0 引言
库车山前超深碎屑岩储集层为塔里木油田天然气主要气源储集层,勘探开发重点区带包括克拉苏构造带、秋里塔格构造带、北部构造带。根据第4次油气资源评价结果,塔里木盆地超深层（大于6 000 m）天然气资源量为5.98×1012 m3,其中库车山前克拉苏构造带盐下已探明万亿立方米天然气储量[1]。克拉苏构造带主力产层为白垩系巴什基奇克组,储集层埋深5 500~8 200 m,属典型深—超深储集层。由于强烈的压实作用,储集层普遍较致密,基质孔隙度主要分布在3.5%~7.5%。在燕山期至喜马拉雅晚期剧烈造山运动影响下,区块最高储集层压力超过150 MPa,最高地应力梯度超过0.03 MPa/m,天然裂缝较发育,胶结状态复杂多样,非均质性较强[2-3]。储集层“三超（超深、超高温、超高压）”及致密特征明显,高效储集层改造对该类储集层效益勘探开发的作用日益突出[4-5]。
塔里木油田早期深井改造以直井单层或大段笼统酸化、酸压,或小规模加砂压裂为主。超深井的压裂改造始于1995年,在近6 000 m的东河塘等区块成功实施水力加砂压裂,突破了超深井加不进砂的技术难题,现场应用效果良好[6]。2002年提出加重液体思路,柯深101井首次应用加重酸化,酸压井深6 354~6 389 m/2层,加重酸密度1.34 g/cm3,施工压力主要为90~98 MPa,最高100.1 MPa,井底压力163.82 MPa,压后产油94.78 t/d、产气22.4×104 m3/d,探索形成了异常高应力超深井改造的新技术思路[5]。2005年首次在野云2井实现加重压裂,井深5 965.0~6 087.5 m,温度152 ℃,采用传统压裂方式井口压力将超过140 MPa,现有设备难以实施,采用密度1.15 g/cm3的氯化钾加重液体使施工压力降低了9 MPa,施工排量2.5~2.7 m3/min,施工压力90~123 MPa,成功加入支撑剂28.5 m3,首次实现超过110 MPa压力下的压裂施工,为超深井改造提供了新手段[7]。2010年大北301井首次实现136 MPa压力下的加砂压裂,超深井的压裂技术应用达到一个新高度[5]。中国石油勘探开发研究院与塔里木油田多年合作,针对“三超”井埋藏深、压力高、温度高的技术难点,攻关形成优化设计、液体加重、大通径管柱、井筒完整性评价、超深层射孔、安全施工等6项核心技术,研发了溴盐加重、氯化钾加重、硝酸钠加重等3套加重压裂液体系,支撑塔里木油田突破8 000 m以深油气资源勘探禁区。其中研发的硝酸钠加重压裂液体系,密度可达1.35 g/cm3,耐温180 ℃,成本仅为国外溴盐加重体系的25%,相同密度下每立方米节约0.7万元[5,8⇓ -10]。随着勘探区域的不断拓展,储集层条件逐渐变差,传统压裂技术的局限性日益凸显。2010年以后,针对塔里木“三超”致密储集层的压裂酸化逐渐开始借鉴非常规油气储集层体积改造技术理念[11-12],以构建复杂缝网体系[13-14]为目标,探索试验不同工艺技术并见到显著效果[4-5,15]。
1 影响缝控改造体积的关键因素
库车前陆冲断带受北侧天山造山带向南的强烈逆冲推覆挤压,区内广泛发育的前陆冲断构造决定了天然裂缝的发育状态。天然裂缝在构造高点及背斜长轴方向的转折端最发育,在翼部或背斜之间鞍部发育相对较弱,纵向主力层段巴什基奇克组3个层段均有发育[18-19]。天然裂缝以斜交缝和高角度缝为主,倾角在35°~70°,低角度缝较少,水平缝不发育,80.7%为剪切缝,15.7%为张剪缝,张性缝最少。天然裂缝密度为0.5~3.0条/m,视延伸长度在0.1~1.5 m范围内分布不均,宽度为0.15~1.50 mm,裂缝被方解石、泥质充填或半充填,未充填裂缝较少。超过50%的天然裂缝走向与最大水平主应力方向夹角较大（大于45°）。该区块天然裂缝发育非均质性较强,对其发育及分布特征进行了系统分析,认为天然裂缝可分为大尺度裂缝（Ⅰ类）、小尺度裂缝（Ⅱ类）、微细裂缝（Ⅲ类）、基质裂缝（Ⅳ类）,如表1 所示。有关天然裂缝对产能贡献的研究表明：裂缝对单井产能的影响主要表现为对渗透率的改善,可使渗透率提升2~4个数量级;只有天然裂缝有足够的开启度,支撑剂才能有效进入天然裂缝并形成支撑,从而提高产能;酸化与压裂改造技术结合,充分开启充填、闭合裂缝是提高单井产能的关键。
表1 库车山前超深层碎屑岩储集层天然裂缝分类 |
| 分类 | 类型 | 开度/mm | 长度/mm | 充填状态 | 倾角 | 成因 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ⅰ类 | 大尺度裂缝 | >1.0 | >20.0 | 全充填—半充填 | 高角度 | 构造 |
| Ⅱ类 | 小尺度裂缝 | (0.5, 1.0] | (2.0, 20.0] | 全充填—半充填 | 中高角度 | 构造伴生 |
