长庆气田致密砂岩气藏压裂改造技术

基于致密砂岩气储层施工曲线图的压裂效果评价方法研究刘子雄;张静;周子惠;郭布民;李新发;陈玲
【期刊名称】《中国石油勘探》
【年(卷),期】2024(29)1
【摘要】压裂施工曲线中隐含了人工裂缝和储层信息,是压裂效果评价的基础,目前主要采用理论及统计的方法进行评价,对压裂工艺的改进和优化指导作用有限。

为了充分挖掘施工曲线中隐含的信息,对压裂施工曲线的图像按照压裂无阻流量分类构建样本库,采用人工智能中的卷积神经网络(CNN)进行训练,建立基于产能分类的施工曲线效果评价模型,然后应用Grad-CAM进行可解释性研究,找出人工智能进行识别的主要参考位置,进而指导压裂工艺优化和改进。

研究表明:采用CNN进行压裂曲线分类准确率能够达到85%以上,影响压裂效果的关键在压裂施工的初期和后期两个阶段,主要包括压裂初期的排量及对应的压力上升速度、停泵压力、段塞持续时间等,可以通过改变施工参数提高压裂产能。

因此采用该方法能针对性地进行压裂施工优化和改进。

【总页数】6页(P177-182)
【作者】刘子雄;张静;周子惠;郭布民;李新发;陈玲
【作者单位】中海油服油田生产研究院;中国石油玉门油田公司勘探开发研究院;中国石油玉门油田公司工程技术研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE19
【相关文献】
1.致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价
2.基于储层地应力大小与方向的致密砂岩压裂效果的评价方法
3.致密砂岩气储层水力压裂后产能测井评价技术——以鄂尔多斯盆地临兴区块为例
4.基于模糊推理的致密砂岩气储集层重复压裂井选择方法
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致密油藏体积压裂水平井参数优化研究苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【摘要】"水平井+体积压裂"技术是获取致密性储层中工业油流的重要手段.为了对影响体积压裂水平井开发效果的参数进行优化设计,基于离散裂缝模型的数值模拟方法,采用更为灵活的非结构化网格,建立了体积压裂水平井模拟模型,经Eclipse 软件及矿场实际井资料验证该模型可靠性较高,可准确地表征复杂裂缝的几何参数和描述流体在裂缝中的流动.利用长庆油田某致密油藏实际参数,对水平井方位、布缝方式、段间距、簇间距、改造体积等参数进行了优化设计,结果表明:当水平井方位与天然裂缝平行时,开发效果最好;根据累计产量的大小,哑铃型布缝方式优于交错型、均匀型、纺锤型布缝方式;段间距应大于相邻2段的泄油半径之和,避免段间干扰;簇间距应尽可能大,但要小于天然裂缝平均缝长;当改造体积一定时,细长形状的改造区域比短粗形状的改造区域开发效果更好,当工艺上难以增加压裂裂缝长度时,可通过增加段内簇数改善开发效果,簇数越多,初期累计产量越高,但最优簇数取决于开采时间的长短.研究结果可为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2018(030)004【总页数】9页(P140-148)【关键词】致密储层;水平井;体积压裂;数值模拟;离散裂缝模型;非结构化网格【作者】苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油经济技术研究院,北京100724;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司,河北涿州072750【正文语种】中文【中图分类】TE3190 引言近年来，随着非常规油气资源占比的增加，其勘探开发逐渐引起关注［1］。

致密砂岩油气藏开发技术作者：刘国良朱丽君李朋来源：《科技资讯》2015年第15期摘要近年来，随着油气藏开采水平的提高，致密砂岩油气藏的勘探开发成为关注的焦点。

由于致密砂岩储层具有孔隙度小、渗透率低、粘土矿物类型丰富和岩性致密等特殊的地质特征，导致此类油气藏经济高效开发难度大。

虽然在国内外已有成功开发致密油气藏的先例，但目前对于致密砂岩油气藏的开发技术还未形成统一的认识。

本文对目前致密砂岩油气藏的开发技术进行了分析，希望借此文章达到对致密砂岩储集层开发技术能有一个较为明确的认识。

关键词致密砂岩；油气藏；开发技术中图分类号：TE34：P61 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）05（c）-0000-001引言目前国外所开发的大型致密砂岩气藏以深盆气藏为主，主要集中在加拿大西部和美国西部。

