Volumetric Fracturing with Mixed Water in Tight Gas Reservoirsin the Hangjinqi Block
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摘要:
鄂尔多斯盆地杭锦旗区块存在致密气藏储层物性较差、单一裂缝无法有效扩大储层改造体积和压裂后初期产量低等问题，为解决这些问题，结合杭锦旗区块下石盒子组储层地质特征，按照“体积压裂”理念，分析了影响混合水体积压裂工艺效果的关键因素，优选了压裂液体系，并进行了施工排量及施工规模优化，形成了适用于杭锦旗区块致密气藏的混合水体积压裂技术。该技术采用滑溜水、线性胶和交联液等不同类型的液体进行交替压裂施工，在开启储层天然裂缝的同时形成了高导流主缝及复杂支缝，实现对储层的立体改造。该技术在杭锦旗区块现场应用了5口井，压裂后平均无阻流量为13.2×104 m3/d，增产效果明显。研究结果表明，致密气藏混合水体积压裂技术解决了杭锦旗区块单一裂缝无法扩大储层改造体积和压裂后产量低的问题，具有较好的推广应用价值。
Abstract:The goal of the study was to develop best practices for hydraulic fracturing in the complicated mixed water conditions in the tight gas reservoirs of the Hangjinqi Block. The study was necessary due to challenges such as poor physical properties, limited fracture length to cover reservoir stimulation volume, and low initial post-frac production in the tight gas reservoirs of Hangjinqi Block in the Ordos Basin. In viewing of those challenges and combining with reservoir geological characteristics of the lower Shihezi Formation within the block, key factors affecting volumetric fracturing with mixed water were analyzed, fracturing fluid system selected, and the optimization on the pumping flow rate and operation scale carried out to establish volumetric fracturing technology suitable for the tight gas reservoirs in Hangjinqi Block. In this technology, different types of fluids such as slick water, linear gel and cross-linker for the alternative fracturing are adopted, and forms high-conductive main fractures and complex branched fractures while opening the natural fractures in the reservoir to realize 3D stimulation. This technology has been applied in 5 wells in the block with average open flow capacity 13.2×104m3/d. The research showed that this technology can help in solving the problems of non-sufficient reservoir stimulation volume from limited single fracture length and low post-fracturing production, and it demonstrates a good potential for further development of standard application practices.
