公山廟油田沙溪廟組油藏壓裂裂縫形態研究

宋 毅,曾 波，繆 云，劉俊辰

(中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院，四川廣漢 618300)

公山廟油田沙溪廟組油藏壓裂裂縫形態研究

宋 毅,曾 波，繆 云，劉俊辰

(中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院，四川廣漢 618300)

公山廟油田沙溪廟組儲層天然裂縫較為發育，通過對儲層天然裂縫特征、地應力狀態、施工資料和微地震資料的綜合分析，研究了該區壓裂形成的人工裂縫形態。研究表明該區壓裂形成的人工裂縫形態主要受地應力狀態控制，壓裂過程中形成的裂縫以水平裂縫為主;天然裂縫對壓裂裂縫形態有重要影響;壓裂形成的人工裂縫溝通天然裂縫，形成了復雜的裂縫形態，有效地提高了儲層改造體積，實現了對Ⅲ類致密油儲層的有效改造。

公山廟油田，沙溪廟油藏；壓裂；裂縫形態

一般而言，壓裂形成的人工裂縫形態主要受現今地應力狀態控制。埋藏于地層深部的巖石處于三向應力作用下，壓裂時人工裂縫總是產生于強度最弱、阻力最小的方向，也即巖石破裂面垂直于最小主應力方向[1]。當三向應力中垂向應力最小時，壓裂時易形成水平裂縫；當垂向應力小于水平應力時，壓裂時易形成垂直裂縫。

早期，有學者認為儲層埋藏深度在500～600 m時，壓裂形成的裂縫為水平縫，否則為垂直縫。國外公司對埋深200 m的地層進行水力壓裂后挖掘發現裂縫為垂直縫[2-3]；大慶油田對埋深1000多米深的地層壓裂后，發現裂縫為水平縫[4-5]。在現場實踐過程中，壓裂形成的裂縫常常比較復雜，特別是對于天然裂縫較為發育的地層，壓裂時形成的裂縫常不是單一的垂直裂縫或水平裂縫。在水力壓裂造縫時，由于天然裂縫的抗張強度小于巖石的抗張強度，因此若條件合適，天然裂縫會優先張開并相互連通形成壓裂裂縫, 使壓裂裂縫不再嚴格地沿著最大主應力方向延伸, 并控制壓裂裂縫的空間特征[6]。李瑋等還采用分形方法研究了天然裂縫對壓裂時人工裂縫的影響[7]。

川中公山廟油田侏羅系沙溪廟組儲層天然裂縫較為發育，通過對儲層天然裂縫特征、地應力狀態、施工資料和微地震資料的綜合分析，研究了該區壓裂形成的人工裂縫特征。

1 沙溪廟組油藏特征

公山廟油田侏羅系沙溪廟組沙一段儲層為一套以紫紅色、灰色泥巖為主夾灰色、淺黃色砂巖的陸相砂泥巖組合[8]。儲集巖以巖屑長石石英砂巖、巖屑長石砂巖、巖屑石英砂巖為主。沙一段儲層厚為350～400 m，油層位于其底界以上40～70 m的層段內。儲層斷裂發育，區域上主要發育了東西大斷裂帶及其伴生斷層，儲層孔隙度3.0%～6.0%，平均4.04%。儲層滲透率主要集中在(0.1～1.0)×10-3μm2，平均為0.27×10-3μm2，地層壓力系數在1.2～1.7，屬于異常高壓油藏。氣油比為48～105 m3/t，地層溫度63.0～69.5℃[9]。

1.1 天然裂縫特征

表1為取心樣品的觀察結果統計，從表中可以看出，取心井目的層段巖樣平均縫密1.48條/米；裂縫寬度小于1 mm的有59條，1～3 mm的有6條，大于3 mm的有3條。從裂縫產狀來看，小于5°的裂縫有39條，5°～30°裂縫有19條，大于75°的裂縫有14條；從裂縫的充填情況來看，有9條裂縫為全充填縫，76條裂縫為半充填縫。巖心觀察結果表明研究區的天然裂縫較為發育，且發育大量低角度的天然裂縫。

1.2 地應力特征

目的層的三向應力狀態是影響壓裂裂縫形態的關鍵參數，對目的層取心運用差應變方法進行了地應力大小的測定，測定的平均水平最大主應力為71.4 MPa，水平最小主應力為66.6 MPa，垂向應力為56.8 MPa。測試結果表明目的層三向應力中垂向應力最小，為逆斷層應力狀態，該區的最大水平主應力方位為NE93.1°～ NE98.8°。

表1 沙一段儲層裂縫產狀、寬度及充填情況(據川中油氣礦)

2 壓裂改造情況

該區儲層孔滲情況極差，按照賈承造等[10]提出的關于致密油儲層評價標準，沙溪廟組沙一段儲層屬于Ⅲ類致密油儲層。根據國內外致密油開發經驗，為了有效地提高單井產量，采用了水平井鉆井以及水平井多級壓裂完井方式開發。