全球致密油资源量约为6900×108t；根据中国国土资源报（2014/1/9）公布的全国油气资源动态评价的结果，我国剩余天然气资源62×1012m3，其中非常规致密天然气资源量占天然气总资源的50%左右。

我国未来油气产量稳产增产将更多地依靠开采低渗透油气藏，致密砂岩油气藏是低渗透中重要的一种。

随着勘探程度的提高和油气资源需求的不断增长，对致密砂岩油气藏的开发将是中国油气开发建设的主战场之一，所以研究致密砂岩油气藏显得至关重要。

2致密砂岩油气藏的特点致密砂岩油气藏由于储层致密，油气逃逸速度低于生烃和排烃速度，原生油气藏均为高压油气藏，其油气水的关系十分复杂，这类油气藏当中都有一定程度天然裂缝的发育。

在对此类油气藏进行开发的过程中，往往出现以下特征：①不高的水驱动用程度；②油井动液面出现较低，采油井底流压太小；③采油速度降低很快；④地层压力降低很快。

3致密砂岩油气藏开发技术3.1多段压裂水平井技术多段压裂水平井技术结合了水平井技术和人工压裂技术的优点，有效改善了近井地带渗流条件，大幅提高了单井控制储量，已成为有效开发致密砂岩油气藏的重要技术手段。

第50卷第10期 辽 宁 化 工 Vol.50，No. 10 2021年10月 Liaoning Chemical Industry October，2021收稿日期： 2021-08-02 作者简介： 郝晨西（1991-），男，助理工程师，辽宁葫芦岛人，毕业于辽宁石油化工大学石油工程专业，研究方向： 油气藏增产改造技术。

致密砂岩气藏控水压裂工艺效果分析及应用郝晨西1，2，杜志栋2, 张嵩3（1. 中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司页岩气压裂一项目部， 辽宁 盘锦 124000； 2. 中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司长庆压裂一项目部， 辽宁 盘锦 124000； 3. 中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司页岩气压裂二项目部， 辽宁 盘锦 124000）摘 要：致密砂岩气资源量巨大，部分致密砂岩储层气水关系复杂，严重制约了天然气有效开发。

前人针对控水压裂配套工艺，形成了多级加砂、液氮拌注、人工隔层等多工艺结合的控水压裂方案，有利于控制水体产出，提高天然气产量。

分析目前控水压裂工艺效果，分析压裂施工参数影响规律，选取苏里格某区块井，采用拟三维裂缝形态模型，通过改善二次加砂的停泵时间、射孔位置、施工参数等优化裂缝形态，抑制缝高延伸，进而形成了一套适用于该区块储层特征的控水压裂优化方案。

关 键 词：致密砂岩气藏； 控水压裂； 压裂工艺； 施工参数中图分类号：TE357.1 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2021）10-1548-03苏里格气田为复杂致密砂岩气藏，自2001年发现至今已有20年。

苏里格西区井区在苏里格气田的西部,气水同产是盒8气藏的典型特征[2]。

储层岩石类型以石英砂岩和岩屑砂岩为主，有效孔隙主要为粒内溶孔、粒间溶孔等类型，储层孔隙结构具有“小孔喉、分选差、排驱压力高、连续相饱和度偏低和主贡献喉道小”的特点，物性表现为特低孔特低渗储层。

