致密油藏开发中缝网压裂理念的形成与突破延伸了传统油藏的低渗下限，拓展了有效资源空间，大幅提高了单井产量。缝网压裂的关键因素在于井内多裂缝的起裂与延伸。2006年以来，国内多名学者分别对多裂缝的形成机理和施工条件进行了深入研究[1-7]，从岩石力学、模拟实验和数学模型求解等多方面揭示了缝网压裂的基本原理[8-13]。对于特低渗透油藏，仅靠单一的压裂主缝难以取得预期的增产效果。通过开展室内裂缝实验评价和数值模拟技术，研究多裂缝起裂及延伸规律，确定裂缝起裂压力、起裂部位及方向，从而揭示了多裂缝起裂机理及其延伸规律[14-21]。部分学者引入了油气井产能及微地震数据，考虑压裂液体系、射孔方式、暂堵剂性能多种因素对体积压裂多裂缝起裂及其延伸行为影响，从而完善并丰富了体积压裂技术[22-26]。
体积裂缝不仅要考虑地层可压性、近井带压裂裂缝起裂及延伸行为，同时也要明确远井带天然裂缝对压裂裂缝延伸规律的影响。针对研究区块致密油藏地质和岩石力学特征，开展了基于储层岩石脆性指数及力学特征的体积压裂技术适应性评价，研究了近井带压裂裂缝起裂和远井带受天然裂缝影响下的压裂裂缝延伸规律，优化了体积压裂规模、排量、前置液比例及加砂强度等设计参数，为致密油藏体积压裂技术的成功应用提供了理论依据和建议。
研究区块长6油层组岩性主要为一套浅灰色-灰绿色长石细砂岩，其次为粉-细粒长石砂岩及中-细粒长石砂岩，碎屑颗粒约占84%，以长石为主，其次为石英、碎屑、云母和少量的重矿物。其中，长石质量分数为40%~56%，平均47.1%，以钾长石和酸性斜长石为主；石英质量分数为19%~34%，平均23.6%，岩屑质量分数为5%~9%，平均7%，以变质岩岩屑为主。
长6油层孔隙度范围为0.68%~17.50%，平均8.88%，主要介于6.00%~12.00%，占比67.95%。储层渗透率范围为(0.001 3 ~19.6)×10-3 μm2，平均0.467×10-3 μm2，主要介于(0.1 ~0.5)×10-3 μm2，占总样品数的43.13%。
研究区块统计数据表明，天然裂缝发育密度基本在3条/m以上(表 1)，天然裂缝发育程度总体高，水力裂缝易被其多级、多次诱导，从而转向延伸，有利于形成复杂缝网。
由于研究区块致密砂岩油藏储层物性较差，低孔、低渗，含油饱和度低，前期常规压裂未取得大的突破的问题。采用复杂缝网压裂技术来提高储层改造体积，考虑岩石矿物组分及岩石力学参数特征，以明确了长6储层脆性指数特征，计算获取了储层水平主应力参数，以明确复杂缝网形成的地质条件。
按照岩石矿物学分类判断，当岩石中的脆性矿物(硅质和钙质)大于35%时，才足以形成复杂裂缝的形态。对区块储层岩石矿物组分进行X射线衍射分析，得到石英、黏土和钙质矿物的含量，从而计算得到储层脆性矿物指数范围为58.76~80.70，平均70.08(图 1)。
岩石脆性特征与岩石的弹性模量和泊松比有关。岩石弹性模量越大、泊松比越小，岩石的脆性就越高，岩石越容易发生断裂。采用岩石弹性模量和泊松比计算岩石脆性特征参数的公式如式(1)所示。
式中：
EG为归一化杨氏模量，无量纲；vG为归一化泊松比，无量纲；Emin、Emax分别为岩石杨氏模量最小、最大值，GPa；vmin、vmax分别为岩石泊松比最小、最大值，无量纲。BRick为Richman脆性指数；E为杨氏模量，GPa；v为泊松比，%。
根据上述方法计算得到了区块30余口单井长6储层岩石脆性指数范围为60~65(图 2)，说明长6储层有利于形成多裂缝且更易形成复杂缝网。
利用区块长6储层岩石Kaiser效应，通过观察岩样在加载过程中发出的声信号变化，即可测出长6储层地应力参数[27]。水平主应力差系数越大，水力裂缝越趋于沿着预想的裂缝平面扩展，越容易从干扰点直接穿过天然裂缝，而逼近角θ越大，水力裂缝也越容易直接穿过天然裂缝。反之，水力裂缝则沿着天然裂缝扩展。测试表明，区块水平地应力差介于4.09~5.92 MPa之间，水平主应力差系数范围为0.18~0.33，属较低水平应力差，因此，复杂缝网更易形成。区块长6储层地应力测试结果见表 2。
井眼多裂缝起裂及其延伸共同形成缝网，不同井眼方位起裂压力差变小是促使多裂缝同时起裂的基础，井底流体压力逐步升高是促使多裂缝同时延伸的关键。根据该地区单井采用射孔完井方式，并且考虑压裂液向地层滤失的破裂压力，计算公式见式(2)。
式中：pf为破裂压力，MPa；σh为地层最小水平主应力，MPa；σv为地层垂向主应力，MPa；σt为岩石抗拉强度，MPa；α为比奥特系数；v为泊松比，%；φ为储层孔隙度，%；pp为地层孔隙压力，MPa。
