含砾砂岩储层重复压裂新方法及机理分析

罗 垚， 聂元训， 王 波， 吕 蓓

(1.新疆油田公司工程技术研究院， 克拉玛依 834000； 2.中国石油大学(北京)石油工程学院， 北京 102249)

随着国家能源战略需求的增加和勘探技术的提高，新探明石油储量逐渐增加，储层类型呈现多样化趋势[1]，尤其是新疆油田10亿吨级砂砾岩油藏的发现[2]使得砂砾岩、砾岩油藏成为国家油田开发的又一重点。对于低渗、超低渗油藏，具有油井生产初期产油量较高、开发一段时间后油井产量逐渐下降的开发特点，为保证油气增产、稳产，提高油气采收率，重复压裂技术被广泛采用[3]。

在砂砾岩储层进行重复压裂设计时，常采用的重复压裂方法与其他种类油藏的压裂方法相似[4-5]，不能体现出砾石对水力压裂的影响。水力压裂含砾砂岩储层时，水力裂缝会产生穿砾、绕砾两种裂缝扩展形式[6]，进而导致含砾砂岩储层进行压裂时易产生扭曲裂缝，裂缝扩展形态难以控制，大规模改造难度大。采用不同的重复压裂方式进行压裂，其裂缝扩展形式[7]、作用机理[8]存在较大差异。常规重复压裂的作用机理主要包括以下5个方面：重新张开原有裂缝、有限延伸原有裂缝、冲洗裂缝面、再填充支撑剂、压开新裂缝[9]。其中，达到最大改造效果的方式主要有2种：张开原有裂缝、压开新裂缝[10]。为获得最大重复压裂产能，重复压裂需要产生新的水力裂缝，并且新产生的水力裂缝要尽可能远地穿透未泄油区域[11-12]。无外部干预条件下，地应力场控制水力裂缝的延伸方向[13-14]；为削弱应力场的控制，人为加入裂缝暂堵剂[15]、水溶性转向剂使得裂缝转向[16]。

压裂液的选择对压裂过程尤为重要，常用的压裂液包括滑溜水压裂液、加入一定胍胶的水基压裂液[17-18]，储层类型的差异使得多样性的压裂液有了应用空间[19]。近几十年，液氮压裂、超临界二氧化碳(scCO2)压裂逐渐应用于实际生产，充入原裂缝的液化氮气[20-22]、超临界二氧化碳[23]在地层内吸热迅速汽化，体积急速膨胀，进而降低岩石的表面能、更易使得岩石表面产生多裂缝，同时为储层补充能量，为在储层中形成复杂裂缝网络及稳产提供条件。

新疆油田八区530井区八道湾组储层类型多样、含砾砂岩储层类型为主，应用常规的重复压裂工艺较难达到预期成果，针对油田储层特点，提出变排量、分阶段多压裂液组合的重复压裂方法，通过室内真三轴压裂模拟实验证明了该方法的有效性，总结了压裂机理，最后针对含砾砂岩储层提出了相应的压裂建议。以期对含砾砂岩储层进行重复压裂产生复杂裂缝具有一定的借鉴意义。

1 重复压裂变排量、分阶段多压裂液组合的压裂方法

1.1 不同储层类型的重复压裂方式选择

新疆油田八区530井区八道湾组储层类型主要包括疏松砂岩、致密砂岩及含砾砂岩储层，如图1所示。不同类型储层初次压裂后储层的动用情况存在差异：①疏松砂岩储层，储层渗透率较高，初次开采程度较高，一般不采用重复压裂，若采用重复压裂，应形成新裂缝扩展出老裂缝影响区域，并在远端形成网状缝；②含砾砂岩储层，一般储层渗透率低，初次泄油面积小，常采用体积改造扩大重复压裂规模；③致密砂岩储层，储层渗透率相对较低，初次采油影响区域较小，重复压裂时应突破老裂缝影响区域，形成新缝网。

图1 新疆油田八区530井区八道湾组典型储层岩心Fig.1 Typical core of Badaowan formation in Block 8 of Xinjiang Oilfield

现场重复压裂时，常采用单一排量、单一类型的压裂液进行施工，但生产实际显示采用该重复压裂方式压裂后的油井生产一段时间产量即大幅度降低，说明重复压裂形成裂缝的复杂程度较低。为显著提高油井重复压裂后油井产量，使重复压裂后的新裂缝在远端形成复杂的裂缝网络，提出一种“变排量、分阶段多性质压裂液结合”的重复压裂方法。

1.2 重复压裂新方法简述

对于老井重复改造，为获得较高产量，重复压裂效果应满足：①形成的新裂缝应尽可能垂直延伸出老裂缝触及区域；②在远端尽可能形成复杂裂缝网络，使得裂缝触及储层区域广。

图2为“变排量、分阶段多压裂液组合”重复压裂方法的示意图，该方法的目的是在新裂缝远端形成复杂裂缝网络。“变排量”是指在不同阶段采用不同排量将压裂液注入井筒，分阶段多压裂液组合方式进行重复压裂作业。可分为以下3个阶段。