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Keywords:
- tight gas reservoir /
- fracturing fluid /
- volume fracturing /
- fracture conductivity /
- Hangjinqi Block
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应力敏感性是裂缝性储层的典型特征[1–3]，其引起的裂缝宽度和渗透率变化对储层保护、油气井产量均有重要影响[4–8]。固相颗粒是影响裂缝应力敏感性的重要因素[9]，当有固相颗粒进入储层裂缝时，可能会弱化裂缝的应力敏感性，也可能强化裂缝的应力敏感性，这取决于固相颗粒的分布方式。因此，固相颗粒影响裂缝应力敏感性的主要因素有：颗粒浓度、粒径、强度、铺置方式及进入裂缝的深度[10–11]。
国内外在储层应力敏感性方面进行了大量的研究，渐渐形成了一系列研究、评价和测定储层裂缝应力敏感性的方法和手段[12–16]。O. A. Pedrosa Jr.[17]首次提出指数形式应力敏感性评价方法；兰林等人[18]提出应力敏感性系数评价指标；付兰清[19]认为带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性，增大孔隙内压可以促进裂缝开启，降低应力敏感性损害程度；蒋海军等人[20]应用模拟地层岩心进行了大量试验，发现岩心渗透率随有效应力增大而呈指数减小，说明岩心应力敏感性随着有效应力增大而减小；林琳等人[21]通过室内试验发现，孔隙度和渗透率都会随有效应力增大而逐渐降低，其中渗透率降低幅度相对较大；董利飞等人[22]认为储层裂缝的存在导致其应力敏感性大大增强；Xu Chengyuan等人[23]通过测量静水压力下的孔隙度和渗透率，研究了砂岩的孔隙度和渗透率的应力敏感行为。王巧智等人[24–25]开展了支撑剂作用下的应力敏感性试验，研究了裂缝页岩岩样不同支撑方式下应力敏感性的差异。总结分析发现，目前裂缝应力敏感性研究主要集中在固相颗粒进入裂缝、敏感性影响因素及评价方法等方面，而对于有效应力作用下固相颗粒在裂缝内的分布状况对裂缝支撑效果的影响研究还不够深入。实际压裂作业中，不同作业方式和压裂液性质导致固相颗粒在裂缝内的分布状况差异巨大。为此，通过改变固相颗粒在裂缝表面的分布方式，研究有效应力作用下固相颗粒分布对裂缝渗流能力的影响，可为裂缝性储层应力敏感损害防控提供依据。
1. 试验样品及试验方法
1.1 试验样品
试验用岩心取自塔里木盆地北部志留系露头砂岩，制成尺寸为ϕ2.5 cm×5.0 cm的标准小岩样，端面磨成平面，平行度小于0.015 mm。使用金刚石锯片将岩样沿直径切开，用细砂纸打磨裂缝表面使其光滑平整，清理裂缝表面残余微粒，确保整个试验过程中应力在裂缝表面分布均匀，以降低裂缝粗糙度对试验结果的影响。将岩样置于恒温烘箱中在60 ℃下烘48 h备用。
基块岩样孔隙度为1.15%～7.41%，渗透率为0～0.01 mD；裂缝岩样孔隙度为1.26%～7.52%，渗透率为19.78～246.62 mD。固相颗粒选取70/140目陶粒，试验流体为干燥高纯度氮气。
1.2 试验方法
1）将试验岩样在原地有效应力条件下老化12 h。
2）测量岩样基本几何和物性参数。用游标卡尺测量岩样长度L、直径D0，用精密电子天平测量岩样质量M0，基块岩样的孔隙度ϕm、渗透率Km、密度ρm、孔隙体积Vpm和裂缝岩样的垂直裂缝方向直径Dfv、平行裂缝方向直径Dfp、质量Mf、孔隙度ϕf、渗透率Kf、密度ρf和孔隙体积Vpf均采用SCMS−C3型全自动岩心孔渗测量系统测量。
3）测量岩样动态弹性力学参数。
4）观测试验前岩样裂缝表面微观形貌。
5）铺置固相颗粒。根据铺置方式（见图1）称取质量Mp的固相颗粒，铺置于岩样裂缝表面，使用PVAL胶水（浓缩糖浆，得力液体胶Water Glue No.7303）固定固相颗粒并保证其充分铺置。其中，低浓度、中等浓度和高浓度均匀铺置分别使用0.55，1.10和2.20 g固相颗粒，高导流通道、半缝高均匀铺置均使用0.55 g固相颗粒。铺置完成后，利用高清照相机拍摄铺置固相颗粒裂缝表面的图像。将铺置好固相颗粒的2半岩样裂缝面对齐后用生料带缠绕固定成为完整的岩样。
