临兴致密砂岩气藏直井缝网压裂可行性定量分析

张红杰(中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

王鹏(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

张林强，赵俊(中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

非常规油气藏，尤其是页岩气的大规模成功开发，为致密砂岩气藏的开发提供了重要的参考。美国页岩油气的高效开发，主要取决于水平井分段压裂和缝网体积改造技术，使得单井油气产量大幅度增加[1～3]。通过借鉴国外技术，国内涪陵页岩气也得到快速开发，已经达到年产能100亿方的生产规模[4,5]。由于页岩气采取缝网压裂技术，生产效果较为显著，因此，在致密砂岩储层中也尝试利用该技术进行增产。针对致密砂岩储层，国内各大油田正在积极进行缝网体积压裂的探索，如苏里格气藏和长庆油田的镇北区块等都进行了前期的理论研究，多方面论证缝网压裂的可行性和适应性[6,7]。另外，大庆油田早在2012年就对葡333、州6、树2等长垣外围的8个低效开发区块开展了直井缝网压裂试验。压后产量分析认为，缝网压裂初期单井日增油是常规压裂的5.3倍；缝网压裂后采油速度明显提高，初期采油速度在2%以上，为常规注水开发采油速度的4倍[8]。这些油田在致密砂岩储层体积压裂方面所取得的成绩，为致密砂岩气藏的开发压裂工作指明了方向，也提供了重要的参考。

鄂尔多斯盆地是华北地区次级构造部分，该部分可分为6个次一级构造部分：西缘冲断带、天环坳陷、伊盟隆起、陕北斜坡、渭北隆起、晋西挠褶带(见图1)。临兴区块位于晋西挠褶带中北部，位于鄂尔多斯盆地东北部，山西与陕西的相邻处，以西是鄂尔多斯盆地，以东是吕梁山。临兴致密砂岩气区块地层整体向西倾斜。地层从东往西逐渐变新，其主要的地层分布有中奥陶统马家沟组、上石炭统本溪组、下二叠统太原组、山西组、上三叠统延长组、新生界第四系等，其中的本溪组、太原组以及山西组为气层。

临兴致密砂岩气藏储层岩石性质比较复杂、物性比较差，具有低孔、低渗、低压、低丰度的特征。经过水力压裂投产后，不同井的产量差异比较大，且大多数井的气量低于预期，因此，目前所采用的压裂技术并不能对该区块进行高效且经济性的开发，迫切需要新的增产改造技术。国内外砂岩储层压裂的成功经验和技术为临兴致密砂岩气藏的下步开发提供新的思路，因此，笔者对该区块内的直井缝网压裂技术进行探索和积极实践。

1 缝网形成的理论

根据国内外的页岩气缝网压裂的设计要求和成功经验，缝网形成主要是由储层自身特征和压裂施工控制2个方面决定的。储层自身特征包括天然裂缝发育程度和分布、水平地应力差、岩石矿物组分等。压裂施工控制主要包括排量、加砂浓度、转向控制等方面。

1.1 脆性指数

脆性特征可以用脆性指数来表示，脆性指数越高，页岩可压性越好。只有当页岩储层的脆性指数大于40或以上时，才有可能形成复杂裂缝，同时，脆性指数越高越容易形成缝网。可以利用矿物组分来计算脆性指数[10]：

(1)

式中，BI为脆性指数；Cquartz为页岩中石英质量分数；Cclay为页岩中黏土矿物质量分数；Ccarbonate为页岩中碳酸盐矿物质量分数。

1.2 应力差异系数

水平应力差异系数是评价页岩气储层可压性的主要指标。水平应力差异系数越大，越难以产生复杂裂缝，在产生主裂缝的同时往往还会产生有很多分枝的裂缝；水平应力差异系数越小，水力裂缝易于沟通随机的天然裂缝，沟通裂缝为不规则的复杂结构，形成裂缝网络。水平应力差系数的大小，直接影响压裂裂缝的几何形态。

水平应力差对裂缝形态的影响可以用水平应力差异系数来表示[11]：

(2)

式中，Kh为水平应力差异系数；σH为最大水平主应力，MPa；σh为最小水平主应力，MPa。

根据美国页岩气压裂的施工经验，当应力差异系数小于0.3时，较容易形成裂缝网格，并且当应力差异系数越小的时候，越易于裂缝网络的形成。

1.3 应力干扰

在压裂施工过程中，由于地层裂缝的张开，裂缝周围的地应力会随之发生改变。通过人为对施工过程中的净压力的控制，可以改变局部地应力，使裂缝转向，进而实现缝网压裂。裂缝在垂直于最小水平主应力的方向上张开，所产生的诱导应力分布如图2所示。

