鄂爾多斯盆地致密油層混合壓裂簇間干擾研究

彭 嬌周德勝張 博

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.中國石化華北油氣分公司采油氣工程服務中心，陜西咸陽 712000）

引用格式：彭嬌，周德勝，張博. 鄂爾多斯盆地致密油層混合壓裂簇間干擾研究［J］. 石油鉆采工藝，2015，37（5）：78-81，88.

鄂爾多斯盆地致密油層混合壓裂簇間干擾研究

彭 嬌1周德勝1張 博2

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.中國石化華北油氣分公司采油氣工程服務中心，陜西咸陽 712000）

引用格式：彭嬌，周德勝，張博. 鄂爾多斯盆地致密油層混合壓裂簇間干擾研究［J］. 石油鉆采工藝，2015，37（5）：78-81，88.

摘要：針對鄂爾多斯盆地致密油層施工排量和簇間應力干擾作用對形成復雜縫網的影響開展了相關研究。采用離散縫網模型及有限元軟件進行模擬分析，選擇產層相同、壓裂增產方案相近的2口試驗水平井，進行壓裂設計參數對比、產量對比及微地震監測結果對比。研究表明，施工排量過小，壓裂效果以常規雙翼縫為主，大排量是保證復雜縫網形成的條件；儲層存在實現復雜縫網的臨界排量，大于該臨界排量時，主裂縫變短，次生縫網增加，帶寬變大；多簇壓裂時，主裂縫不同步開裂易引起主裂縫不同步延伸，率先延伸的主裂縫會抑制周圍主裂縫的延伸甚至開裂，后延伸的主裂縫周圍易產生剪切誘導的次生裂縫，利于形成復雜縫網。因此，選取大于臨界排量的施工排量有利于增加儲層改造體積，而多簇壓裂時開裂延伸的主裂縫數量有可能小于設計簇數。

關鍵詞：致密油層；混合壓裂；臨界排量；復雜縫網；應力干擾

近年來隨著非常規油氣開采的迅速發展，致密油熱潮以美國為代表在全世界迅猛掀起［1］。2013年美國致密油產量已達41.5×104t/d，使美國原油產量占據全球總產量的10%，一定程度上改變了世界能源供需格局［2］。中國致密油總地質資源量巨大，達到7~9 億噸，鄂爾多斯盆地延長組已率先建成第一個工業化生產的致密油區［3］，成功攻關了滲透率在0.3~1 mD的超低滲透油藏的規模開發，并不斷開展滲透率小于0.3 mD致密油藏的混合壓裂試驗研究［4］，但中國致密油勘探開發和相關研究還處于起步階段［5-7］，理論研究與施工設計還存在模糊領域。在研究鄂爾多斯盆地致密油層混合壓裂特征的基礎上，采用離散縫網模型［8］以及有限元法模擬研究了施工排量和簇間應力干擾作用對形成復雜縫網的影響，提出一定地層條件以及壓裂施工參數下的儲層存在實現復雜縫網的臨界排量，對分段多簇壓裂施工排量以及簇間距的優化設計具有指導意義。

1　鄂爾多斯盆地致密油層混合壓裂特征

體積壓裂是非常規油氣開發中提出的壓裂理念，發展到今天主要以混合壓裂技術最具優勢。目前針對鄂爾多斯盆地天然裂縫發育、巖石脆性指數高的長6、長7段致密油儲層主要采用的就是混合壓裂技術。該技術是通過分段多簇射孔，以高排量、大液量、低砂比的形式將滑溜水、線性膠以及凍膠交替注入，對儲層實施三維改造，主要特征有：易喚醒天然裂縫剪切、膨脹、滑移，溝通形成復雜縫網，并且當天然裂縫或地層薄弱點周邊巖石上壓力超過臨界壓力后，剪切力使天然裂縫粗糙面或巖石薄弱點產生剪切滑移，從而形成具有一定導流能力的次生縫網［9］；滑溜水大量注入地層后不斷濾失到復雜縫網中難以返排，滯留到地層的液體充填了部分天然裂縫的空隙，可以補充儲層能量，提高儲層壓力；較大顆粒支撐劑難以進入縫網拐角以及正交裂縫中，在壓裂接近結束時不斷泵入攜帶高濃度支撐劑的線性膠、凍膠保持主裂縫寬度，可形成高導流能力通道，避免主裂縫在高地層壓力下重新閉合［10-13］；壓裂液大排量泵入各簇裂縫時會對周圍裂縫以及地層產生應力擾動，影響主裂縫周圍天然裂縫和次生裂縫的開啟、擴展以及周圍各簇主裂縫的開裂、延伸［14］。