以該區A井為例，該井垂深2 150 m，水平段長1 003.0 m，水平段方位298.59°。根據儲層特征，選用了混合壓裂工藝改造，立足大液量、大排量，擴大波及體積和復雜裂縫。壓裂前期采用低黏度的滑溜水作為工作液，段塞式注入支撐劑，起到溝通裂縫、擴大波及體積作用；后期注入高黏度的交聯液，連續加砂，攜帶較高濃度支撐劑，以提高近井地帶裂縫導流能力；力求達到對提高波及體積和較高裂縫導流能力的改造目標。

本井采用速鉆橋塞分段壓裂工藝，共分10級進行了壓裂改造，級間距80～120 m，每級分3簇進行射孔，每簇射孔長度1.0 m，孔密16孔/m，總孔數48孔，施工排量10.0～12.0 m3/min；施工泵壓55～73.0 MPa，10級壓裂累計注入壓裂液8077.1 m3，注入支撐劑468.3 m3。

3 壓裂裂縫形態分析

3.1 基于施工壓力的裂縫形態分析

通過對各施工段的裂縫延伸壓力統計，該井各段平均裂縫延伸壓力為58.2 MPa。施工過程的裂縫延伸壓力與區域地層的垂向應力56.8 MPa接近，且均小于水平應力，說明壓裂形成的裂縫主要為水平裂縫。同時選擇了一口鄰井進行井下微地震監測，壓裂裂縫形態如圖1、圖2所示。該井壓后排液測試日產油22 t，且投產后穩產時間較長，取得了較好的改造效果。

圖1 A井各級裂縫監測俯視圖(X-Y)

圖2 A井各級裂縫監測側視圖(X-Z)

3.2 微地震監測的裂縫形態分析

該井施工過程中前期注入滑溜水，滑溜水的黏度在2～3 mPa·s；后期注入交聯液，交聯液的黏度為500 mPa·s。該井目的層縱向上無明顯遮擋層，如果形成垂直裂縫，在施工排量保持穩定的情況下，不同黏度的壓裂液注入后所形成的人工裂縫高度會有明顯變化。圖3、圖4為該井第二級和第十級的裂縫監測側視圖，圖中綠色事件點為前期滑溜水注入時產生的事件點，紅色事件點為后期交聯液注入產生的事件點。從中可以看出，注入交聯液后的事件點縱向上無明顯變化，仍未突破前期滑溜水階段在縱向上的分布范圍。結合該區地應力大小的關系，進一步證實該區壓裂形成的裂縫主要為水平縫。

圖3 A井第二級裂縫監測側視圖(X-Z)

圖4 A井第十級裂縫監測側視圖(X-Z)

3.3 壓裂裂縫形態綜合分析

微地震綜合解釋結果表明，事件點沿平行于井筒方向擴展的距離為1 550 m，沿垂直于井筒方向擴展的距離約為500 m，垂向上事件點分布高度為80 m。該井水平段方位為平行于最大主應力方向，如果形成垂直縫，則事件點主要應沿平行于井筒方向擴展，而實際監測結果表明沿垂直于井筒方向擴展距離達到500 m，因此說明裂縫擴展主要為平行于層理面方向。但是裂縫事件點垂向上波及范圍較大，說明如壓裂時僅形成單一的水平縫，則壓裂在垂向上波及范圍有限。考慮到該區發育有大量不同角度的天然裂縫，壓裂過程中前期注入滑溜水，為溝通天然裂縫創造了有利條件。因此綜合地應力狀態、微地震監測結果可推斷該區壓裂形成的裂縫主要為水平縫，壓裂形成的水平裂縫溝通了地層中不同角度的天然裂縫，從而形成了天然裂縫和人工裂縫一體的復雜裂縫體系。人工裂縫和天然裂縫相互影響，有效地提高了儲層改造體積。該井微地震監測處理的儲層改造體積為2 325×104m3，較大的儲層改造體積為該井壓裂后初期高產和較長時間穩產提供了保證，從而實現了對Ⅲ類致密油儲層的有效改造。

4 結論

(1)壓裂形成的人工裂縫形態主要受地應力狀態控制，與深度無關，在2 000 m以上的地層的壓裂過程中仍然能形成水平裂縫。

(2)研究區天然裂縫發育，壓裂過程形成的人工裂縫溝通了天然裂縫，形成了人工裂縫和天然裂縫為一體的復雜裂縫形態。

(3)壓裂過程中溝通天然裂縫，能有效地提高儲層改造體積，為取得較好的改造效果奠定基礎。

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[6] 李玉喜，肖淑梅.儲層天然裂縫與壓裂裂縫關系分析[J].特種油氣藏，2000,7(3)：26-29.

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[10] 賈承造，鄒才能，李建忠，等.中國致密油評價標準、主要類型、基本特征及資源前景[J].石油學報，2012，33(3)：343-349.

編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)06-0135-03

2015-06-23

宋毅，工程師，1982年生，2006年畢業于成都理工大學石油工程專業，2009年畢業于成都理工大學油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現從事油氣藏增產技術研究及現場技術服務。

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“四川盆地侏羅系石油勘探開發關鍵技術研究”(2012E-2601)。

TE357.1

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