| Ⅲ类 | 微细裂缝 | (0.1, 0.5] | (0.2, 2.0] | 全充填 | 复杂 | 成岩 |
| Ⅳ类 | 基质裂缝 | ≤0.1 | ≤0.2 | 全充填 | 复杂 | 原生、成岩 |
尽管超深层的压裂酸化技术取得了显著效果,但改造后产量低于30×104 m3/d的低产低效井约占30%,其中超过20%的井解释为含天然裂缝的非干层。通过对相关地质、测井等资料的分析,结合对施工压力曲线的评价,认为存在3个主要原因：①部分酸液体系解除油基钻井液造成的天然裂缝污染的效果不明显。②缝网酸压井酸蚀裂缝在高闭合应力作用下导流能力低,存在部分无效酸蚀裂缝。③对于部分缝网压裂井,前置液阶段采用低黏滑溜水形成复杂缝网,由于施工排量低,裂缝宽度不够,后期冻胶携砂在缝宽小的裂缝中输送困难,难以进入已经开启的天然裂缝或剪切缝中,导致裂缝难以获得有效支撑,形成的缝网亦为无效缝网,影响改造效果与增产有效期。针对塔里木盆地库车山前超深储集层在现有技术条件下难以实施水平井开发的现状,在直井压裂中充分利用储集层天然裂缝发育的特点,通过体积改造技术的优化与应用,使主缝匹配分支缝、连通天然裂缝,构建有效支撑缝网系统,提高天然裂缝的有效利用率,是提高缝控改造体积与改造效果的关键[20⇓-22]。
研究表明,超深致密储集层改造中提高缝网有效性的技术难点有以下几个方面：①天然裂缝中的充填物成分复杂,依靠单一酸液溶蚀天然裂缝中的充填物来开启天然裂缝难度较大。②单纯的酸化或酸压技术,酸液有效酸蚀作用距离有限[23],在控制滤失获得长的主缝与利用滤失沟通天然裂缝这两个目的中难以建立“双赢”技术平衡点,往往人工裂缝长度不够,沟通天然裂缝也不足。③高施工压力限制了施工规模与排量的提升,传统冻胶压裂以控制滤失造主缝为主,难以实现对天然裂缝的开启与沟通,并形成有效的缝网系统。用单纯滑溜水实施体积压裂,对开启天然裂缝有利,但排量受限仍然会使缝内净压力难以满足有效携砂和支撑剂高效铺置的要求,高闭合应力会大幅缩短裂缝导流能力的有效期,造成压后产量的快速递减。因此,解决排量与液体类型匹配的问题,研究多种技术的有效组合模式,寻找使裂缝复杂化的工艺技术方法,成为提高超深致密储集层天然裂缝系统有效性的关键。
研究表明（见表2 ）[21,24],库车山前天然裂缝发育非均质性强,天然裂缝的走向与最大水平主应力方向的关系复杂。分析天然裂缝的走向、几何尺度、密度、充填状态等,确定天然裂缝走向与最大水平主应力方向的夹角,是优选储集层改造技术模式的关键。通过对改造井施工停泵压力的G函数分析（一种压降曲线分析方法,G为无因次时间函数）及测井综合解释分析发现,该区域天然裂缝较发育的井占比近60%,天然裂缝沟通程度决定了改造效果。当天然裂缝与最大水平主应力方向一致时,易产生剪切滑移,在压裂时通常最初是1条或几条天然裂缝作为主裂缝开启,会使得近井带裂缝复杂,裂缝宽度不足,导致加砂难甚至砂堵。同时,由于天然裂缝与人工裂缝方向趋于一致,人工裂缝在延伸过程中要沟通或开启更多侧向天然裂缝则更难。对于这种情况,通常需采用多级暂堵技术等来提高裂缝复杂度,同时,为了避免近井带的裂缝复杂增大施工风险,宜采用冻胶破岩技术。当天然裂缝与最大水平主应力方向接近垂直时,人工裂缝通常穿过天然裂缝,使用低黏滑溜水易开启人工裂缝侧翼的天然裂缝,形成缝网系统。此时,可以考虑不使用暂堵技术,降低压裂成本。而库车山前天然裂缝中高角度裂缝占优,在采用滑溜水压裂时,有利于人工裂缝在延伸过程中通过开启高角度天然裂缝增大纵向上的缝控改造体积。
表2 库车山前天然裂缝与地应力方位的关系 |
| 类 别 | 交叉裂 缝条数 | 最大水平 主应力方向 | 天然裂缝走向 | 裂缝 倾角/(°) |
|---|---|---|---|---|
| 复 杂 缝 网 | >100 | 北偏西39° |  | 80 |
| 中 等 网 状 | 50~ 100 | 北偏西42° |  | 83 |
| 轻 微 网 状 | <50 | 北偏西36° |  | 82 |
| 小 夹 角 | 北偏东49° |  | 81 | |
| 大 夹 角 | 北偏西35° |  | 60 |
注：角度数据为天然裂缝走向,百分数为走向在某角度区间内的裂缝条数占总条数的比例 |
2 提高缝控改造体积的关键问题