(1)首先采用暂堵工艺对老裂缝进行暂堵，并可在垂直原裂缝方向上进行射孔(如图2)。

(2)采用大排量，将高黏度含胍胶压裂液作为压裂介质注入井筒，形成裂缝a，使得新裂缝突破老裂缝影响区域，并扩展至较远区域。

(3)采用小排量，将超临界二氧化碳/液氮作为压裂介质注入井筒，在远端形成复杂裂缝网络b。

1.3 变排量、分阶段多压裂液组合压裂方式机理分析

变排量、分阶段多压裂液组合压裂方式的作用机理主要包括两部分：①采用暂堵、射孔等方式使得新裂缝垂直老裂缝扩展出老裂缝影响区域；②scCO2、液氮在储层内以吸附降低储层岩石表面能[24]、相变产生动态载荷[25]以削弱岩石颗粒间胶结强度。

图2 变排量、分阶段多压裂液组合的重复压裂方法示意图Fig.2 Schematic diagram of refracturing method for variable injection rate and staged multi-fracturing fluid combination

初始阶段采用暂堵方式封堵老裂缝，在老井筒位置垂直老裂缝射孔，为新裂缝扩展提供初始起裂方向，并大排量将高黏度压裂液注入井筒，使压裂液产生动态载荷作用于储层岩石，因高黏压裂液渗透性较差，压缩性较小，能最大程度将所有能量用于造缝。动态载荷强度高于一般载荷强度，容易达到使新裂缝垂直突破老裂缝影响区域的目的。

中后期采用小排量将scCO2/液氮等压裂液注入储层，因scCO2表面张力为0，极易进入岩石孔隙，且在储层条件下易发生相变[25]，使CO2由超临界态转化为液态或气态，瞬间增加压裂介质体积；若采用液氮作为压裂介质，巨大的温差能使得储层产生微裂缝[20]，为形成复杂裂缝提供基础，同时液氮发生相变使得氮气由液态变为气态，体积增大为裂缝扩展提供条件。此阶段采用小排量注入，能增加高压气体在储层中的渗透时间，达到补充地层能量的目的。

2 试件预制与实验方法

2.1 试件预制方法

在实验室条件下开展真三轴水力压裂实验以模拟重复压裂过程，验证“变排量、分阶段多压裂液组合”压裂方法的有效性。以水泥(PC32.5R复合硅酸盐水泥)、石英砂(40～70目)和砾石为原料，采用水泥∶砂∶砾石=4∶8∶1的配比混合浇筑得到相应储层类型的人工试件，试件尺寸为30 cm×30 cm×60 cm，如图3所示。浇筑完成后每天喷水养护，养护21 d后再进行相应压裂实验。对预制的试件钻取标准岩心并进行力学参数测试，测试结果显示实验室预制试件与真实岩心的单轴抗压、抗拉强度相近。

图3 含砾砂岩水力压裂试件预制示意图及实物图Fig.3 Schematic and prefabricated diagram of conglomerate hydraulic fracturing specimen

图4 RTM-1压裂实验系统实物图Fig.4 Schematic diagram of hydraulic fracturing system

2.2 实验方法

为验证“变排量、分阶段多压裂液组合”压裂方式的可行性，压裂液的注入方式分为两种：①单一排量将相应的压裂液注入井筒；②变排量、分阶段多压裂液组合将相应的压裂液注入。采用中国石油大学(北京)自主研发的RTM-1大尺寸岩石三轴力学性质测试装置进行室内水力压裂实验，测试装置如图4所示，由大尺寸岩石三轴力学性质实验架、双腔恒速恒压计量泵、气动控制系统、液压站及其他辅助装置组成。实验时，首先将试件放置于测试装置的试验架上，然后加载三向围压，当围压达到预设围压时，采用相应速率向井筒内注入相应的压裂液。实验方案如表1所示。

表1 压裂实验参数Table 1 Parameters for hydraulic fracturing

3 结果与讨论

3.1 组合压裂方式能在重复压裂裂缝远端产生复杂裂缝

压裂形成的裂缝面如图5所示，压裂介质分别为胍胶、滑溜水、胍胶-滑溜水、胍胶-scCO2，以胍胶为压裂液、单一排量条件下压裂形成的裂缝为1条平直缝；以滑溜水为压裂液、单一排量条件下形成的裂缝为1条偏转裂缝；以胍胶-滑溜水作为压裂液、采用分阶段组合压裂形成了多个裂缝面，且局部区域有多条水力裂缝；以胍胶-scCO2作为压裂液、采用分阶段组合压裂出3个较大规模的分支裂缝面，局部形成了复杂裂缝(图6)。对比发现胍胶-scCO2组合方式形成分支裂缝面规模最大、裂缝网络最复杂，且变排量压裂方式产生的裂缝条数至少是定排量压裂方式产生裂缝条数的3倍。

