泌阳凹陷砂砾岩薄层复杂缝分层压裂技术及应用

刘洪涛，肖诚诚，魏媛茜，解勇珍，杨维丽，徐 艺

(中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132)

泌阳凹陷东南部陡坡带受构造运动影响，在梨树凹地区形成了向凹陷中心倾伏、北西向延伸的鼻状构造[1]，面积约2.94 km2。热演化研究表明，东南部深层具有寻找天然气资源的基础，深凹区整体上成熟度Ro大于0.7，是致密油气勘探的有利区；储层主要为核桃园组，岩性为浅灰色砾状砂岩、杂色-灰白色砂砾岩、含砾砂岩和细砂岩，埋藏深度3 200～3 800 m，地层温度120～140 ℃，孔隙度4.31%～9.01%，渗透率1×10-3～7×10-3μm2，属低孔、低渗储层；常规压裂下试油产量低，需要探索新的压裂模式认识储层并落实储量。

东南部深层系油气藏压裂存在以下难点：①储层埋藏深，弹性模量高，约40 000 MPa，最小主应力为51～60 MPa，施工压力高，压裂难度大[2]；②砂砾岩储层微裂缝发育造成压裂液严重滤失，降低压裂效率，人工裂缝的宽度和长度变小，裂缝的容砂体积减少、高砂比砂浆无法进入裂缝，施工易造成砂堵；③储层砂体薄，物性较差，显示级别较低，常规压裂改造难以获得工业油气流，因此，需研究多尺度体积压裂，扩大改造体积，提高改造效果[3]；④储层纵向跨度大(200～360 m)且高温高压，改造难度大，需要配套深层分层压裂工艺管柱，实现储层的精细改造。针对存在的难点，结合东南部深层系储层特征，进行深层砂砾岩储层可压性评价和直井多尺度复杂缝分层压裂工艺技术优化，有效地解决了常规压裂效果差的难题，实现了泌阳凹陷东部深层砂砾岩勘探突破。

1 储层可压性评价

储层可压性评价是压裂层位优选、压后产能评估的重要基础工作[4]，泌阳凹陷东南部致密砂砾岩储层埋藏深、物性差，亟需通过压裂改造提高工业产能。以东南部致密砂砾岩储层为研究目标，综合考虑岩石脆性、断裂韧性、水平应力差异系数和裂缝发育指数[5]，建立了一套砂砾岩基于测井数据的可压裂性评价方法，定量评价研究区储层的可压裂性。

1.1 岩石脆性分析

脆性是岩石受力破坏时所表现出的一种固有性质，影响压裂裂缝的数量和形态。一般认为，石英、长石、碳酸盐等矿物为脆性矿物，占比越高，岩石脆性越强[6]。岩石矿物组分测试表明，岩石组分以石英和长石为主，脆性矿物含量为56.0%～87.8%。通过岩心三轴实验采用弹模-泊松比法[7]确定了研究区脆性指数为46.0%～57.5%，脆性中等(表1)。

表1 实验岩心三轴压缩测试结果

1.2 储层应力分析

地应力是存在于地层中的天然应力，决定了人工裂缝的方位与形态，水力压裂人工裂缝走向总是遵循最小能量的原理，人工裂缝垂直最小主应力方向，水平最大应力与水平最小应力差是实现裂缝转向的关键因素之一[8]。实验结果表明，泌阳凹陷深层砂砾岩水平最大应力与水平最小应力差为5.09～9.06 MPa，水平应力差异系数为0.08～0.13，有利于复杂缝网形成(表2)。

表2 实验岩心三轴压缩测试结果

1.3 断裂韧性评价

断裂韧性是一项表征储层压裂难易程度的重要因素，反映压裂过程中裂缝形成后维持裂缝向前延伸的能力[9]。断裂韧性值越小的岩石，裂缝越容易扩展延伸，从而更容易形成复杂的裂缝网络。常温常压下，砂岩的断裂韧性值一般为0.50～2.00 MPa·m1/2，测试层段断裂韧性值较小，为0.32～0.73 MPa·m1/2，表明裂缝更有利于向前延伸(表3)。