研究表明[16],体积改造技术是大幅提高油气藏改造效果的关键,其核心理论为“打碎”储集层,形成网络裂缝,使裂缝壁面与储集层基质的接触面积“最大”,储集层流体从基质渗流到裂缝的距离“最短”,基质中流体向裂缝渗流所需压差“最小”,进而大幅提高单井产量,使储量动用最大化,提高油气采收率。其技术特征主要体现在大排量、大液量、低黏滑溜水、小簇间距等。利用低黏滑溜水液体易于渗滤的特点,促使天然裂缝有效开启并扩大波及体积[25]。近年来,针对地应力差大、塑性特征强等不易“打碎”的储集层,发展了缩小簇间距的“密切割”水平井“缝控”压裂技术[17]。水平井缝控压裂技术的内涵是通过缩小簇间距来实现接触面积的最大化,缩短基质中流体渗流到裂缝的距离,不再着眼于是否“打碎”储集层,这是与体积改造技术理念的最大区别,可以说是体积改造技术的进一步发展。针对库车山前超深层的直井压裂,体积改造技术的“最大、最短、最小”仍然可作为优化设计与工艺优选的指南。平面上充分利用天然裂缝走向与最大水平主应力方向呈近垂直的特点,通过使用低黏滑溜水增大人工裂缝的侧向带宽,采用多级暂堵与二次加砂等工艺构建“人工主裂缝+多尺度天然裂缝”的缝网系统;纵向上充分利用天然裂缝以高角度缝为主的特征,通过冻胶破岩提高纵向上的天然裂缝开启程度,通过“软”、“硬”分层的多层压裂构建“立体缝网”。
2.1 天然裂缝开启机制与条件
根据耶格单弱面理论[29],岩体中存在裂缝面、节理等弱面时,作用于弱面的有效正应力和剪应力按下式计算：
$\sigma_{\mathrm{n}}=\frac{\sigma_{\mathrm{H}}+\sigma_{\mathrm{h}}}{2}+\frac{\sigma_{\mathrm{H}}-\sigma_{\mathrm{h}}}{2} \cos 2 \beta$
$\tau=\frac{\sigma_{\mathrm{H}}-\sigma_{\mathrm{h}}}{2} \sin 2 \beta$
由（1）式、（2）式可知,弱面上的有效正应力和剪应力与最大、最小水平主应力有关,并且随弱面倾角的变化而变化。作用于天然裂缝处弱面的有效正应力和剪应力满足破坏的临界强度条件时,此弱面处于临界受力平衡状态,即达到力学上开始破坏的条件。根据莫尔强度理论,储集层天然裂缝处弱面的临界强度条件表达式为：
$\tau_{\mathrm{c}}=\tau_{0}+\mu\left(\sigma_{\mathrm{n}}-p_{\mathrm{p}}\right)$
（3）式为天然裂缝发生剪切破坏的临界条件。在裂缝性储集层改造施工过程中,人工裂缝与天然裂缝交会后,人工裂缝内的高压液体滤失到天然裂缝内,天然裂缝内流体压力开始升高,作用在天然裂缝上的有效正应力减小,莫尔圆向左移动,当与临界线相交时发生剪切破坏（见图1 ）。根据克深134井的地应力状态（垂向应力154 MPa、最大水平主应力165 MPa、最小水平主应力134 MPa）和岩石力学典型参数（摩擦系数0.45,内聚力4.0 MPa）,采用（3）式计算天然裂缝发生剪切的临界剪应力,结果如图1 所示。在初始地层压力条件下,莫尔圆与临界线未相交,即天然裂缝未发生剪切。施工过程中,天然裂缝内流体压力至少达到最小水平主应力数值,取流体压力达到最小水平主应力时的莫尔圆（图1 中红色圆）进行分析,此时莫尔圆与临界线相交,因此目标储集层天然裂缝在施工过程中容易发生剪切。
依据摩尔-库伦准则[30-31]研究得到了库车山前天然裂缝动态开启条件。以井深7 700 m为例,井底施工压力达到151.7 MPa时,天然裂缝开启;井底施工压力达到161.7 MPa时,天然裂缝开启率达到100%。考虑人工裂缝延伸对地应力场的影响,大部分天然裂缝在压裂施工的缝内净压力达到8~12 MPa（井深6 000~8 000 m）时都被剪切激活,水力裂缝与天然裂缝能够共同形成裂缝网络系统。通过人工裂缝与天然裂缝耦合模拟研究,得到了库车山前超深储集层改造形成复杂缝网的理论判识图版（见图2 ）。涉及的关键参数如下：最大水平主应力为135~150 MPa,应力差为25~35 MPa,天然裂缝倾角为50°~80°,天然裂缝走向与最大水平主应力方向的夹角为25°~60°。以裂缝受到的剪应力与有效正应力之比作为裂缝开启形态的判据,当其值与天然裂缝内摩擦系数的比值大于0.45时,表示裂缝易产生剪切破坏。
$K_{\mathrm{h}}=\frac{\sigma_{\mathrm{H}}-\sigma_{\mathrm{h}}}{\sigma_{\mathrm{h}}}$
2.2 人工裂缝与天然裂缝耦合延伸规律
为研究人工裂缝与天然裂缝耦合交织形态和扩展规律,开展大型物理模拟实验,岩心样品为库车山前白垩系巴什基奇克组的岩心露头,岩心露头天然裂缝发育,与克深134井区储集层基本类似,三应力状态为走滑型,有利于形成剪切滑移裂缝。在编号为B1的岩样上预置声发射监测装置,监测实验全过程。实验设置三向地应力值为：最大水平主应力25 MPa,垂向应力15 MPa,最小水平主应力10 MPa,与库车山前白垩系碎屑岩储集层三向应力关系一致,即垂向应力介于最大、最小水平主应力之间。实验用液为基液+冻胶（暂堵转向）+基液,设计排量为30~390 mL/min,设计用液9 000 mL。实施4次压裂（见图3 ）：①逐级提排量基液压裂1次,停泵测压降;②快速提排量基液压裂1次,停泵测压降;③注入冻胶+暂堵转向剂压裂1次;④注入基液实施第4次压裂。