对区块内A井长6储层破裂压力全井周计算(图 3)，得到沿井周360°方向上的破裂压力分布，破裂压力范围为23~34 MPa，最大、最小起裂压力相差较小；容易起裂的井周角范围大，占整个井周角的56.9%，在最高施工压力下起裂方位较多，具备井壁多裂缝起裂的条件。A井多裂缝近井起裂分析见表 3。
依据水力裂缝与天然裂缝相交作用准则[28]，计算得到了不同逼近角下裂缝延伸净压力分布结果(图 4)。较小的逼近角和水平应力差会造成水力裂缝沿天然裂缝发生转向延伸，有利于形成远井缝网。延伸净压力临界值在10 MPa以内：当水平应力差为15 MPa时，逼近角小于55°的人工裂缝能发生转向；当水平应力差为10 MPa时，逼近角小于60°的人工裂缝能发生转向；当水平应力差为5 MPa时，所有天然裂缝都能发生转向。由于大多数储层的水平应力差在5 MPa之内，故压裂后易形成缝网。
根据长6储层岩石脆性指数高、水平应力差较均衡、破裂压力范围相差较小的力学特征，分别模拟了500 m3、800 m3、1 000 m3压裂液规模对压裂裂缝扩展形态和改造体积的影响(图 5)。根据模拟结果，压裂缝长、缝宽和改造体积SRV均随改造规模的增加而增大，但当规模达到800 m3后，压裂裂缝长度、宽度和SRV体积的增长趋势均开始变缓(图 6)。因此，综合考虑缝长和SRV的增长幅度与施工成本，且结合区块储层脆性指数较高，多裂缝能够较为容易地在储层中延伸，虽然分支较多，但难以形成有较大缝宽的分支缝等情况，优选压裂液用量为1 000 m3左右。
储层裂缝密度高是形成网状复杂缝的良好条件，但也导致压裂液滤失快，井筒内压力上升困难，因此，需要采用大排量注入，使井筒快速憋压，进一步促进多条裂缝同时延伸。当模拟压裂排量为2.0~12.0 m3/min时，对比压裂裂缝参数表明(图 7)，随着排量的增加，压裂缝宽、SRV均增大，其中改造体积在排量大于8.0 m3/min后的增速减缓，但裂缝宽度增速减缓程度不明显，表明裂缝长度增速开始减缓。因此，综合考虑改造体积和裂缝形态，压裂施工排量优选为8.0~10.0 m3/min。
前置液滑溜水体系起到沟通天然裂缝、形成体积改造的作用，但过多的滑溜水不但增加成本，加大地层滤失量，还影响最终的铺砂剖面。同时，中黏基液和高黏胍胶压裂液是主携砂液体系，在扩大改造体积的同时，要尽可能地提高缝长、缝宽及主裂缝的导流能力。
由图 8可知：SRV体积随滑溜水液量比例的增加而大幅度上升，当滑溜水比例大于30%时，SRV增幅开始变缓；与此同时，平均缝宽随滑溜水比例的增加而下降20%左右，当前置液比例为40%时，缝宽仅有3.3 mm，导致压裂裂缝有效导流能力较低。分析图 8可知，滑溜水比例的增加会大幅度提高压裂裂缝长度、增大改造体积，但对缝宽的增加不利，影响后期加砂和导流能力。综合考虑SRV、裂缝长度及后期加砂等因素，滑溜水比例优化为30%。
根据上述优化结果，模拟1 000 m3压裂液规模时，分别选取支撑剂100 m3(10%)、120 m3(12%)、130 m3(13%)、140 m3(14%)、150 m3(15%)、160 m3(16%)、180 m3(18%)、200 m3(20%)时，模拟其裂缝导流能力(图 9)，平均砂液比大于12%时，裂缝导流能力增加显著，15%时裂缝导流能力增幅变缓，说明此参数下主裂缝和分支缝都能得到有效支撑。因此，对于致密砂岩储层，获得最佳导流能力的加砂强度为13%~15%。
(1) 基于研究区块储层地质特征，从岩石脆性指数、天然裂缝分布及岩石力学参数等方面评价了长6储层体积压裂的可行性。储层平均脆性矿物指数为70.08，水平应力差为4.09~5.92 MPa，其中大部分低于5 MPa，并且天然裂缝发育，具备形成体积压裂的地质条件。
(2) 区块长6储层水平应力差为15 MPa、逼近角小于55°的压裂裂缝能发生转向；水平应力差为10 MPa、逼近角小于60°的压裂裂缝能发生转向；水平应力差为5 MPa时，所有天然裂缝均能转向。由于大多数储层的水平应力差在5 MPa之内，故压裂后易形成远井缝网。
(3) 基于研究区块长6储层特征，模拟研究了压裂施工参数对压裂裂缝参数及储层改造体积的影响，优化了压裂施工关键参数。模拟结果表明，压裂规模为1 000 m3、排量为8.0~10.0 m3/min、滑溜水前置液比例为30%左右、加砂强度为13%~15%时，更易获得最优储层改造体积和较高的导流能力。
2023, Vol. 52 Issue (2): 81-86 2023, Vol. 52 Issue (2): 81-86