其中气水同层主要与天然气的低效充注、砂体的非均质性、构造的后期抬升有很大关系[3]。

致密气藏压裂井定向射孔优化技术致密气藏压裂井定向射孔优化技术是一种提高致密气藏压裂效果和生产能力的关键技术。

致密气藏具有孔隙度小、渗透率低的特点，通过常规钻井和裂缝压裂已经不能满足生产需求。

定向射孔技术可以在选取了适当位置后，使压裂液更加均匀地传递至致密气藏中，从而提高其储集层的渗流能力。

本文将从致密气藏特点、射孔优化技术和研究现状等方面来对这一技术进行详细讨论。

一、致密气藏的特点致密气藏又称为页岩气藏，其具有以下几个特点：孔隙度低、孔隙连通性差、渗透率低、地层应力大、储层管道效应差等。

这些特点使得致密气藏的压裂难度较大，常规压裂技术效果不佳。

因此，需要采取更加先进的技术手段来提高致密气藏的完井效果。

射孔优化技术是指通过合理选择射孔方案，使得压裂液能够更好地传递到致密气藏中，增加储集层的渗透能力。

射孔优化技术主要包括井径选择、射孔弹道控制、射孔间距和角度控制以及射孔穿透径向控制等方面。

（一）井径选择井径选择是指根据致密气藏的特点和工程需求，选择适当的井径。

井径对射孔效果有很大影响，太小的井径会导致射孔弹道偏离目标区域，降低射孔质量；太大的井径会导致压裂液在裂缝中的流动速度过快，降低压裂效果。

因此，需要根据具体情况进行合理选择。

（二）射孔弹道控制射孔弹道控制是指在射孔作业中，通过合理选择炸药种类、装药量以及射孔深度等参数，来调整射孔弹道。

通过控制射孔弹道，可以使射孔点更加集中在目标区域内，从而提高射孔质量。

（三）射孔间距和角度控制射孔间距和角度控制是指在射孔作业中，通过合理选择射孔间距和射孔角度，来控制压裂液的传递路径。

较大的射孔间距可以增加裂缝长度，提高裂缝面积；而较小的射孔间距可以使压裂液更加集中，提高渗流能力。

射孔角度的选择也是根据具体情况来确定，一般来说，射孔角度要与地层主要应力方向垂直，以便更好地控制裂缝扩展方向。

（四）射孔穿透径向控制射孔穿透径向控制是指通过调整射孔深度和射孔径向位置，来实现对储集层的穿透和裂缝扩展控制。

㊀㊀收稿日期:20220410;改回日期:20230310㊀㊀基金项目:国家重点研发计划项目 油/水/固界面浸润调控智能流体提高采收率关键材料与机理研究 (2019YFA0708700)㊀㊀作者简介:孙永鹏(1985 ),男,副教授,2007年毕业于西南石油大学石油工程专业,2014年毕业于美国密苏里科技大学石油工程专业,获博士学位,现从事非常规油气开发工作㊂㊀㊀通讯作者:戴彩丽(1971 ),女,教授,博士生导师,1993年毕业于石油大学(华东)采油工程专业,2006年毕业于中国石油大学(华东)油气田开发工程专业,现主要从事提高采收率与采油化学㊁非常规能源高效开发研究与应用工作㊂DOI :10.3969/j.issn.1006-6535.2023.02.010致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究孙永鹏1,2,王传熙1,2,戴彩丽1,2,魏利南1,2,陈㊀超1,2,谢孟珂3(1.中国石油大学(华东),山东㊀青岛㊀266580;2.非常规油气开发教育部重点实验室,山东㊀青岛㊀266580;3.中国石油西南油气田分公司,四川㊀成都㊀610051)摘要:针对致密砂岩气藏压裂后自支撑裂缝导流能力发生变化的问题,建立了裂缝壁面仿真自支撑裂缝导流能力的实验评价方法,从裂缝壁面微观形貌㊁粗糙度㊁强度等方面探究导流能力损伤机理,明确了裂缝导流能力变化规律㊂研究表明:裂缝遇水后壁面黏土水化,并在应力作用下压实,壁面平均高度下降了8.5%;同时,裂缝壁面软化,平均硬度降低了34.3%㊂生产油嘴尺寸变化越密集,高应力时自支撑裂缝导流能力越高;第3次开井生产时的裂缝导流能力比首次开井下降91.7%~98.5%;错位裂缝的导流能力为无错位裂缝的18.1~140.4倍;随着压裂后地层水驱替压裂液产出,最终裂缝导流能力为原始裂缝导流能力的3.45倍㊂该文明确了致密气藏生产过程导流能力损伤机理,阐明了不同因素作用下自支撑裂缝导流能力变化规律,为致密砂岩气藏自支撑裂缝保护提供了基础理论依据㊂关键词:致密砂岩气藏;自支撑裂缝;导流能力;损伤机理;裂缝壁面特征中图分类号:TE357㊀㊀文献标识码:A ㊀㊀文章编号:1006-6535(2023)02-0081-07Study on Damage Mechanism and Conductivity of Unpropped Fractures in Tight Sandstone Gas ReservoirsSun Yongpeng 1,2,Wang Chuanxi 1,2,Dai Caili 1,2,Wei Linan 1,2,Chen Chao 1,2,Xie Mengke 3(1.China University of Petroleum (East China ),Qingdao ,Shandong 266580,China ;2.Key Laboratory of Unconventional Oil and Gas Development ,Ministry of Education ,Qingdao ,Shandong 266580,China ;3.PetroChina Southwest Oil &Gas Field Company ,Chengdu ,Sichuan 610051,China )Abstract :For the change in unpropped fracture conductivity after fracturing in tight sandstone gas reservoirs ,an ex-perimental method for unpropped fracture conductivity evaluation with fracture wall simulation was established to in-vestigate the damage mechanism of conductivity in terms of the microscopic morphology ,roughness ,strength andother aspects of the fracture wall ,and to clarify the variation law of fracture conductivity.The study shows that after the fracture was exposed to water ,the wall clay was hydrated and compacted under stress ,and the average height ofthe wall was decreased by 8.5%;meanwhile ,the fracture wall was softened and the average hardness decreased by 34.3%.The more frequent the change in production nozzle size ,the higher the conductivity of the unpropped frac-ture under high stress ;the fracture conductivity of the third well opening was 91.7%-98.5%lower than that of the first well opening ;the conductivity of misaligned fractures was 18.1-140.4times that of non -misaligned fractures.With the formation water displacing fracturing fluid after fracturing ,the conductivity of the final fracture was 3.45times that of the original fracture.In this paper ,the conductivity damage mechanism in the production of tight