从图3 可以看出,第1次压裂过程中,采用逐级提排量模式,压力呈缓慢上升趋势,体现了天然裂缝开启的特征,但在排量达到150 mL/min时,有人工裂缝开启的特征,与国外实验研究结论一致[33]。第2次压裂快速提排量建立井底压力,在排量达到150 mL/min时第2条人工裂缝开启,后续继续提排量,压力并没随排量上升而增加,只是出现小幅波动,在忽略实验管路与缝内摩阻影响的前提下,这是人工裂缝延伸与多级天然裂缝开启的结果。后续低排量注入冻胶压裂液与暂堵剂,压力与排量基本匹配,暂堵剂逐渐进入井筒,尚未形成有效封堵。第4次压裂排量为150 mL/min,压力出现大幅增加并大幅波动,这是暂堵剂压实对液体进入裂缝造成阻力以及多裂缝开启的结果。压力响应曲线充分体现了天然裂缝激活的特点。
岩心切片观测结果（见图4 ）验证了压力响应曲线分析结果,可以看出,压裂产生了2条人工裂缝,并激活了很多天然裂缝,形成了有效的网络系统。渗滤带比较大,体现了在缝网作用下的面积驱替特征,说明缝控体积得到大幅增加,也是对直井缝控压裂可以形成较大波及带宽的验证。对压力响应曲线进行的G函数分析也体现了天然裂缝渗滤带的上述特征,限于篇幅,不再详述。
2.3 天然裂缝导流能力
为评价储集层改造过程中天然裂缝不同激活模式及支撑剂浓度对其导流能力的影响,开展了天然裂缝导流能力实验研究。实验设备为剪切导流能力测试仪器,岩心样品取自克深区块某井并制作剪切岩心[34]。根据不同改造方式设计4种实验（见表3 ）：①天然裂缝原始导流能力实验;②天然裂缝剪切滑移导流能力实验;③天然裂缝酸处理的导流能力实验,共2组;④天然裂缝张性开启+支撑剂支撑的导流能力实验,设置不同支撑剂铺置浓度,共3组。人工制作剪切滑移裂缝,使用10%酸液,选用380/212 μm（40/70目）的高强度陶粒,模拟现场10%的砂比。设计的4种实验涵盖库车山前超深层储集层改造主要工艺类型,可模拟现场实际情况。
表3 天然裂缝导流能力实验方案 |
| 实验 编号 | 测试类型 | 支撑剂铺置浓度/ (kg•m-2) | 备注 |
|---|---|---|---|
| 1 | 原始导流 | 张性裂缝,不加支撑剂 | |
| 2 | 剪切导流 | 不加支撑剂 | |
| 3 | 支撑导流 | 2.5 | 剪切裂缝 |
| 4 | 支撑导流 | 5.0 | 剪切裂缝 |
| 5 | 支撑导流 | 7.5 | 剪切裂缝 |
| 6 | 酸蚀导流 | 剪切裂缝,天然裂缝不发育 | |
| 7 | 酸蚀导流 | 剪切裂缝,天然裂缝发育 |
实验结果如图5 所示。可以看出,仅靠天然裂缝的开启难以提供足够的裂缝导流能力,当闭合应力加载到20 MPa后,导流能力下降明显,在高闭合应力（70 MPa）时,导流能力极低。剪切滑移裂缝比原始天然裂缝的导流能力高近3个数量级。酸蚀裂缝比剪切滑移裂缝的导流能力提高10倍以上,天然裂缝发育的酸蚀缝比天然裂缝不发育的酸蚀缝导流能力更好。支撑裂缝的导流能力与支撑剂铺置浓度成正相关,但高铺置浓度裂缝的导流能力在高应力下的优势不明显。本文实验中导流能力随闭合应力的升高具有正常的递减趋势,但与使用钢板评价支撑剂性能的常规实验相比,实验数据有明显的波动现象,这是因为在不同闭合应力下岩板中天然裂缝开启程度不同,增加了研究含天然裂缝岩板导流能力的难度,需进一步开展更多实验研究进行深入评价。
张开型天然裂缝或者通过压裂激活的天然裂缝在较低闭合应力下具有一定的渗流能力,但对于库车山前超深储集层,高闭合应力使得无支撑的张性裂缝导流能力极低（见图5 中实验1）,难以具备有效渗流能力。如果压裂能够使天然裂缝及人工裂缝以剪切滑移模式开启,则具备较好的导流能力（见图5 中实验2）。在开启的天然裂缝中加入支撑剂获得的导流能力最佳（见图5 中实验3—5）。库车山前超深井特征限制了水平井的应用,直井压裂是必然的选择,由于该区域两向应力差大,形成复杂缝网难度大。因此,需充分利用天然裂缝与人工裂缝之间的夹角关系,以及三应力状态决定的人工裂缝主要为剪切滑移缝的特点,采取相应的技术对策,即：酸化溶蚀天然裂缝中的充填物,降低天然裂缝开启所需净压力;利用低黏滑溜水的侧向渗滤能力激活天然裂缝;通过优化排量与黏度的乘积[32]并结合冻胶组合多级暂堵技术,实现人工主缝与天然裂缝的交织沟通;优选小粒径支撑剂使其能够进入到更多的缝网中,实现支撑剂的有效铺置,形成具有“主缝+支缝”的多级支撑有效缝控体积。
3 提高缝控改造体积的关键技术
3.1 缝内暂堵与二次压裂技术