表3 实验岩心断裂韧性测试结果

1.4 天然裂缝

压裂过程中，天然裂缝和诱导裂缝相互影响，诱导裂缝可以使天然裂缝重新张开并相互沟通，天然裂缝也可以改变诱导裂缝的延伸方向，产生下一级诱导裂缝，最终形成缝网[10]。通过库伦-摩尔准则计算岩石的剪切破裂率，利用格里菲斯准则计算研究区岩石的张破裂率，根据研究区张裂缝和剪切裂缝比重进行加权求和，得到研究区裂缝发育指数，定量表征天然裂缝发育程度[11-12]，如公式(1)-(3)所示。

(1)

(2)

I=αIn+βIt

(3)

式中：In、It分别为剪切破裂率和张破裂率；σ1、σ3分别为储层最大、最小主应力，MPa；τn、σt分别为岩石的抗剪、抗拉强度，MPa；θ为岩石内摩擦角，(°)；α、β分别为研究区张拉裂缝和剪切裂缝比重。理论上，I值越大，天然裂缝越发育。

1.5 可压性综合评价

综合考虑研究区储层岩石矿物成分、岩石力学参数、断裂韧性、地应力和天然裂缝发育程度，由于各参数的单位和量纲都不相同，而且各参数值的大小和有效范围也不相同，因此，对各参数进行归一化处理，然后采用层次分析法确定不同因素对可压裂性影响的权重[11]。通过各参数间两两比较，确定每一层次中各元素的相对重要性，并给出定量表示(即标度)(表4)，以各参数对比后的标度值构造判断矩阵，如表5所示。采用和积法确定判断矩阵的特征向量A=(0.46，0.26，0.14，0.14)，即归一化脆性指数、断裂韧性、水平应力差异系数和裂缝发育指数4个参数权重分别为0.46，0.26，0.14,0.14，采用压裂性指数FI定量表征深层致密砂砾岩压裂改造的难易程度，如公式(4)所示。

表4 判断矩阵标度

表5 可压裂性指标判断矩阵

FI=0.46BI+0.26KIC+0.14Kh+0.14I

(4)

式中：FI为压裂综合指数；BI为归一化脆性指数；KIC为归一化断裂韧性；Kh为归一化水平应力差异系数；I为归一化裂缝发育指数。

2 压裂工艺技术

基于对泌阳凹陷深层砂砾岩储层的认识与可压性评价，通过平面造长缝、缝内暂堵促进复杂缝形成以及纵向上分层提高储层有效厚度和改造程度，研究形成直井多尺度复杂缝分层压裂工艺，提高改造效果，从而实现深层储量的有效动用。

2.1 直井薄层精细造缝设计

2.1.1 低黏度压裂液前置造缝设计

直井薄层压裂的关键是缝高的控制，确保人工裂缝在目的层内延伸，若缝高失控会造成净压力降低，不利于人工裂缝的转向和复杂缝的形成[13]。低黏度压裂液具有控制缝高、开启并扩展天然裂缝的作用，适宜做为薄层压裂的前置液。从图1可以看出，采用滑溜水和低黏线性胶压裂液在不同排量下造缝缝高均在储层有效厚度范围内延伸；滑溜水和线性胶造缝宽度2～3 mm(图2)，因此前置液阶段段塞设计宜采用小粒径支撑剂。

图1 不同压裂液类型对缝高影响(250 m3压裂液)

图2 不同压裂液类型对缝宽的影响(250 m3压裂液)

2.1.2 变排量下裂缝几何尺寸变化规律

通过压裂正交模拟方法模拟压裂裂缝几何尺寸的变化规律，并按裂缝变化情况进行精细划分，减少了低效造缝或无效施工，也减少了造缝液体使用量，降低了成本。如图3所示，裂缝缝长增加分为快速增加阶段(65%～75%)、稳步增加阶段(15%～23%)及缓慢增加阶段(10%～13%)，快速增加阶段造缝效率最高，随着压裂液持续注入，裂缝延伸速率减慢；裂缝延伸达到设计缝长的90%后，延伸出现拐点，裂缝扩展缓慢，此时为最佳液量；同时，变排量(2-3-4-5-6 m3/min)施工更加有利于缝高的控制[14]。

图3 不同液量和排量下裂缝缝长

2.2 缝端封堵提升净压力工艺

在充分造主缝的基础上进行缝端封堵，提高缝内净压力，使分支缝系统得到开启及延伸，提高压裂改造体积。前置液造缝进入稳步增加阶段后，设计2～3个连续加砂模式，使支撑剂段塞向裂缝深部甚至端部区域推进，达到缝端封堵憋压效果。优化采用与主裂缝缝宽相匹配的陶粒段塞封堵缝端，提高封堵有效性[15]，若憋压效果明显，继续注液造缝；若憋压效果不明显，适当提升排量造缝后转入携砂液阶段。