成功實現體積壓裂不僅與地層條件關系密切，合理的施工參數設計也尤為重要。對于特定的地層與壓裂液，排量是決定縫內壓力的主要因素，也是引起簇間應力干擾的主要施工因素，可直接影響天然裂縫開啟以及裂縫的復雜程度，并且與產量線性相關［15-16］，因此施工排量對于縫網的形成至關重要。

2　排量對形成復雜縫網的影響

離散縫網模型是以網格系統模擬裂縫在3個主平面上的擬三維離散化擴展和支撐劑在縫網中的鋪砂分布，通過連續性原理及網格計算方法獲得壓裂改造后縫網幾何形態參數，如縫長、帶寬以及儲層改造體積等［8］。例如鄂爾多斯盆地陜北區塊長7段某水平開發井A：地層滲透率約為0.18 mD，孔隙度為10%，巖石密度為2.5 g/cm3，巖石彈性模量為18 881 MPa，泊松比為0.25，水平最大地應力為48 MPa，水平最小地應力為41 MPa，垂向地應力梯度為0.023 MPa/m。A井完鉆井深3 306 m，設計壓裂11段，水力噴砂射孔，每段2簇壓裂，簇間距均為15 m，第2段壓裂泵入859 m3混合壓裂液及70.4 m3的40~70目陶粒。

該區塊天然裂縫間距平均為7 m。根據“剪切膨脹”造縫機理，支撐劑主要充填主裂縫。以A井第2段2簇壓裂為例，假定每個射孔處僅產生1簇縫網，并且第1簇先起裂，利用離散縫網模型模擬不同排量下該段壓裂改造后縫網形態，可得到不同排量下A井第2段壓裂后兩簇縫網的主裂縫和次生裂縫縫長、帶寬、儲層改造體積、兩簇縫網是否橫向溝通相交等情況，具體參數見表1。

表1　A井第2段不同排量壓裂縫網幾何形態參數

從表1可知，排量較小時，縫內凈壓力不足以開啟天然裂縫，壓裂效果以常規雙翼縫為主，僅有少量人工次生裂縫衍生，帶寬很窄，復雜縫網難以實現。隨著排量增加，縫內凈壓力不斷增大，主裂縫、次生裂縫長度以及儲層改造體積不斷增加，但縫網帶寬增加甚微，接近天然裂縫發育平均間距（7 m）。當排量增加到縫內凈壓力大于天然裂縫開啟所需凈壓力時（即臨界排量），人工裂縫周圍的天然裂縫被誘導開啟，激發產生大量次生裂縫，易溝通形成復雜縫網。由于壓裂規模一定，排量越大，溝通天然裂縫越多，縫網越復雜，形成更多次生裂縫所需壓裂液越多，所以主裂縫長度變短，縫寬變窄。因此較大的排量和總液量是保證復雜縫網形成的基礎，在一定的地層條件以及施工工藝條件下，儲層存在實現復雜縫網的臨界排量，而且排量越大越利于復雜縫網形成，儲層改造體積越大。

排量的增大會促使兩簇縫網不斷延伸、擴展，由于相鄰縫網間應力作用干擾，第1簇主裂縫率先延伸會引起周圍地層應力場分布的改變，抑制第2簇主裂縫的延伸，從而使得兩簇主裂縫長度不一，而被抑制的第2簇主裂縫縫內凈壓力持續憋高，不斷誘導周圍的天然裂縫開啟，產生更多的次生裂縫，使得帶寬增加，儲層改造體積更大。表1中排量為8 m3/min、10 m3/min時，第2簇縫網明顯比第1簇縫網的主裂縫長度短、帶寬大、儲層改造體積大，因此簇間應力干擾對于縫網形態具有顯著的影響作用。