根据库车山前储集层天然裂缝产状特征及大型物理模拟实验结果,该区域有通过压裂酸化形成复杂缝网的基础,但高应力差提高了形成复杂缝网的难度。针对该区域多以直井压裂为主的现状,提出多级暂堵技术思路,力求通过暂堵来改变压裂液在地层中的渗流方式。为此,选取库车山前白垩系含天然裂缝露头开展缝内暂堵已开启天然裂缝的物理模拟实验。该区域天然裂缝较发育,密度为0.5~3.0条/m,以半充填—全充填裂缝为主,与最大水平主应力方向夹角为45°~60°,裂缝倾角为50°~70°,高角度裂缝普遍发育,能够通过储集层改造开启天然裂缝,纵向沟通更多小层,加强超深巨厚储集层纵向动用。因此,用该区域的岩心露头进行实验具有代表性。
利用中国石油天然气集团有限公司油气藏改造重点实验室的大型物理模拟装置开展相关模拟实验。库车山前砂岩露头样品（编号A12）参数如下：弹性模量10~22 GPa,泊松比0.22~0.23,岩石体积压缩系数（2~5）×10-4 MPa-1,抗压强度91~160 MPa,露头含有多条不规则天然裂缝,裂缝开度0.1~0.2 mm,有泥质或方解石充填。实验加载最大水平主应力30 MPa,最小水平主应力10 MPa,垂向应力20 MPa,满足产生剪切裂缝的三应力条件。根据现场实际条件,采用两种压裂液,即基液（0.3%胍胶,加入红色示踪剂）和暂堵冻胶压裂液（0.3%胍胶+1%纤维+交联剂,加入绿色示踪剂）。裂缝诊断技术为荧光示踪剂跟踪和岩心样品切割分析。先注入基液压裂1条主裂缝,再注入暂堵压裂液,停泵测压降,然后实施二次压裂,验证二次压裂是否具有转向作用。
从图6 可以看出,第1次注入基液压裂液,注液排量从10 mL/min提高到30 mL/min,并稳定在30 mL/min,压力上升曲线斜率大,建立井底压力明显,在16.89 MPa时岩石破裂,并形成第1条主缝。然后压力迅速下降到5.95 MPa,延伸压力在5.95~6.37 MPa,压力略有上升,反映裂缝正常延伸,计算井底净压力为12.5 MPa,停泵第1次测压降。注入冻胶压裂液20 min,压力基本保持稳定,主要体现纤维暂堵剂逐渐沉降堆积的过程,但尚未实现封堵。然后换基液压裂将携带暂堵剂的冻胶压裂液推进裂缝,可以看到压力逐渐上升的过程,体现纤维暂堵剂被逐渐压实的过程,暂堵逐渐见效。压力达到35.13 MPa时岩石产生破裂,与第1次岩石破裂相比,破裂压力提升了18.24 MPa,说明暂堵剂对第1条裂缝的封堵效果明显。随后压力下降,第1条转向裂缝开启,然后迅速二次憋压,压力上升到38.57 MPa时开启了第2条转向裂缝,裂缝闭合的缝内净压力为14.31 MPa,比主缝开启时高约7.8 MPa,这个增高的压力是多裂缝的特征。第2次停泵测压降后,注入基液压裂液,压力上升到43.55 MPa时地层再次破裂,开启第3条转向缝。在压裂液的后续注入过程中,压力产生多次波动并逐渐下降,这是因为在第3条转向缝开启之后,有更多裂缝系统不断被打开,滤失不断加大。缝内净压力及停泵压力的逐渐增加,主要反映了纤维暂堵剂增加的有效封堵阻力以及多裂缝开启增加的缝内净压力。实验压力响应曲线充分体现了暂堵转向多天然裂缝开启的特征。由图7 可见,实验后的切割岩样与荧光示踪剂分布形态证实了图6 曲线所反映的结果。主裂缝剖面的红色示踪剂显示出全剖面开启的形态,后续注入的暂堵冻胶（绿色）也进入了主裂缝,3条转向裂缝清晰可见。特别在近井眼带绿色示踪剂体现出多天然裂缝开启的特征,验证了暂堵转向技术可有效实现裂缝转向,形成复杂缝网。室内实验验证了形成小间距、密集裂缝的可能性,也验证了小簇间距多裂缝延伸并汇聚成1条裂缝的现象,验证了水平井多簇压裂中1簇就是1条裂缝的观点。对于第1条转向缝,在近井眼带有2条近平行的裂缝,然后合并成1条裂缝,与北美水力压裂试验场压后钻井取心看到的“裂缝群”现象[35-36]一致。“裂缝群”的形成机理还有待进一步研究。
对岩样B1也进行了暂堵转向与微地震监测结合的大型物理模拟实验。由于压力曲线大幅波动（见图3 ）,在微地震监测中见到了很好的转向效果（见图8 ）。实验设计的最大水平主应力方向为南北向（即人工裂缝扩展方向）,第1次压裂采用逐级提排量的模式,图8 a中用不同颜色的微地震事件对应相应的施工阶段,绿色点为第1个提排量阶段,蓝色点为逐级提排量到最高阶段,红色点为停泵后的压力下降阶段,可以看出微地震事件基本在井眼周围出现,不遵循人工裂缝沿最大水平主应力方向延伸的力学特征,验证了采用逐级提排量方式仅能开启近井带天然裂缝、没有人工裂缝产生的研究认识[32]。第2次压裂后,采用快速提排量模式,图8 b中用两种颜色标识微地震事件,红色点为正常实验阶段,绿色点为停泵后压力下降阶段,微地震事件呈南北向分布,裂缝扩展以井眼的南区为主,反映人工裂缝受岩石天然裂缝影响,向南延伸更易,还说明有明显的人工裂缝产生,验证了快速建立井底压力形成人工裂缝的研究认识[33]。