2.3 多尺度裂缝组合支撑剂优化设计

2.3.1 微支缝支撑技术

从图4可以看出，分支裂缝内单一中粒径(40/70目)加砂和70/140目与40/70目比例为11的组合加砂是最佳的加砂方式。分支缝内支撑剂铺置砂浓度越高，导流能力越高；随着闭合压力增大，高浓度与低浓度铺砂导流能力差距逐渐变小(图5)。因此，小粒径小砂比(70/140目陶粒)适用于封堵和支撑微裂缝、暂堵转向；与缝宽匹配的段塞支撑(40/70目陶粒)适用于形成具有一定导流能力的支撑裂缝。

图4 组合支撑剂在不同闭合压力下的导流能力测试

图5 不同铺砂浓度组合支撑剂导流能力测试

2.3.2 主缝支撑技术

40/70目支撑剂的沉降速度比30/50目支撑剂的沉降速度慢，有利于增加有效缝长，降低加砂难度，因此，选择40/70目支撑剂用于支撑主缝，30/50目支撑剂支撑缝口提高导流能力。

2.4 深井分层压裂管柱配套

根据泌阳凹陷深层井深3 200～3 800 m、地层温度高(120～140 ℃)、施工压力高(70 MPa)的特点，研究配套以高温高压封隔器(HNK344+YZ331组合封隔器)为主的分层压裂管柱。

技术特点：①喷砂器紧靠封隔器胶筒，减少沉砂口袋，防止砂埋封隔器；②配备安全接头，砂卡后可脱开，起出管柱；③YZ331为自封式封隔器，施工时可实现对下级封隔器打平衡压，保护下级封隔器；④HNK344封隔器可多次重复坐封、解封，停压即解封，胶筒回收迅速，消除砂埋封隔器的风险；⑤喷砂器及滑套有较高的耐磨性，防止滑套密封不严及喷砂器断裂；⑥设计单向锚定的导流式水力锚，仅防止管柱上顶，不阻止管柱下行；⑦采用可溶球，压后溶解便于后期不动管柱排液采气。

3 现场应用效果

泌阳凹陷东南部深层系2020—2021年采用直井多尺度复杂缝分层压裂工艺实施压裂共3口井(10层)，施工排量3.5～6.0 m3/min，平均单层液量约为477 m3，平均单层加砂量31.51 m3，施工成功率100%。压后平均单井日产气量23 626 m3，平均单井日产油8.41 t，取得了较好的改造效果。

表6 泌阳凹陷深层系3口压裂井施工参数及效果

泌453井是泌阳凹陷深凹区的一口预探井，压裂目的层埋深3 439～3 646 m，孔隙度5.83%～7.81%，渗透率1.4×10-3～6.3×10-3μm2，岩性为砂砾岩，储层非均质性强。该井采用多尺度复杂缝分层压裂工艺，累计液量1 224 m3，累计加砂量83.25 m3。根据压裂施工曲线分析，施工过程中压力呈锯齿状波动，小尺度裂缝(天然裂缝)开启(图6)；地层对砂比变化较敏感，17%砂比进入地层后压力迅速升高，与该区块储层岩性(含砾细砂岩)、压裂过程存在绕流的特征一致；多段塞封堵后施工压力平均上升15 MPa以上，形成复杂缝。压裂后自喷生产，日产油10.48 t，日产气7 500 m3，取得良好效果。

图6 泌453井压裂施工曲线

4 结论

(1)综合考虑研究区储层岩石脆性、断裂韧性、地应力差异系数和天然裂缝发育程度，采用可压性指数FI定量表征深层致密砂砾岩压裂改造的难易程度。

(2)低黏压裂液结合变排量设计有利于薄层缝高的控制，压裂过程中裂缝缝长增加分为快速增加、稳步增加及缓慢增加三个阶段，可以实现最佳液量的优化。

(3)通过缝端封堵工艺、组合支撑剂饱和充填以及分层压裂管柱配套应用，实现了泌阳凹陷砂砾岩纵向和平面上的立体改造，提升了改造效果。

(4)泌阳凹陷东南部深层系现场实施复杂缝分层压裂工艺3口井，均获得较好效果，表明薄层复杂缝分层压裂技术适用于深层砂砾岩的勘探开发，具有较好的推广前景。