3　簇間應力干擾對形成復雜縫網的影響

3.1 單一主裂縫附加應力作用

水力壓裂時，裂縫延伸會對裂縫臨近地層產生應力干擾［17］。由于精確描述地層非均質性較為復雜，并且目前收集到的地層數據不足以建成相應的非均質模型，因此需要簡化模型。假設該井區地層均質、各向同性，地層參數取平均值，地層無限大，忽略天然裂縫分布，以A井中第2段第1簇為例，利用有限元軟件模擬不同縫內凈壓力下該條主裂縫無限延伸時對距離裂縫面不同位置處地層產生的應力干擾，所得結果如圖1所示。

圖1中在一定凈壓力作用下主裂縫延伸會以附加壓應力形式對周圍地層產生相應的干擾作用，并且附加壓應力與凈壓力大小、距離裂縫面遠近顯著相關。一定凈壓力下，距主裂縫面越近，附加壓應力越明顯，但隨著距離的增加附加壓應力作用迅速下降，當距離大于50 m時對地層幾乎無應力影響；距主裂縫面一定距離下，附加壓應力隨著縫內凈壓力的增加而增大，并且離主裂縫面越近，附加壓應力增加越顯著，當距離小于10 m時附加壓應力將產生一個陡升。因此裂縫延伸會增加臨近裂縫面所受閉合應力作用，從而增大周圍裂縫開裂和延伸所需的凈壓力，一定程度上抑制了周圍主裂縫的延伸；多簇壓裂時各簇主裂縫產生的附加應力干擾會同時疊加在周圍裂縫以及地層中，形成簇間應力干擾。

圖1　 不同凈壓力下附加壓應力隨距離的變化曲線

3.2 多簇壓裂時簇間應力干擾作用

以A井第2段2簇壓裂為例，假定儲層巖石均質、各向同性，地層參數取平均值，忽略天然裂縫分布，2簇主裂縫開裂時縫內凈壓力均為8.5 MPa［1］，延伸時縫內凈壓力均為3.5 MPa（根據現場混合壓裂實際測試資料平均后得到），利用有限元軟件模擬得到2簇主裂縫不同步開裂時裂縫周圍正應力場分布（圖2）以及不同步延伸時裂縫周圍正應力場和剪應力場分布（圖3~圖4）。圖2~圖4中左側裂縫為第1簇主裂縫，右側裂縫為第2簇主裂縫。正應力場中拉應力為正，壓應力為負；剪應力場中應力正負只與方向有關［17］。圖2中左側先開裂的主裂縫尖端壓應力減小區比右側后開裂主裂縫尖端壓應力減小區大，因此左側先開裂的主裂縫尖端更容易向前延伸，從而主裂縫的不同步開裂容易引起主裂縫的不同步延伸。圖3中左側主裂縫先延伸，右側主裂縫后延伸，隨著兩條裂縫的延伸，簇間正應力干擾區明顯，左側先延伸的裂縫對右側裂縫應力場產生干擾作用，抑制右側裂縫延伸。圖4中左側主裂縫先延伸，右側主裂縫后延伸，隨著兩條裂縫的延伸，兩條裂縫尖端都出現一定大小的剪應力集中區，可剪切溝通主裂縫周圍的天然裂縫；而后延伸的右側主裂縫其剪應力集中區比自身尖端壓應力減小區（圖3）明顯大，因此一定凈壓力作用下，后延伸裂縫在受到臨近裂縫抑制作用時更傾向于剪切溝通天然裂縫，產生大量次生縫網，利于形成復雜縫網。

當主裂縫的簇間距較小時，這種應力干擾作用更明顯，裂縫間抑制作用更大，甚至1簇主裂縫的延伸會導致周圍幾簇主裂縫無法開裂。因此多簇壓裂中簇間應力干擾作用有助于剪切誘導次生裂縫，形成儲層改造體積較大的復雜縫網，但簇間距的確定非常重要，需要避免只出現單條裂縫的現象。

圖4　 主裂縫不同步擴展時周圍剪應力場

4　現場實例

現場開展了混合壓裂試驗8口水平井，選取產層相同、壓裂增產設計方案相近的水平井對比產量和微地震監測結果，見表2、表3。A井施工排量為10 m3/min，B井施工排量為8 m3/min，A井試油產量明顯增高，日產油量相對B井高出5.2 m3/d。井下微地震監測結果表明A井相比B井縫網長度變短，帶寬增加，次生縫網增加，儲層改造體積明顯增加。