6）使用高温高压岩心多参数测量系统（见图2）测量岩样在加载和卸载过程中各有效应力点对应的渗透率。在岩样两端垫加棉布纱网，以防止固相颗粒运移堵塞管线；保持裂缝呈水平状态，将岩样装入夹持器中。采用煤油模拟地层油测量渗透率，施加围压3 MPa，向系统内充气，缓慢增加驱替压力；保持围压与驱替压力差值不高于1 MPa，同步增加围压和驱替压力，直到驱替压力达到7 MPa（消除滑脱效应和分子扩散效应），停止充气；继续增加围压至10 MPa，测量3组岩样在稳定流量下的渗透率。完成后，增加围压至下一个测试点，重复上述步骤。测试围压点为10，12，14，17，22，27，37，47，57，47，37，27，17和10 MPa。每个测试围压点下，保持岩样处于静水压力状态30 min。整个试验过程处于恒温状态。
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图 2 高温高压岩心多参数测量系统Figure 2. High-temperature and high-pressure core multi-parameter measurement system7）试验后岩样处理。渗透率测量完毕后，取出岩样，测量试验后岩样垂直裂缝方向直径Dfpv2，置于恒温烘箱中在60 ℃下烘48 h。
8）改变试验参数（见表1），重复试验。改变铺置方式和铺置浓度，重复步骤1）—7）。
表 1 裂缝岩样应力敏感性试验参数Table 1. Experimental parameters for stress sensitivity of fractured rock samples铺置长度 铺置方式 固相尺寸/目 固相类型 裂缝类型 无固相 光滑裂缝 全缝长 低浓度均匀 70/140 陶粒 光滑裂缝 全缝长 中等浓度均匀 70/140 陶粒 光滑裂缝 全缝长 高浓度均匀 70/140 陶粒 光滑裂缝 全缝长 高导流通道 70/140 陶粒 光滑裂缝 半缝长 中等浓度均匀 70/140 陶粒 光滑裂缝 9）数据处理。绘制不同条件下岩样裂缝渗透率随有效应力变化的曲线，计算试验岩样的应力敏感性系数，并根据表2中的标准判断敏感程度。
表 2 应力敏感程度评价标准Table 2. Stress sensitivity evaluation standards序号 应力敏感性系数（Ss） 敏感程度 1 Ss≤0.05 无 2 0.05＜Ss≤0.30 弱 3 0.30＜Ss≤0.50 中偏弱 4 0.50＜Ss≤0.70 中偏强 5 0.70＜Ss≤1.00 强 6 Ss≥1.00 极强 应力敏感性系数Ss的计算公式为：
Ss=1−(KiK0)1/3lgδiδ0 (1) 式中：K0为岩样初始渗透率，mD；Ki为岩样各测试点的渗透率，mD；δ0为初始应力，MPa；δi为各测试点的有效应力，MPa。
2. 应力敏感性试验评价结果
应力敏感性试验评价结果见表3。由表3可知，裂缝未铺置固相颗粒岩样渗透率的变化率很大，均超过90%，应力敏感性系数为0.18～0.75，应力敏感性程度为弱到强；与裂缝未铺置固相颗粒的岩样相比，裂缝铺置固相颗粒岩样渗透率的变化率较小，应力敏感性系数小，表明固相颗粒的存在对裂缝起到了一定的支撑作用，弱化了裂缝岩样的应力敏感性。
表 3 裂缝岩样应力敏感性评价结果Table 3. Stress sensitivity evaluation results of fractured rock samples固相颗粒
铺置方式应力方式 渗透率变化
率，%应力敏感
性系数应力敏感
性程度无固相1 应力加载 99.56 0.75 强 应力卸载 90.80 0.45 中偏弱 无固相2 应力加载 99.63 0.31 中偏弱 应力卸载 90.75 0.18 弱 低浓度 应力加载 90.57 0.18 弱 应力卸载 52.26 0.07 弱 中等浓度 应力加载 84.43 0.16 弱 应力卸载 37.05 0.05 几乎无 高等浓度 应力加载 71.19 0.13 弱 应力卸载 24.42 0.03 几乎无 半缝中等浓度 应力加载 66.31 0.11 弱 应力卸载 33.31 0.04 几乎无 高导流 应力加载 54.65 0.08 弱 应力卸载 27.93 0.03 几乎无 用气测渗透率Ki与裂缝岩样初始渗透率K0的比值（即Ki/K0，定义为无因次渗透率）及气测渗透率Ki随有效应力的变化趋势来表征有效应力对岩样渗透率的影响。
根据敏感性试验结果，绘制了岩样渗透率及无因次渗透率随有效应力的变化曲线，如图3所示。从图3可以看出，岩样渗透率随着有效应力增大而逐渐降低，但降低的程度不同。其中，高导流通道和半缝中等浓度均匀铺置固相颗粒均增大了裂缝中的渗流通道，同时还具有一定支撑裂缝的能力；而不同浓度全缝长均匀铺置固相颗粒则增加了裂缝承受有效应力的能力，浓度越高岩样的渗透率越高；无固相颗粒岩样的渗透率最低，显然是在有效应力作用下裂缝发生闭合，导致渗透率迅速降低。
