚度越小，则裂缝高度越易失控，储层厚度越大，则裂缝纵向基本被控制在储层段内；同等储层厚度条件下，储层应力差越小，随着排量的不断增加，裂缝纵向突破程度越大。针对厚度小的储层，控制施工排量在2.0 m3min以内，针对厚度大的储层，控制施工排量在3.0 m3min以内，可以控制裂缝在垂向上的过度延伸，同时也有利于后续支撑剂的有效铺置。

3.3 压裂液黏度分析

计算压裂液黏度分别为100、300、500、800 mPa·s时，不同储隔层应力差条件下不同储层厚度对应的裂缝高度，绘制动态缝高与压裂液黏度的关系曲线，如图4所示。

图4 动态缝高与压裂液黏度的关系曲线

从图4可以看出，黏度从100 mPa·s增加到800 mPa·s时，裂缝高度呈小幅度增加。这表明黏度不是影响缝高的主要因素。压裂液黏度一方面影响裂缝高度，另一方面还影响压裂液的摩阻、携砂能力和滤失性。若压裂液黏度过大，会增加沿程摩阻，增加地面施工压力，增大施工风险；另外增加稠化剂用量，会引起更大的残渣伤害并增加施工成本。针对厚度较小的储层，采用低黏度压裂液可以起到一定的缝高控制效果。

4 现场应用实例分析

以东胜气田某水平井为例，目的层为盒2气层，完钻井深3 698 m，实钻水平段总长度为1 000 m，孔隙度为9.7%，渗透率为0.79×10-3μm2，属于特低孔特低渗储层。该井水平段垂深2 500 m，计算地层压力为21.0 MPa，地层温度为71.5 ℃。该井盒2气层砂体厚度为26 m，与下伏含水地层有6 m左右的泥岩和砂质泥岩隔层，计算储隔层应力差为 6 MPa，遮挡效果一般。为避免沟通下伏含水地层，应用Fracpro-PT软件，基于修正后的裂缝扩展模型，优化压裂施工排量为1.5～2.0 m3min，单段加砂量为4.9～6.0 m3，可以有效控制裂缝向下过度延伸。

该井压后试气平均日产气量为39 836 m3，日产液10 m3，试气结束计算无阻流量为63 506 m3d，取得了较好的控水增气改造效果。

5 结 语

(1) 储隔层地应力差对裂缝高度的影响最显著，其次是施工排量。

(2) 针对东胜气田不同储隔层特征，优化施工排量、压裂液黏度等可控因素，选择适合的缝高控制技术，消弱地应力等不可控因素对裂缝高度的影响，可有效地控制人工裂缝在垂向上的过度延伸。现场应用表明，该方法对于提高压裂改造效果具有较好的指导意义。

[1] 李年银,赵立强,刘平礼,等.裂缝高度延伸机理及控缝高酸压技术研究[J]．特种油气藏,2006,13(2)：61-63.

[2] 李勇明,李崇喜,郭建春.砂岩气藏压裂裂缝高度影响因素分析[J].石油天然气学报，2007,29(2)：87-90.

[3] 胡永全,任书泉.水力压裂裂缝高度控制分析[J].大庆石油地质与开发,1996,15(2):56-57．

[4] 李年银,赵立强,张倩,等.裂缝高度延伸诊断与控制技术[J].大庆石油地质与开发,2008,27(5):81-84.

[5] 黄超,宋振云,李志航,等．夏9井区缝高控制压裂技术研究[J].钻采工艺,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”国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”(2016ZX05048)

王帆(1983 — )，男，湖北仙桃人，硕研，工程师，研究方向为致密低渗油气田增产工艺。

TE357.1+3

A

1673-1980(2017)01-0058-04