gas reservoirs was defined ,and the variation law of unpropped fracture conductivity under the action of different factors was clarified ,which provides a basic theoretical basis for the protection of unpropped fractures in tight sandstonegas reservoirs.Key words :tight sandstone gas reservoir ;unpropped fracture ;conductivity ;damage mechanism ;fracture wallcharacteristics㊀82㊀特种油气藏第30卷㊀0㊀引㊀言致密气储层具有低孔低渗的特点,水力压裂是致密气藏高效开发的必要手段[1-2]㊂水力压裂形成的裂缝包括颗粒支撑裂缝和自支撑裂缝[3],泵入的支撑剂一般在裂缝底部沉积,在裂缝中上部则存在大量没有支撑剂的自支撑裂缝[4-5]㊂由于缝网压裂的广泛应用,自支撑裂缝面存在滑移,使得裂缝表面存在自支撑结构,从而产生导流空间[6-7]㊂在一定滑移范围内,自支撑裂缝的导流能力与相对滑移量成正比,当相对滑移量达到10mm 以上时,裂缝导流能力不再增加[8-10]㊂同时,在低闭合应力下裂缝表面以点状支撑为主,具有较强应力敏感性,而在高闭合应力下裂缝表面大量微凸起被压碎,裂缝几乎完全闭合[11-12]㊂然而,目前针对气藏生产过程中致密砂岩气藏自支撑裂缝的导流能力变化机理及影响规律尚不明确[13]㊂因此,通过制备人工劈裂岩心模型,建立了裂缝壁面特征仿真自支撑裂缝导流能力实验评价方法,明确了岩心矿物组成;通过观察导流实验前后裂缝壁面微观形貌变化特征,测量裂缝壁面粗糙度和表面硬度变化情况,分析了自支撑裂缝导流能力损伤机理;考察净应力变化梯度㊁应力循环次数㊁裂缝错位距离和流体矿化度等因素对裂缝导流能力的影响规律[14-16],为致密气藏压裂及生产工艺改进提供了基础理论依据㊂1㊀实验部分1.1㊀实验材料实验用岩心选自四川西部致密砂岩露头,岩心均加工为长度为5.0cm㊁直径为2.5cm 的标准岩心,岩心上下两端面平行度小于ʃ20μm㊂利用岩心气相渗透率自动测定仪测得岩心渗透率为0.27~0.32mD,利用氦气孔隙度测量仪测得岩心孔隙度为11.2%~13.2%㊂地层水选自四川西部坳陷高庙构造南侧的高庙32井,地层水各成分质量浓度如表1所示,总矿化度为25076.70mg /L㊂表1㊀地层水各成分质量浓度㊀㊀向地层水中加入质量分数分别为0.025%和0.250%的减阻剂和助排剂配制压裂液㊂利用Haake MARS 60流变仪测试其流变性能㊂在170s -1时,压裂液黏度为1.99mPa㊃s,满足行业标准(小于5.00mPa㊃s);压裂液在储层温度(78ħ)下表面张力为26.6mN /m,满足行业标准(小于28.0mN /m)㊂1.2㊀实验方法1.2.1㊀裂缝壁面微观形貌观测从实验岩心样品上敲取约1cm 3的小块,采用GB /T 16594 2008‘微米级长度的扫描电镜测量方法通则“[17],通过上桩㊁去尘㊁干燥㊁喷镀等步骤制备样品㊂用扫描电镜扫描平整裂缝表面,对比分析导流实验前后的裂缝表面变化㊂1.2.2㊀裂缝壁面粗糙度测定采用ISO 25178 600‘几何产品规格“[18],利用激光共聚焦显微镜分别扫描实验前后岩心裂缝表面㊂通过软件重构三维图像并使其数值化,为砂岩裂缝表面粗糙度表征参数提供计算基础㊂1.2.3㊀裂缝壁面强度测试为定量表征液体及应力作用下裂缝壁面强度变化,采用GB /T 4340.4 2022‘金属材料维氏硬度试验“[19],利用维氏硬度计测试实验前后相邻位置的裂缝壁面硬度㊂样品表面干燥后,测量区域使用1200目砂纸轻轻打磨再开展测试,加载压力为9.8N㊂1.2.4㊀导流能力测试传统导流能力测试是在API 导流室中采用2块相互平行的光滑岩板模拟地层裂缝,无法模拟自支撑裂缝壁面特征㊂因此,此次实验利用巴西劈裂造缝装置,制作缝面粗糙的人工裂缝,实验装置如图1所示㊂主要步骤为(以油嘴更换频率为例):①基于巴西劈裂法,将岩心沿轴向劈裂形成人工裂缝,设置好错位距离;②驱替流量固定为1mL /min,围压固定为43MPa;③调整回压为预设压力值,待注入压力稳定后,依次调整回压至下一压力值;④实验过程中,软件持续记录流压㊁围压和回压㊀第2期孙永鹏等:致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究83㊀㊀数据,待最后一个回压下的压力稳定后,视为此次导流实验结束;更换岩心,开展实验测试其他实验参数(如净应力变化梯度㊁应力加载次数㊁自支撑裂缝错位距离㊁地层水矿化度等)㊂图1㊀裂缝导流能力实验装置示意图Fig.1㊀The schematic diagram of fracture conductivity test device2㊀自支撑裂缝导流能力损伤机理分析2.1㊀矿物成分分析将实验用岩心加工成粉末状,使用X 射线衍射仪测定其中矿物成分含量[20-24]㊂结果表明:岩心中矿物以石英(33.6%)㊁斜长石(17.8%)和钾长石(12.0%)为主,含有少量的方解石(0.4%);黏土矿物含量为36.2%,主要以伊利石和绿泥石为主㊂绿泥石和伊利石是强水敏矿物,遇水后,水分子会进入矿物晶层之间,引起晶层间距扩大,矿物内部黏结力变小,发生软化㊁泥化㊁崩解,同时,矿物残渣进入缝面凹陷部位,填充裂缝壁面空间,减小渗流通道㊂在壁面软化㊁矿物运移和净应力共同作用下,加速了裂缝壁面的平整化,裂缝等效宽度减小,进而减小裂缝空间,降低裂缝导流能力㊂2.2㊀裂缝壁面微观形貌特征为直观观察裂缝壁面形貌变化特征,利用扫描电镜观察了实验前后裂缝壁面的微观形貌(图2)㊂由图2可知:实验前裂缝壁面形貌较为复杂,矿物棱角清晰,矿物分离产生的凹坑和不规则凸起明显;实验中裂缝壁面矿物在水化㊁冲刷和应力作用下发生膨胀㊁破碎㊁运移㊁填充㊁压实㊁胶结等物化作用,裂缝壁面逐渐趋于光滑而致密;实验后缝面原有的碎屑和凸起大量减少,壁面比较光滑,导致自支撑裂缝岩心支撑能力降低,可供流体通过的渗流通道减少,从而导致其导流能力降低㊂a b图2㊀实验前后裂缝壁面形态(50倍)Fig.2㊀The fracture wall morphology beforeand after the test (50times)2.3㊀裂缝壁面粗糙度变化为定量表征岩心裂缝壁面的粗糙度,利用激光共聚焦显微镜测量实验前后裂缝壁面粗糙度情况㊂导流实验前,裂缝壁面各峰算术平均高度和最大高度分别为34.3㊁543.9μm㊂导流实验后,二者分别下降了8.50%和13.20%(表2)㊂实验后的裂缝壁面粗糙度较实验前有一定程度下降㊂壁面在滑溜水压裂液的持续冲刷下,表面原本不规则的凸起在一定程度上趋于沿岩心轴向规则排列,即壁面松散的黏土颗粒发生水化膨胀并在应力作用下形成碎屑,沿滑溜水的冲刷方向被带出裂缝㊂同时,壁面原本起到支撑作用的尖锐凸起被逐渐压平,其支撑能力不断降低导致缝宽减小,供流体通过的渗流通道随之减小㊂㊀84㊀特种油气藏第30卷㊀表2㊀壁面粗糙度测试结果2.4㊀裂缝壁面强度变化特征利用维氏硬度计定量表征实验前后裂缝壁面强度变化,结果如图3所示㊂a b1805 m .μ1816 m .μ2223 m .μ2243 m .μ图3㊀实验前后裂缝表面微米压痕图Fig.3㊀The micrometer indentation image of fracturesurface before and after the test导流实验前,裂缝壁面硬度为56.6HV㊂经过裂缝导流实验,裂缝壁面硬度降至37.2HV,降幅为34.3%㊂由于岩心的黏土矿物含量较高,而黏土矿物容易发生水化膨胀㊁软化,导致壁面硬度降低,抗压强度降低㊂一方面矿物在应力和滑溜水冲刷作用下破碎㊁运移,堵塞渗流通道;另一方面错位裂缝壁面中起到支撑作用的不规则凸起因强度降低,更容易在高应力下被压平或破碎,导致支撑能力越来越小,裂缝两面咬合程度越来越高,裂缝趋于闭合㊂3㊀致密气藏自支撑裂缝导流能力影响因素致密气藏通过大规模水力压裂形成复杂缝网,增大改造体积,提高单井控制程度㊂支撑剂一般在裂缝底部沉积,在裂缝中上部及裂缝远端形成大量没有支撑剂的自支撑裂缝,裂缝错位距离是自支撑裂缝的关键特征㊂压裂后生产过程中,通过改变油嘴更换频率㊁关井等手段可恢复井底压力,而储层液体返排产生盐度变化等因素均影响致密气藏自支撑裂缝导流能力㊂3.1㊀油嘴更换频率现场生产过程中,通常会采用不同尺寸的油嘴进行生产以控制生产过程中的井底压力,调节生产速度㊂不同的油嘴更换频率会导致地层净应力变化梯度不同,进而影响裂缝的导流能力㊂采用错位距离为0.5mm 