图6为胍胶-scCO2压裂形成的裂缝面，3个大规模分支裂缝面分布在试件大部分区域，用高黏压裂液形成主裂缝面2；遇到砾石后，水力裂缝发生偏转，形成裂缝面1和裂缝面3。压裂过程中，易在低抗拉强度处断裂形成裂缝面，由于scCO2极强渗透作用使得裂缝附近孔隙增加、有效应力降低，更易在外部载荷作用下形成微裂缝，最终形成复杂裂缝网络。微裂缝面形成区域均有砾石分布，部分裂缝遇砾石发生绕砾扩展。

压裂介质采用胍胶-滑溜水、胍胶-scCO2均形成了复杂裂缝，但滑溜水形成裂缝的沟通区域有限，仅在主裂缝附近形成了多个平行裂缝面。scCO2的表面张力为0，极易发生渗透，使得scCO2比滑溜水影响区域广，所以形成大规模水力裂缝面的可能性大。

3.2 压裂液性能影响裂缝复杂程度

对于致密砂岩、页岩、砂砾岩及含砾砂岩储层，常用的压裂液为胍胶压裂液和滑溜水压裂液，众多学者研究表明压裂液黏度影响水力裂缝的复杂程度，且胍胶压裂形成裂缝的复杂程度低于滑溜水形成的裂缝的复杂程度[26-28]。由于高黏度胍胶压裂液具有渗透性低、可压缩性低的特点，胍胶压裂液可用于造主缝以突破老裂缝影响区域，且能形成较为平直的水力裂缝。当突破老裂缝影响区域后，在远端能形成复杂裂缝则可最大程度提高油气导流通道数量。由压裂结果可知：分阶段多压裂液组合压裂方法产生水力裂缝的条数是单一类型压裂液压裂产生裂缝条数的3倍，scCO2作为压裂介质压裂形成的裂缝复杂程度最高，与scCO2的作用机理密切相关。

图5 不同压裂介质压裂后形成的裂缝面Fig.5 Hydraulic fractures with different fracturing fluid

图6 胍胶-scCO2压裂后试件局部裂缝面Fig.6 Local fractures with fracturing fluid(Guar gum-scCO2)

scCO2能形成复杂裂缝的原因包括相变形成冲击载荷、物理吸附降低岩石的表面能、极强的渗透性导致孔压局部增加快。当温度高于31.26 ℃、压力高于7.3 MPa时，CO2将由气态或液态转变为超临界态，其密度近于液体，黏度比水低[29]，近于气体，扩散系数为液体的100倍[30]，是一种优良的产生复杂裂缝的压裂介质。储层深度一般大于1 000 m，此时地层温度、地层压力条件高于CO2的临界条件，此条件下CO2处于超临界状态，当达到破裂压力时，温度、压力瞬间降低，使得CO2由超临界状态变为气态或液态[25]，CO2体积膨胀明显，缝内介质产生的体积膨胀属于动态载荷，是形成复杂裂缝体系的原因之一。scCO2的吸附作用能降低岩石的表面能，使得岩石的抗拉、抗压能力明显降低近30%[31]，进而显著降低压裂的破裂压力。scCO2的表面张力为0，极易渗透进入岩石孔隙，缝内高压作用下，scCO2在裂缝附近快速扩散。储层中，水力裂缝的扩展方式为间歇式扩展，当达到破裂压力时，裂缝前端缝内压力突降，导致缝内压力低于渗透到岩石孔隙中scCO2的压力，在拉伸作用下载裂缝壁面形成微裂缝，增大人工裂缝渗透率，能较大程度地改造储藏。

3.3 含砾砂岩储层重复压裂建议

储藏动用程度与裂缝复杂程度正相关，对于含砾砂岩储层，为产生复杂裂缝体系，可采用“变排量、分阶段多压裂液组合”的重复压裂方式。实际生产时，可主要采用以下方式进行施工：①压裂初期目的为造新缝，在暂堵、射孔条件下使用高黏、高排量压裂液产生垂直于老缝的新缝；②第二阶段采用scCO2作为压裂介质注入储层形成复杂裂缝体系。

4 结论

提出了一种针对含砾砂岩储层重复压裂改造的“变排量、分阶段多压裂液组合”压裂方法，分析了该压裂方法的作用机理，并通过真三轴压裂实验验证了该方法的可行性。该重复压裂方法在压裂初期采用高排量、高黏度压裂液突破老裂缝影响区域，后采用低排量、scCO2作为压裂介质在远端形成复杂缝网。实验表明含砾砂岩储层采用该压裂方法可促进压裂裂缝在砾石处发生偏转，进而形成多条分支裂缝，并能形成多条微裂缝，增加裂缝与储层的接触面积。变排量、分阶段多压裂液组合的重复压裂方法可为含砾砂岩储层进行重复压裂生产提供一定的借鉴意义。