表2　水平井產量對比

表3　水平井第2段微地震監測結果對比

微地震監測技術是評價混合壓裂效果的主要手段，但該技術應用時監測儀器不能對應、辨別多簇壓裂時每條主裂縫各自開裂以及延伸時的事件點，并且監測井相對于試驗井位置的遠近、方位對于收集到事件點的多少、密集程度、分布有一定的影響，因此尚且無法實時監測到或者根據微地震圖像解釋多條主裂縫各自延伸擴展的狀態和誘導周圍次生裂縫形成的過程，亦不能展示施工排量的變化以及簇間應力干擾作用的強弱對于每條主裂縫縫網形態的影響。壓裂監測技術等測試手段的不斷完善，將會對形成復雜縫網的研究提供更多驗證性的幫助。

5　結論

（1）在一定的地層條件以及壓裂施工參數下致密油儲層存在實現復雜縫網的臨界排量。排量較小時壓裂效果以常規雙翼縫為主，排量越大越利于形成復雜縫網，較大的排量和總液量是保證復雜縫網形成的基礎。

（2）多簇壓裂時相鄰主裂縫間存在應力干擾作用，裂縫的延伸會增加周圍主裂縫在開裂、延伸時的閉合應力，一定程度上抑制周圍主裂縫的開裂、延伸，而被抑制延伸的主裂縫周圍易產生剪切誘導的次生裂縫，有利于增加儲層改造體積。簇間距越小，應力干擾作用越強，多簇壓裂過程中易出現單條裂縫開裂的現象，不利于增加儲層改造體積。

（3）通過對混合壓裂試驗水平井微地震監測結果的對比，獲得了施工排量對縫網長度、帶寬、縫高、儲層改造體積的影響，但微地震監測技術尚且無法監測到或者根據微地震圖像解釋多簇主裂縫各自延伸擴展的狀態和誘導周圍次生裂縫形成的過程。

（4）簇間應力干擾模擬研究采用的是簡化模型，假定地層均質，地層參數采用了平均值，地層非均質性條件對于形成復雜縫網的影響是未來研究工作中的重要方向。

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圖2　 主裂縫不同步開裂時周圍正應力場

圖3　 主裂縫不同步擴展時周圍正應力場

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（修改稿收到日期 2015-08-16）

〔編輯 李春燕〕

Inter-cluster interference in hybrid fracturing of tight oil reservoirs in Ordos Basin

PENG Jiao1, ZHOU Desheng1, ZHANG Bo2
（1. Petroleum Engineering College of Xi’an Petroleum University, Xi’an 710065, China;
2. Oil & Gas Production Engineering Service Center, Huabei Oil & Gas Branch Company, SINOPEC, Xianyang 712000, China）

Abstract:Relevant research has been conducted to the effect of fracturing displacement in tight oil reservoirs in Ordos Basin and the inter-cluster stress interference on creation of complex fracture network. The discrete fracture network model and finite element software were used, and two wells were selected for comparison on fracturing design parameters, production and the results of microseismic monitoring. The research findings show that, large displacement and large liquid volume are the basis to guarantee creation of complex fracture network. There exists a critical pumping rate to create complex fracture network under certain formation conditions and fracturing parameters. In case of multi-cluster fracturing, the non-synchronous cracking of major fractures will lead to non-synchronous extension of major fractures. The firstly extended major fractures may suppress the extension or even initiation of the surrounding major fractures, but around the lately extended major fractures may occur shear-induced secondary fractures, which is favorable for creation of complex fracture network. Therefore, in hybrid fracturing design, a fracturing displacement which is larger than the critical pumping rate helps increase the area of stimulated reservoir and increase the oil well production, while the number of major fractures initiated and extended during multi-cluster fracturing may be less than the designed cluster quantity.

Key words:tight oil formation; mixed fracturing; critical flow rate; complex fracture network; stress interference

作者簡介：彭嬌，1992年生。西安石油大學非常規油氣開采方向在讀碩士研究生。E-mail：pjpetrochina@126.com。

基金項目：陜西省科技統籌創新工程計劃項目“陸相頁巖氣儲層壓裂改造工藝技術攻關”（編號：2012KTZB03-03-03-02）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.019

文章編號：1000 – 7393（2015）05 – 0078 – 04

文獻標識碼：A

中圖分類號：TE357.1