加入暂堵剂实施压裂（第3、4次压裂）后,微地震事件分布区域明显改变,可以分为4个阶段：①第3次压裂,注入暂堵剂时,排量较低（60 mL/min）,微地震事件（图8 c中绿色点）基本还是在井眼周围,往西有一定程度的扩展,这是天然裂缝的作用;②第4次压裂,以排量150 mL/min注入基液,压力曲线逐渐升高,并达到最高值,这段时间的微地震事件（图8 c中蓝色点）既有向西的扩展,也有向正北与东北方向偏转,反映出纤维暂堵了原裂缝起裂方向,裂缝开始转向,图8 c可以看到明显的两条裂缝带的微地震事件（蓝色点）,与图4 岩心切片看到的2条人工裂缝有一致性;③压力从最高值经过几次波动下降到11.32 MPa时,微地震事件（图8 c中粉红色点）呈多方位分布,反映出多方位下的天然裂缝开启或新的裂缝产生,但主要是在第2次压裂起裂（以射孔孔眼为基点往南）的北边区域扩展（正北与东北方向为主）,说明第2次压裂及本次暂堵压裂向南边扩展的裂缝被有效封堵;④压力从11.32 MPa升高到19.48 MPa,后续呈小幅波动,微地震事件（图8 c中红色点）分布反映出在③阶段裂缝扩展的范围内转向裂缝在孔眼北区呈现近东西向的扩展形态,且扩大了东北方向的波及体积。
对比第2次压裂时主缝在井眼南区且呈南北向延伸的特征,以及第3次压裂（加暂堵剂实施封堵）与第4次压裂（暂堵剂封堵后的压裂）的微地震形态,并结合图4 等分析可以得到以下认识：①在人工裂缝沿最大水平主应力方向扩展的同时,岩样的天然裂缝走向影响人工裂缝扩展方向（并不一定以射孔孔眼为原点形成对称裂缝）;②发育的天然裂缝增大了人工裂缝在侧向的波及带宽,人工裂缝与天然裂缝有效耦合可以形成复杂缝网体系;③大型物理模拟实验结合声发射监测验证了暂堵转向与二次压裂技术对形成复杂缝网的作用,证实了北美相关研究结论,即：逐级提排量开启近井带天然裂缝系统,快速提排量在近井带形成人工主裂缝。
3.2 提高缝控体积与支撑效率的液体技术
3.2.1 加重压裂液技术
加重压裂液技术始于塔里木的超深井压裂酸化,破解了井口施工压力受限的工程难题。如果超深井的垂深以7 000 m计,采用加重压裂液技术,相同施工排量下（小于5 m3/min）,可降低井口压力8~20 MPa,提高井底净压力10~20 MPa,有利于提高激活并开启天然裂缝的概率,增加缝网复杂程度。
针对塔里木油田“三超”井压裂难题,中国石油勘探开发研究院与塔里木油田公司于2002年开始合作研究加重压裂液技术,先后研发了耐温180 ℃的氯化钾（最大密度1.17 g/cm3）、溴化钠（最大密度1.50 g/cm3）、硝酸钠（最大密度1.35 g/cm3）等3套加重压裂液体系。尽管硝酸钠加重压裂液具有高性能低成本的优势,并得到广泛应用,但随着塔里木油田安全与环保要求的提高,硝酸钠加重压裂液体系的应用受到限制。为此,研发了以氯化钙为加重材料的新型绿色环保低成本加重压裂液[37],最大密度1.42 g/cm3,同时研发了配套的耐盐聚合物稠化剂、新型耐盐交联剂,使得该体系具有良好的耐高温流变剪切性能,最高耐温200 ℃（见图9 ,携砂能力强,破胶彻底、伤害低。特别是该体系突破了工业氯化钙难以形成耐温性能良好的压裂液、破胶难等技术瓶颈。研发了配套的耐盐缓蚀剂,解决了高盐溶液在高温下对完井管柱的应力腐蚀问题。该新型加重压裂液在塔里木油田超深井进行了应用试验并取得成功。
3.2.2 低黏高弹压裂液技术
天然裂缝激活理论、大型物理模拟实验及现场实践均证实[8,31 -32],低黏压裂液更易进入天然裂缝弱面,提高天然裂缝内流体压力,使天然裂缝开启,并形成复杂缝网。冻胶压裂就是利用液体高黏特征,控制液体在裂缝壁面的滤失,使压裂液沿主缝延伸,实现造长缝的目的。因此,塔里木“三超”井压裂难以像页岩油气一样实现大排量的体积改造。在有限的排量范围内,应该利用低黏液体易渗滤特征,建立足够开启天然裂缝的缝内净压力,并使支撑剂能够运移较远的距离,进入主缝及各级分支裂缝中。超深井压裂难以提高排量,用冻胶携砂提高压裂液的悬砂性又会加大形成复杂缝的难度,为兼顾扩大波及体积与高效携砂,研发低黏高弹压裂液体系是最佳途径。中国石油勘探开发研究院研发了高温低黏高弹压裂液,该体系耐温180 ℃,170 s-1下剪切120 min,黏度大于50 mPa·s。该液体的黏弹性测试数据为：120 ℃配方,储能模量为30.77 Pa,耗能模量为7.55 Pa;170 ℃配方,储能模量为41.32 Pa,耗能模量为8.73 Pa。该数据明显高于其他一些压裂液体系,体现了该体系具有较好的携砂性能。使用0.5%乳液,压裂液初始黏度75 mPa·s,加入550/270 μm（30/50目）陶粒,砂比18%,在140 ℃高温下放置20,60,120 min,支撑剂的沉降高度分别为0,5,12 cm,表现出该液体具有较强的耐高温静态携砂能力,有利于将支撑剂输送到裂缝更远处。在现场应用中,还可以进一步降低液体黏度,同时采用212/109 μm（70/140目）小粒径支撑剂,可以兼顾提高波及体积和使支撑剂进入微细天然裂缝,提高缝网支撑效果,有利于提高缝控改造体积。
4 提高缝控改造体积的工艺技术及应用效果
4.1 多级缝网酸压技术
