致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实.doc

致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实践林海霞（中国石油吉林油田公司采油工艺研究院）摘要本文借鉴国内外体积压裂理念与改造经验，在大安北扶杨和高台子油层开展了体积压裂探索研究与实践，分析了体积压裂改造机理、对储层条件的规定和在大安北致密砂岩油藏开展体积压裂改造的可行性，探索了体积压裂选井原则、压裂技术措施，在现场成功应用并取得好的改造效果和压后投产效果，为同类致密砂岩油藏改造提供了有益的借鉴。主题词致密砂岩体积压裂滑溜水压裂扶杨油层0.引言吉林油田大安北地区扶杨和高台子油层储层特性为物性差（ф4.6-14%；k0.01-1.2md）、中档偏强水敏、塑性强（平均模量39366MPa，平均水平两项主应力差7.7MPa，平均泥质含量16.93%），采用常规压裂改造措施难以满足生产需求，需通过技术创新改变开发现状，这就使得直井体积压裂技术应用成为也许。1.体积压裂作用机理吴奇等人结合国外研究给出了“体积压裂”的定义及作用[1]。通过压裂的方式对储层实行改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，通过度段多簇射孔、高排量、大液量、低粘液体以及转向材料和技术的应用，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，以此类推，尽最大也许增长改造体积，让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将可以进行淋巴液的有效储集体“打坏”，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，广义的体积压裂涉及以下3种模式[2]：①使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形整天然裂缝与人工裂缝互相交错的裂缝网络，将可以渗流的有效储层打坏，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大。②采用多种方法在有限的井段内增长水力裂缝条数和密度（天然裂缝也也许启动），这些裂缝累积控制的泄流面积随裂缝的条数、缝长、缝宽、缝高等因素变化而变化。③运用储层水平两向应力差与裂缝延伸净压力的关系，实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力差值与岩石抗张强度之和，形成以主缝和分支裂缝相组合的枝状裂缝。2.实现体积压裂的条件2.1岩石的脆性指数储层岩性具有显著的脆性特性，是实现体积改造的物质基础。大量研究及现场实验表白：不同区域，储层岩石矿物组分差异较大，富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有助于产生复杂缝网，粘土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网[2]。脆性指数越高，岩石越容易形成复杂裂缝。一般来说，要形成复杂的网络系统，岩石的脆性指数要不低于50%。目前，岩石脆性指数的计算有几种方法，一种方法是根据岩石矿物组成判断[3]，即取岩石中石英含量与岩石中石英、碳酸盐及粘土总含量的比值作为该岩石脆性指数。一般石英含量超过30%便数据库认为岩石具有较高的脆性指数。岩石脆性指数的计算第二种方法则是根据岩石力学特性判断，由杨氏模量及泊松比计算得到。见公式（1）。（1）其中，Br为脆性指数，E为杨氏模量，Pr为泊松比，a和b为常数，a=1，b=0.4。综合脆性指数即泊松比、均一化杨氏模量（无量纲）和脆性矿物的平均值，可综合反映岩石力学特性以及岩石矿物特性对岩石脆性的影响。以往计算表白，砂岩段的综合脆性指数明显高于页岩段，更有助于形成复杂裂缝。对红87区块59层储层数据进行计算，得到扶杨油层和高台子油层脆性指数分别为53.12%和51.79%，岩石脆性指数可以满足体积压裂对储层特性的规定。表1红87区块致密砂岩储层岩石力学特性层位井段(m)静态泊松比（无因次）静态杨氏模量(Mpa)脆性指数(%)扶杨2274.6-2288.50.222326653.12高台子2184.8-2195.50.222220351.792.2天然裂缝发育状况储层发育良好的天然裂缝及层理是实现体积压裂改造的前提条件。压裂形成缝网的难易限度与天然裂缝和水平层理的自然状态（天然裂缝发育限度，是否为潜在缝或张开缝，裂缝内是否有填充物等）密切相关[3]。天然裂缝的启动所需要的缝内净压力与施工排量及压裂液的粘度密切相关。通过成像测井分析，储层以垂直裂缝为主，纵向延伸长度3-8m，一般不穿层。裂缝倾角大，近于直立，与东西向夹角一般小于12度，分析裂缝性质为潜在缝。通过岩心观测，红岗北扶杨油层裂缝密度0.92条/米，天然裂缝发育,有助于形成缝网系统。图1红97井泉四段成像测井图2.3地应力分析两向应力差小，有助于裂缝的转向和弯曲，进而也许形成复杂的缝网系统。对于裂缝较发育油藏，形成缝网压裂的力学条件可在天然裂缝扩展基础上分析，缝网示意图如力2所示。图2缝网示意图根据W和T的破裂准则及二维线弹性理论，发生张性断裂所需裂缝缝内净压力按式（2）计算。发生剪切断裂所需裂缝缝内净压力按式（3）计算。（2）发生张性断裂所需裂缝缝内净压