的自支撑裂缝岩心模型,设置了3种不同的净应力递减梯度:梯度1为10㊁15㊁20㊁25㊁30㊁35㊁40MPa;梯度2为10㊁20㊁30㊁40MPa;梯度3为10㊁25㊁40MPa,模拟不同的油嘴更换频率,通过式(1)计算导流能力,结果如图4所示㊂F =F iF max (1)式中:F 为无因次裂缝导流能力;F i 为初始裂缝导流能力,D ㊃cm;F max 为最大裂缝导流能力,D ㊃图4㊀净应力变化梯度对裂缝导流能力的影响Fig.4㊀The influence of net stress gradient on fracture conductivity由图4可知:随净应力增大,无因次裂缝导流能力逐渐下降,降幅为80.2%~88.1%;低净应力时,不同应力变化梯度对导流能力的影响差别不大,在高净应力下,油嘴更换6次比更换2次时裂缝无因次导流能力提高了7.9%㊂分析表明:净应力较低时,裂缝两侧壁面因滑移而形成的不规则凸起能够较好支撑裂缝,形成较大的渗流空间;随着净应力逐渐增大和滑溜水压裂液的持续冲刷,由于岩心黏土矿物含量较高,遇水膨胀㊁水化,其抗压强度逐渐降低,而当净应力增大至缝面凸起部分的抗压强度时,矿物发生破碎,降低了裂缝宽度,引起裂缝导流能力降低㊂因此,致密气藏压裂后生产过程中,增加生产油嘴尺寸更换频率,可使裂缝受到的净应力变化较为缓慢,自支撑裂缝的导流能力下降幅度较低,更有利于为致密气提供高渗流动空间㊂3.2㊀开关井次数气藏生产过程中近井压力逐渐降低,会在生产㊀第2期孙永鹏等:致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究85㊀㊀一段时间后关井,待井底压力恢复后再次开井生产㊂采用错位距离为0.5mm 的自支撑裂缝岩心模型,模拟了开井 关井 再开井共4次开关井过程,考察地层净应力循环次数对裂缝导流能力的影响,结果如图5所示㊂图5㊀开关井次数对裂缝导流能力的影响Fig.5㊀The influence of well opening and closingtimes on fracture conductivity由图5可知:随开关井次数增加,相同净应力下裂缝导流能力有所减小,尤其第3次比第1次下降了91.7%~98.5%,第3㊁4次开井时在高净应力下裂缝导流能力极低,几乎为0D㊃cm㊂分析表明:实验用致密砂岩岩心黏土矿物含量较高,抗压强度较低,随着净应力的增加,其逐渐超过裂缝表面抗压强度,裂缝表面凸起破碎程度逐渐加剧,原本错位的裂缝出现闭合现象,导致缝宽减小,裂缝导流能力减小;而随着净应力循环加载,破碎后的矿物残渣等细小颗粒不断增多,逐渐堵塞裂缝凹陷壁面,减小了裂缝空间,造成裂缝导流能力降低㊂因此,在致密气藏生产过程中,压裂形成的大量自支撑裂缝,在多次开关井后存在闭合的可能性,不再贡献渗流通道㊂为保持自支撑裂缝导流能力,应尽量控制生产速度,减缓近井压力下降速度,减少关井恢复压力次数㊂3.3㊀自支撑裂缝错位距离在水力压裂造缝过程中,裂缝通常会受到不同程度的剪切应力,产生滑移错位㊂由于裂缝表面凹凸不平,虽然部分裂缝中未充填支撑剂,裂缝表面不均匀结构也可以相互支撑,为气体导流贡献能力㊂实验采用0.5㊁1.0mm 厚的铜片固定在岩心裂缝两端,实现对裂缝不同错位距离的精准控制㊂不同净应力条件下的导流能力见图6㊂由图6可知:随裂缝错位距离的增大,其导流能力有明显提高,可达18.1~140.4倍,低净应力下图6㊀错位距离对裂缝导流能力的影响Fig.6㊀The influence of dislocation distance on fracture conductivity提升效果尤为明显;错位距离为1.0mm 的裂缝导流能力略高于错位距离为0.5mm 的裂缝,且均远大于无错位的裂缝;无错位裂缝在低净应力时存在一定的导流能力,当净应力增至8MPa 