针对天然裂缝极发育的储集层,形成多级缝网复合酸压改造技术。液体体系为滑溜水、线性胶、土酸体系、高温胶凝酸,采用多级复合改造工艺模式。多层一次射孔,射孔厚度达到小层厚度的70%。采用投球暂堵分层工艺,暂堵分层材料为可降解、多尺度（直径1,3,6,8 mm）组合颗粒暂堵小球,丝状、粉末状可降解暂堵剂等,140 ℃、5 h降解率大于95%。单井施工液量800~1 500 m3,排量4.0~6.5 m3/min。
典型井克深907井,射孔井段7 487.5~7 577.0 m,跨度89.5 m,射孔厚度41.5 m/10层,并根据钻井漏失与天然裂缝分布状况,将10个射孔小层分2级实施多级暂堵酸压。该储集层三应力状态为垂向应力居中,裂缝开启形态为剪切滑移裂缝。暂堵转向压力上升16.26 MPa,转向效果明显。酸压后测试产气94.8×104 m3/d（9 mm油嘴,油压93.8 MPa）,效果显著。
4.2 多级暂堵缝网加砂压裂技术
针对天然裂缝较发育的储集层,形成多级暂堵缝网加砂复合压裂改造技术。采用滑溜水与耐高温加重冻胶压裂液复合压裂,最大化提高施工排量,力求近井带建立高导流人工裂缝,远井带沟通并开启天然裂缝,形成“人工裂缝+天然裂缝”的缝网系统。加重液体分别为硝酸钠加重压裂液（密度1.35 g/cm3,耐温180 ℃）和氯化钾加重压裂液（含25% KCl,密度1.15 g/cm3,耐温160 ℃）。采用分簇射孔技术（8~12簇）,射孔厚度占净储集层厚度的30%~40%,根据多簇限流模式优化射孔厚度与射孔数。采用“可降解丝状纤维+陶粒”暂堵转向与二次加砂压裂技术。单井施工液量800~3 500 m3,砂量28~160 m3,排量5.0~12.0 m3/min。
典型井博孜104井,射孔井段6 757.0~6 850.0 m,射孔厚度36.0 m,按分簇射孔模式分为2簇8小层射孔。采用“纤维+陶粒”暂堵及二次压裂技术提高裂缝复杂程度,技术组合模式为冻胶破岩形成主缝从而建立足够缝内净压力开启裂缝+滑溜水激活侧向天然裂缝并扩大波及体积+线性胶携砂提高支撑剂运移距离和有效支撑能力。施工液量1 110.81 m3,加砂量50.0 m3,最高施工压力105.7 MPa,最大排量5.7 m3/min,压后测试产气58.5×104 m3/d,产油20.8 t/d（7 mm油嘴,油压82.0 MPa）。博孜104井储集层物性在本区属中等,压裂后产量明显高于邻井。
典型井博孜9井,射孔层段7 677.0~7 760.5 m,射孔厚度68.5 m/5层,发育20条天然裂缝,且天然裂缝走向与最大水平主应力方向之间夹角为85°,有利于人工裂缝与天然裂缝相交形成复杂缝网。弹性模量25 509~26 693 MPa,泊松比0.25~0.28,三应力状态为垂向应力居中,压裂易产生剪切滑移缝,有利于采用体积改造技术。根据天然裂缝与物性特征分为2级暂堵分压,采用“层间投球暂堵分层+缝内暂堵转向”组合工艺,液体类型为滑溜水+加重胍胶压裂液,优化组合小粒径支撑剂（212/109 μm（70/140目）+380/212 μm（40/70目）+550/270 μm（30/50目））,施工排量4.5~5.3 m3/min,施工压力100~116 MPa,施工液量898 m3,砂量53 m3,压后测试产油167 t/d,产气70.5×104 m3/d（8 mm油嘴,油压94 MPa）。该井压裂取得成功,实现了近8 000 m储集层的体积改造,为库车山前博孜9区块获得超过千亿立方米天然气资源量做出了贡献。
4.3 纵向多级分层改造技术
对于天然裂缝欠发育的巨厚储集层,采用机械多级分层,分层数多,施工风险大,研发形成单一工具大段分层,段内投球暂堵实现细分小层的“软、硬”结合多级分层改造技术,在纵向上提高裂缝控藏能力,实现连续巨厚储集层的全剖面动用。
典型井克深1002井,改造井段6 805.0~7 020.0 m,厚度215 m,温度154 ℃,压力103 MPa,用投球滑套工具分2层,层内转向球+大颗粒纵向暂堵,分7簇,施工排量3.0~6.5 m3/min,施工压力110~118 MPa,液量2 560 m3,支撑剂159 m3,其中380/212 μm（40/70目）高强度陶粒150 m3,尾追550/270 μm（30/50目）覆膜砂9 m3,压后测试产气74×104 m3/d（9 mm油嘴,油压77 MPa）。该技术已累计应用26井次,单井平均无阻流量提高4.92倍,产气剖面测试表明储集层的改造动用程度更加充分,体现了建立“立体缝网”提高纵向裂缝控藏能力的效果。
4.4 加重液重复压裂技术