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图 3 岩样渗透率及无因次渗透率随有效应力变化的曲线Figure 3. Variation curves of permeability and dimensionless permeability of rock sample with effective stress从图3还可以看出，试验开始时，无固相1岩样的渗透率并不比铺置固相颗粒岩样低，但随有效应力增大其渗透率急剧降低，表明裂缝的应力敏感性较强，而铺置固相颗粒岩样渗透率降低较慢，说明固相颗粒在一定程度上削弱了裂缝的应力敏感性。
3. 应力敏感性的影响机理分析
3.1 固相颗粒的存在对裂缝应力敏感性的影响
人工制造的裂缝为平直光滑的裂缝，且没有各种微粒填充，初始状态下具有较高的渗透率，当有效应力变化后，裂缝很容易张开或闭合，表现出较强的应力敏感性[26–27]。铺置低浓度固相颗粒岩样及未铺置固相颗粒岩样试验结果的对比如图4所示。从图4可以看出，2块未铺置固相颗粒的岩样均具有较高的初始渗透率，但当有效应力增至13 MPa时，渗透率急剧降低，然后随着有效应力增大，岩样渗透率的降低幅度很小；未铺置固相颗粒岩样的无因次渗透率Ki/K0随着有效应力增大而急剧减小，压力恢复时Ki/K0比值很小，说明其具有较强的应力敏感性。与未铺置固相颗粒的岩样相比，铺置低浓度固相颗粒岩样的渗透率明显更大，表明固相颗粒的加入，使裂缝在有效应力作用下闭合更加困难，因此虽然岩样渗透率随着有效应力增大而有所降低，但降低幅度远小于未铺置固相颗粒的岩样[28–30]，而且随着有效应力恢复，渗透率恢复程度也相对更高。说明在有效应力作用下固相颗粒的存在能够提高裂缝渗透率，削弱裂缝的应力敏感性。
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图 4 裂缝有无固相颗粒时的应力敏感性曲线Figure 4. Stress sensitivity curves of fractures with and without solid particles3.2 固相颗粒铺置方式对裂缝应力敏感性的影响
不同固相颗粒铺置方式岩样的试验结果如图5所示。从图5可以看出，半缝中等浓度铺置固相颗粒岩样的渗透率比全缝中等浓度铺置固相颗粒岩样高，且其渗透率的下降幅度较小。分析认为，半缝铺置固相颗粒的裂缝一面均匀分布着固相颗粒，而另一面是光滑的裂缝面，这就使裂缝面形成了一定的夹角，在有效应力作用下能够起到支撑裂缝的作用，增大了光滑裂缝一侧的渗流通道，弱化了裂缝应力敏感性，确保岩样渗透率的变化不大。高导流通道铺置固相颗粒时，将固相颗粒均匀铺置成8个圆柱形的点，这些圆柱就像桥墩一样支撑着裂缝，同时圆柱之间还具有广阔的渗流通道，极大地削弱了裂缝应力敏感性，能够更好地保持岩样渗透率。综上所述，在确定固相颗粒铺置方式时，要确保固相颗粒在裂缝中既要起到支撑裂缝的作用，固相颗粒之间还需要有足够的渗流通道，从而削弱裂缝应力敏感性，保持裂缝的高导流能力。
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图 5 裂缝在3种不同固相颗粒铺置方式下的应力敏感性曲线Figure 5. Stress sensitivity curves of fractures under three different paving methods of solid particles3.3 固相颗粒浓度对裂缝应力敏感性的影响
低浓度、中等浓度和高浓度铺置固相颗粒的裂缝应力敏感性试验结果如图6所示。从图6可以看出，裂缝应力敏感性随固相颗粒浓度增大而降低。但是，并非压裂液中固相颗粒含量越高裂缝的应力敏感性就一定越低，在合适的范围内，较大固相颗粒的含量越高则裂缝中固相颗粒铺置的浓度越高，应力敏感性越弱，能有效减弱裂缝的应力敏感性；当较小固相颗粒的含量过高时，较小固相颗粒会堵塞裂缝支撑层，使裂缝渗流通道变小，不仅不会降低应力敏感性，还会增大储层的损害[31–32]。
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图 6 裂缝在不同固相颗粒浓度下的应力敏感性曲线Figure 6. Stress sensitivity curves of fractures with varying concentrations of solid particles3.4 应力加载和卸载过程中裂缝应力敏感性分析
通过试验结果发现，在应力加载过程中，当有效应力较小时，随着有效应力增大，岩样渗透率急剧降低。分析认为，这一阶段裂缝间的渗流通道较大，在受到有效应力作用后，裂缝被压缩，渗流通道急剧减小，从而导致渗透率急剧降低。当有效应力达到20 MPa后，岩样渗透率下降幅度变缓，裂缝未铺置固相颗粒岩样的渗透率甚至几乎为零，说明该阶段固相颗粒主要起到支撑裂缝的作用，削弱了裂缝应力敏感性。