以上,裂缝接近闭合,基本无导流能力㊂分析表明:错位距离对裂缝导流能力的影响与储层骨架颗粒性质(矿物类型㊁尺寸㊁形状㊁硬度等)㊁胶结物性质(成分㊁含量㊁排布等)以及外来水与胶结物的作用等影响密切相关㊂在裂缝开裂过程中,裂缝一侧壁面产生的凸起或凹陷部分未被对侧壁面包裹时,则在裂缝中间形成较大的渗流空间,大幅度改善流动通道,裂缝导流能力则呈现倍数增长㊂因此,错位距离对裂缝导流能力的影响主要体现在有无错位的区别上㊂当裂缝产生一定错位后,其导流能力并非线性增长,而是在一定范围内波动并呈现一定的随机性;当裂缝没有错位时,高净应力下裂缝两侧壁面容易恢复至未开裂时的紧密咬合状态,裂缝中的流动空间极其有限,导流能力极差,裂缝不能贡献气体流动的空间㊂因此,在致密气藏压裂造缝过程中,裂缝形成一定的错位距离,可大幅度改善自支撑裂缝导流能力,提高气井产能㊂3.4㊀压裂后返排液矿化度在现场压裂过程中,使用地表水配置的压裂液矿化度较低(一般为100~1000mg /L),而致密气储层地层水矿化度较高㊂向地层中注入低矿化度水会造成裂缝壁面黏土矿物发生水化膨胀,导致黏土矿物和骨架颗粒发生运移,进而影响裂缝导流能力㊂利用0.5mm 错位裂缝岩心模型,配制矿化度㊀86㊀特种油气藏第30卷㊀分别为0㊁5000㊁10000㊁15000㊁20000㊁25000mg /L 的滑溜水压裂液,研究不同矿化度压裂液对裂缝导流能力的影响,结果如图7所示㊂图7㊀压裂液矿化度对裂缝导流能力的影响Fig.7㊀The influence of fracturing fluid salinity on fracture conductivity由图7可知:随压裂液矿化度逐渐上升,裂缝的导流能力随之升高,当矿化度从0mg /L 提升至25000mg /L,裂缝导流能力提升3.45D㊃cm㊂分析认为:储层中含有一定量的黏土等胶结物,低矿化度下水对黏土矿物水化抑制作用较差,此时产出液中有细小矿物颗粒和胶结物碎屑排出;在高矿化度下,水溶液中的静电斥力较强,抑制黏土矿物晶层间的斥力,进而抑制了水化作用,有助于保留裂缝空间,进而使得裂缝导流能力得到提升㊂因此,致密气储层水力压裂后,低矿化度压裂液大量赋存于地层,此时自支撑裂缝导流能力较低,随着后续高矿化度地层水驱替压裂液排出,地层流体矿化度逐渐升高,自支撑裂缝导流能力相较刚开井时会有一定程度的提升㊂4㊀结论和建议(1)致密砂岩储层矿物水化膨胀㊁分散㊁运移,结合应力作用,自支撑裂缝闭合后壁面更平整,壁面硬度平均降低了34.3%㊂水化结合应力作用加速了裂缝壁面平整化,减小裂缝空间,进而降低自支撑裂缝导流能力㊂针对储层沉积及矿物特征,可考虑加入黏土稳定剂保护自支撑裂缝导流能力㊂(2)致密气藏生产制度对自支撑裂缝导流能力影响巨大㊂生产油嘴尺寸变化越频繁,自支撑裂缝导流能力下降幅度越低,油嘴更换6次比更换2次时裂缝无因次导流能力提高了7.9%㊂在前几次开井生产过程中自支撑裂缝可贡献导流能力,多次关井恢复压力后,裂缝存在闭合的可能,因此,在现场生产过程中应尽量提高生产油嘴尺寸更换频率并减少开关井次数㊂(3)合理设计压裂及返排工艺可提高自支撑裂缝导流能力㊂相比无错位裂缝,错位自支撑裂缝导流能力可提高18.1~140.4倍㊂现场压裂施工造缝时应尽量使裂缝形成一定程度的错位,可极大增加裂缝导流能力㊂如果压裂液矿化度低于地层水矿化度,致密气储层压裂后,当地层水驱替压裂液逐渐排出后,自支撑裂缝导流能力可得到一定程度的恢复㊂参考文献:[1]李国欣,朱如凯.中国石油非常规油气发展现状㊁挑战与关注问题[J].中国石油勘探,2020,25(2):1-13.LI Guoxin,ZHU Rukai.Progress,challenges and key issues of un-conventional oil and gas development of CNPC[J].China Petrole-um Exploration,2020,25(2):1-13.[2]熊俊雅,杨兆中,杨磊,等.压裂填砂裂缝导流能力室内研究进展与展望[J].特种油气藏,2020,27(3):1-7.XIONG 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