根据Sneddon和Elliot等所提出的理论，无限长裂缝在均质弹性体中所产生的诱导应力计算[12，13]如下：

(3)

(4)

(5)

Δσx=υ(Δσy+Δσz)

(6)

2 可行性定量分析

图2 裂缝在ZY平面内产生的诱导应力

根据缝网形成的理论条件，对照临兴致密砂岩气区块的地质储层特征和地应力条件，分析直井缝网压裂的可行性。

2.1 天然裂缝

致密砂岩储层中的微裂缝可分为2大类：一类是受外力作用形成的破裂裂缝，沿着地应力方向分布(图3(a))，一般小于50μm；另一类是受溶蚀作用形成的溶蚀裂缝，其大小以及形状等各不相同。在溶蚀边缘有呈齿状或有栉状排列的微粒，且常被后期充填(图3(b))，较构造裂缝小。因此，临兴区块储层中的天然裂缝总体不太发育，太原组储层微裂缝基本不发育，山西组和本溪组储层微裂缝面孔率分别为0.06%和0.05%，占总孔隙的0.84%和0.65%，但其能连通微小孔隙，在很大程度上可以改善储层的物性和渗流能力[14]。尽管储层自身没有比较发育的天然裂缝，但仍具有一定的裂缝张开或沟通条件，在压裂施工过程通过增大裂缝内净压力来尽可能地沟通微裂缝，使得微裂缝与主裂缝大范围地沟通，进而可以形成复杂的裂缝网络系统，获得较大的储层改造体积。

图3 储层天然裂缝发育情况

2.2 地应力差异

根据临兴致密砂岩气区块地应力测试结果(见表1)，计算得到水平主应力差的范围为7.3～11.7MPa，水平应力差异系数在0.16～0.20之间。在页岩气藏中，应力差异系数普遍在0.3左右，因此，临兴致密砂岩气藏相对于页岩气藏来说，储层在压裂时更容易产生多裂缝，进而更易形成裂缝网络或产生复杂裂缝形态。

表1 临兴致密砂岩气区块水平应力测试结果

2.3 岩石矿物组分

利用X衍射全岩测试方法得到临兴致密砂岩气区块岩石矿物成分，结果如表2所示。根据脆性指数计算公式，得到山西组、太原组和本溪组的脆性指数分别为73.8、77.3和84.4。美国Barnett页岩的脆性指数为77.3～87.1，并且经过压裂实践证明，该区块比较容易产生裂缝网络[15]。通过将临兴致密砂岩气区块3个层位的脆性指数与美国Barnett页岩对比后，可看到，临兴致密砂岩气区块的脆性指数较高，比较适合缝网压裂改造。

表2 临兴致密砂岩气区块岩石矿物成分X衍射全岩定量测试结果

2.4 缝内暂堵转向

在压裂施工过程中，通过向压裂液内添加缝内暂堵剂，以控制压裂裂缝内的净压力，可以实现裂缝周围局部地应力的改变，进而达到裂缝转向的目的。缝内暂堵技术在重复压裂中应用较多，但随着致密砂岩储层实现缝网体积改造的需要，这项技术将会在致密砂岩中得到广泛推广和应用，也将成为砂岩储层缝网压裂的关键技术。利用应力干扰公式，可以计算不同净压力所造成的应力改变值，结果如图4所示。

图4 不同净压力下的诱导应力差

由图4可看到，当裂缝内的净压力为15MPa时，就能在裂缝壁面垂直距离为40m的范围内产生10MPa以上的诱导应力差。临兴致密砂岩气区块3个层位的水平应力差在7.3～11.7MPa，因此，可以实现裂缝周围局部地应力的翻转，达到缝网压裂的施工目的。

3 结论与认识

1)根据美国页岩气缝网压裂施工的经验，总结出实现缝网改造所应具备的储层物理特征和力学条件，为临兴致密砂岩气区块的直井缝网压裂提供参考。

2)通过对临兴致密砂岩气区块的天然裂缝发育情况、岩石矿物组成和地应力差异等储层物理特征分析，认为该区块具备缝网形成的客观条件和先决基础。

3)临兴致密砂岩气区块的水平主应力测试结果表明，只要对裂缝内的净压力大小进行控制，就可以实现直井的缝网压裂改造。

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