在应力卸载过程中，裂缝未铺置固相颗粒岩样渗透率的恢复程度很小，不到初始渗透率的5%，而裂缝铺置固相颗粒岩样的渗透率最低也能恢复到原渗透率的20%，说明固相颗粒的存在能够保持裂缝张力，削弱裂缝应力敏感性，使其应力卸载后仍具有一定渗透率，这说明由应力敏感性所造成的损害是不可逆的。
4. 结 论
1）裂缝岩样的渗透率随着有效应力增大先快速降低然后缓慢降低，表明有效应力较低时，裂缝被压缩，渗流通道急剧减小，导致渗透率急剧降低；当有效应力继续增大时，固相颗粒的存在对裂缝起到了一定的支撑作用，弱化了裂缝应力敏感性，岩样渗透率下降幅度变小。
2）固相颗粒铺置方式和浓度对裂缝应力敏感性有明显的影响，在设计油气井压裂方案时，设计合理的固相颗粒进入方式与浓度可有效降低裂缝应力敏感损害。
3）加载过程的应力敏感性强于卸载过程，有效应力卸载后岩样渗透率难以恢复，表明裂缝应力敏感损害不可逆。因此在油气井压裂改造时要设计合理的加压方式，避免产生过高的有效应力。
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图 2 不同施工规模及排量对裂缝长度的影响
Figure 2. The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture length
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图 1 不同施工规模及排量对裂缝高度的影响
Figure 1. The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture height
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图 3 JPH–A井压裂后测试曲线G函数分析结果
Figure 3. Analysis results of G-function test data after fracturing in Well JPH-A
表 1 X井盒1储层部分井段全岩矿物组分及脆性指数计算结果
Table 1 Calculation results of the whole rock mineral composition and brittleness index of partial borehole section in He 1 reservoir of Well X
井深/m 元素含量，% 矿物含量反演计算结果，% 脆性指数，% Na Mg Al Si P Co 石英 黏土 碳酸盐岩 2 905.00 1.104 0.553 2.436 34.120 0.064 1.695 27.256 25.945 1.781 52.8 2 912.00 0.263 0.454 2.200 33.557 0.076 1.726 28.726 25.772 3.764 55.7 2 921.00 0.864 0.463 1.727 37.158 0.094 2.158 44.095 13.387 76.7 2 925.00 1.585 0.845 7.693 21.972 0.138 7.016 42.617 20.415 0.354 67.7 
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表 2 盒1储层工程地质参数
Table 2 The engineering geological parameters of He 1 reservoir
岩性 杨氏模量/GPa 泊松比 最小水平主应力梯度/
（MPa∙m–1）最大水平主应力梯度/
（MPa∙m–1）储隔层应力差/
MPa水平最大、最小主应力差/
MPa砂岩 28.2~30.3 0.20~0.21 0.017~0.018 0.019~0.022 2.8~3.5 6.7~11.6 泥岩 22.8~25.5 0.24~0.26 0.018~0.020 0.021~0.024
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表 3 目标区气井水平段成像测井裂缝解释结果
Table 3 Image logging fractures interpretation results of horizontal section in gas wells in the target area