利用加重液降低井口施工压力,使难以实施加砂压裂改造的井实现压裂改造,提高有效裂缝长度与波及体积。克深13井（7 430 m）早期采用酸压改造,施工排量1.2~4.3 m3/min,施工压力48.3~117.5 MPa,酸压后测试产量为6.45×104 m3/d（4 mm油嘴,油压43.91 MPa）,酸压效果未达到预期要求。后采用硝酸钠加重液实施重复压裂,排量提高到4.0~5.0 m3/min,施工压力99.0~115.0 MPa,在排量提高的情况下施工压力略有下降。压后测试产量达到34.38×104 m3/d（6 mm油嘴,油压74.22 MPa）,压后油压比酸压后油压增加69%,可以看出远端储集层供气能力大幅增加,说明加重液重复压裂获得了更好的裂缝系统与更大的波及体积,使得储集层裂缝控藏能力大幅提升。该技术在克深13井控制的构造区块落实天然气资源量超200×108 m3,为此,该区块2020年规划布井12口,规划产能10×108 m3,2021年底完成布井计划,区块稳产460×104 m3/d,实际建产16.5×108 m3,加重液重复压裂技术起到了重要作用。
4.5 总体应用效果
塔里木油田“三超”井的储集层改造不断挑战工程极限,酸压改造深度从2011年的8 023 m（克深7井）提高到2019年的8 882 m（轮探1井）,加砂压裂的改造深度从2010年的6 930 m（大北301井）提高到2019年的7 800 m（博孜9井）,储集层温度从150 ℃提高到190 ℃。塔里木盆地库车前陆冲断带埋深跨度大（5 500~8 500 m）,受压实作用影响,储集层基质较致密,天然裂缝较发育,传统压裂工艺难以满足储集层改造的需求。中国石油勘探开发研究院与塔里木油田通过多年共同研究与实践,以大幅提升裂缝控藏能力与波及体积为目标,形成了缝网酸压、多级暂堵转向与二次压裂工艺相结合的缝网压裂、纵向上“软、硬”结合的“立体缝网”多级分压、加重液重复压裂等适合库车山前的缝控改造技术与配套工艺,现场应用近150井次,改造后单井无阻流量增加3~6倍。截止到2021年底,库车山前天然气年产量（270~280）×108 m3,平均单井产量45×104 m3/d,部分区块应用该技术后解决了探井低产、区块储量无法落实、开发无效益的难题,支撑了勘探突破及储量升级。缝控改造技术成为落实库车前陆盆地万亿立方米气田群储量规模与提升开发效果的重要技术手段。
5 结论及建议
库车山前“三超”井的储集层条件有利于大面积应用体积改造技术。本区三应力状态属于垂向应力居中,压裂产生裂缝以剪切滑移裂缝为主,为实施体积改造提高裂缝控藏能力提供了良好的条件。主力层段天然裂缝发育,其中剪切缝占比80%,高角度（大于60°）裂缝占比超过50%,有利于利用高角度天然裂缝提高纵向剖面动用率。天然裂缝走向与最大水平主应力方向近垂直,利用体积改造低黏液体有利滤失的技术理念,通过低黏压裂液激活主裂缝侧向的天然裂缝系统并使其延伸,可以增大侧向波及带宽,提高波及体积。
库车山前“三超”井部分储集层致密,天然裂缝不发育,或者改造技术应用不到位,导致改造后中低产井占比在40%左右。大型物理模拟实验及现场实践表明,对该类储集层须采用体积改造技术,优化技术对策与设计参数,通过暂堵转向及二次压裂等人工干预技术来提高缝控改造体积,提高对该类储集层的改造效果。
库车山前超深层的三应力条件满足剪切应力与有效正应力之比大于摩擦系数（0.45）的条件,剪切裂缝成为裂缝开启的主要特征。大部分天然裂缝在压裂施工时的缝内净压力达到8~12 MPa,具备形成多尺度复杂缝网的力学条件。应力差异系数0.21,远小于仅形成主缝的条件（大于0.25）,天然裂缝具有良好的开启能力。这些条件为该区域实施提高缝控改造体积的压裂技术奠定了理论基础。
大型物理模拟与微地震结合实验表明,采用的暂堵转向、二次压裂可以实现多次裂缝转向,为现场采用相关应用技术提供了实验依据。从岩样上观测到沿主裂缝的侧向渗滤带宽与有效渗滤带现象,体现了人工裂缝与天然裂缝具有有效耦合作用,验证了直井体积改造利用低黏压裂液能够增加裂缝侧向带宽的理论推断,为直井实施体积改造提供了实验依据。
结合大型物理模拟实验与现场实践,形成了4套适合库车山前不同类型储集层提高缝控改造体积的工艺技术,即：缝网酸压技术、多级暂堵转向与二次压裂工艺相结合、纵向“软、硬”结合的多层分压技术、加重液重复压裂技术。形成了相应的工艺方法与液体,即：直井多簇射孔优化设计方法、多级暂堵+二次压裂组合方法、“冻胶破岩+滑溜水携砂+小粒径支撑剂”的逆混合体积改造工艺以及低黏高弹压裂液、新型环保加重压裂液等。
建议开展超低摩阻机制及超低摩阻压裂液体系的研究,深化研究加重压裂液的降阻机制,提高降阻能力,开展超深层超高温分压工具攻关,丰富超深储集层体积改造技术手段,为万米特深领域油气储集层高效勘探开发储备储集层改造技术。
符号注释：
Kh——水平应力差异系数,无因次;pp——孔隙压力,MPa;β——弱面倾角,（°）;μ——摩擦系数,无因次;σH,σh——最大、最小水平主应力,MPa;σn——有效正应力,MPa;τ——剪应力,MPa;τ0——内聚力强度,MPa;τc——临界剪应力,MPa。