深度/m 裂缝类型 倾角/（°） 走向/（°） 3 751.51 高导流缝 55.66 353.20 3 756.67 高导流缝 54.31 328.10 3 769.84 高导流缝 59.77 194.90 3 798.88 高导流缝 68.69 205.10 3 805.43 高导流缝 55.63 11.77 3 809.63 高导流缝 39.15 346.70 3 810.76 高导流缝 58.07 31.32 3 824.81 高导流缝 83.13 354.50 3 978.55 高导流缝 72.23 179.40 4 137.44 高导流缝 64.15 169.90
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表 4 相同施工规模条件下不同压裂方案的压裂效果模拟结果
Table 4 Simulation comparison of fracturing parameters under different fracturing schemes and the same scale
压裂方案 裂缝长度/m 支撑缝长度/m 裂缝总高度/m 支撑缝高度/m 支撑剂浓度/（kg∙m–2） 无因次导流能力 方案1 209.20 206.80 40.20 39.72 15.66 12.31 方案2 245.10 245.10 64.80 64.08 1.93 1.58 方案3 247.50 247.50 63.96 63.84 4.19 4.53 方案4 238.70 235.70 58.20 57.48 5.71 5.66
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表 5 不同施工规模及排量下裂缝参数模拟结果
Table 5 Simulation results of fracture parameters under different fracturing scales and flowrates
排量/
（m3∙min–1）不同施工规模下的裂缝高度/m 不同施工规模下的裂缝长度/m 200 m3 300 m3 400 m3 600 m3 800 m3 1 000 m3 200 m3 300 m3 400 m3 600 m3 800 m3 1 000 m3 2 22.16 31.47 35.39 40.29 50.59 54.26 68.38 69.90 97.33 73.33 80.19 86.29 4 22.62 32.67 36.35 43.21 49.58 53.26 83.31 97.79 114.17 82.17 85.22 87.50 6 24.56 33.38 38.29 46.13 52.25 54.95 103.58 116.92 122.63 96.72 95.58 96.34 8 25.00 34.80 40.44 48.28 56.13 60.05 135.28 134.14 122.33 127.28 118.14 114.71 10 26.42 36.47 44.07 51.18 60.00 64.16 163.17 132.69 121.26 154.02 143.36 136.50 12 28.09 37.16 52.35 60.20 65.10 68.04 172.01 137.34 120.57 178.86 162.10 157.15
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表 6 5口井的混合水体积压裂现场试验效果
Table 6 Field test results of volumetric fracturing with mixed water in 5 wells
井号 层位 工艺 压裂段数 入地液量/m3 加砂量/m3 排量/（m3∙min–1） 油压/MPa 返排率，% 无阻流量/（104m3∙d–1） JPH–A 盒1 裸眼封隔器+连续油管 8 3 110.4 346.8 4.1~4.6 15.2 30.16 18.68 JPH–B 盒1 固井+连续油管 8 2 892.8 361.3 2.0~4.6 15.6 85.60 10.56 JPH–C 盒2 投球滑套 9 5 427.4 457.5 6.0~7.0 14.6 40.58 25.11 JPH–D 盒1 投球滑套 5 2 915.2 304.4 5.9~6.1 3.2 111.99 1.92 JPH–E 盒1 投球滑套 11 4 997.9 568.5 5.9~6.0 13.8 52.24 9.47
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