页岩及致密油储层"复杂缝网+主裂缝"开发模式探讨

摘要：在当前能源开发领域，页岩和致密油储层的水力压裂技术已经变得至关重要｡然而，这一技术在实际应用中遇到了挑战，尤其是在压裂后形成的微裂缝难以得到有效充填支撑，导致了产量不高和递减速度快的问题｡为了解决这一难题，提出了一个创新的解决方案——立体全支撑缝网压裂工艺｡它的基本思路是构建一个“复杂缝网+主裂缝”的改造模式，其中复杂缝网为深部地层的油气提供通道，而主裂缝则负责连通所有的复杂缝网，从而构建立体全支撑缝网｡这种模式不仅解决了油气流动性的问题，还确保了油气能够更有效地流动到生产井中｡研究表明，立体全支撑缝网压裂工艺能够建立起具有高导流能力的主裂缝通道，并且能够有效地充填支撑起微裂缝｡

关键词：微裂缝充填；高导流通道；储层改造；复杂缝网；主裂缝连通

非常规油气资源的开发极大依赖着水平钻井以及水力压裂技术对页岩以及致密油储层进行水力压裂后，在形成主裂缝的同时会形成许多缝宽在微米级别的次级裂缝｡这些裂缝的缝宽很小，一些常规尺寸的支撑剂(例如40/70目(210~420μm)和100目(149μm))被限制进入｡笔者从微裂缝增产机理的渗流角度出发，阐述微裂缝有效增产条件及作用，结合主裂缝通道充填工艺，使复杂缝网实现整体连通，促进整个区块油气的运移，从而提高单井和区块的产能｡

1立体全支撑缝网压裂技术

1.1微裂缝增产机理

体积压裂形成微裂缝网络，微裂缝渗透率要高于基质1~2个数量级，相当于提高了基质的整体渗透率，又称之为“人造渗透率”｡建立“基质-微裂缝-主裂缝-井筒”之间有效连通，形成压力梯度｡微裂缝的作用就是确保油､气能够流动起来，而主裂缝为油气提供足够的通道｡单一微裂缝内的油､气数量少，不需要过高的渗透率｡微裂缝内的支撑剂只要足够支撑裂缝不闭合即可｡微裂缝的支撑需要合适的时机以及与微支撑剂有合适的匹配关系｡在前置液(滑溜水)造缝阶段，形成部分缝网，即可加入微粉，充填微裂缝；在暂堵转向时，形成次生裂缝，亦可加入微粉，充填次生微裂缝｡

1.2微裂缝建立

对于天然气裂缝发育储层，形成微裂缝缝网的重点在于先形成具有一定缝长的主裂缝，而后采取其他手段提升缝内净压力，使得天然裂缝或储层弱面张开，进而形成微裂缝缝网｡

1.3微粉静态沉降规律

为了使微裂缝得到有效充填支撑，就需要研究微支撑剂在无界流体中的沉降规律，选取200､400､800目的石英砂，采用清水作为支撑剂沉降介质｡常温下，向量筒中加入蒸馏水，待玻璃管内的清水中气泡完全消失后，采用微支撑剂进行沉降实验。从微粉静态沉降实验结果来看，沉降到相同刻度时，颗粒越小沉降时间越长｡从粒径与沉降速度关系来看，发现微支撑剂在裂缝内的沉降规律与常规支撑剂的沉降规律接近，符合Stokes沉降规律，沉降速率与颗粒粒径的平方成正比。由于微支撑剂粒径相比常规支撑剂来说，其粒径相当小，因此沉降速率十分缓慢｡

1.4微粉动态铺砂规律

(1)泵注排量因素｡从实验结果来看，随着流速增大，微支撑剂在裂缝中更不容易堆积，微支撑剂更容易随压裂液运移到裂缝深处，大部分微支撑剂会随着流体被携带出裂缝模型，因此裂缝的支撑高度也逐渐变低｡

(2)不同目数微粉的影响｡随着微支撑剂粒径增大，即粒径减小，微支撑剂在压裂液中的悬浮性能增强，支撑剂更容易随压裂液运移到裂缝深处，因此裂缝的支撑高度也逐渐变低｡

(3)微粉砂比对铺砂形态的影响｡微粉砂比对砂堤形态有一定影响，随着砂比提高，砂堤平衡高度也随之增加｡

1.5高导流通道压裂的建立

充填主裂缝时，采用独特的泵注程序和高导流聚合剂(聚团复合材料)，使普通的支撑剂颗粒固结成团，团与团之间实现厘米级的大通道，从而在裂缝内形成高导流能力通道，比常规压裂要高出10~100倍｡前置阶段，高导流通道压裂与常规压裂泵注程序相同，但携砂液阶

段高导流通道压裂支撑剂是一段一段脉冲式注入｡高导流通道压裂工艺与微裂缝充填工艺相结合，构建立体全支撑缝网，能够有效增大缝长和缝高｡深入到主裂缝与多级次生裂缝，形成“主裂缝+复杂缝网”体系｡

立体全支撑缝网压裂技术能够对微裂缝进行有效充填，促进裂缝网络相互沟通，提高储层基质渗流能力｡这与现有压裂工艺不能有效充填微裂缝相比，储层中的油气更易通过基质孔隙渗流到各分支微裂缝内，再由分支微裂缝经主裂缝流入井筒｡常规压裂后，微裂缝未有效支撑，短时间内会闭合，实际有效连通率为5%~40%，随着生产的进行，微裂缝进一步闭合，有效连通率大幅度下降｡体积压裂后形成复杂缝网体系，压裂过程中微裂缝处于张开状态，此时加入微粉，大部分的微裂缝可以有效填充｡充填微粉后，复杂缝网有效连通率超过90%；随着生产的进行，虽然少量微裂缝也会闭合，但闭合速度慢，缝网有效连通率可维持在70%以上｡

2现场应用

本区域内改造井采用段内多簇密切割､大规模､大排量的主体改造思路，用高密度切割+高强度改造，开展200/2000目微粉+聚合剂立体全支撑缝网试验，实现储层充分动用｡对吉JHW73-∗井采用立体全支撑缝网压裂工艺，进行改造｡

(1)基础数据｡JHW73-∗井2022年10月17日完井，完钻层位P2l12-2，实际完钻造斜点3356m，A点位置斜深3920.00m，垂深3710.09m，B点位置斜深5130m，垂深3791.3m，水平段长度1210.0m｡

(2)地质情况｡芦草沟组页岩油为源储一体页岩油藏，不发育边底水｡储层岩性多变，组成岩石的矿物成分多样｡优势岩性初步可分为两大类:上甜点岩性主要为砂屑云岩､岩屑长石粉细砂岩和云屑砂岩；下甜点岩性主要为云质粉砂岩｡下甜点黏土矿物总量为0.91%~3.22%，平均为2.1%，储层的孔隙度和渗透率较低，孔隙度平均为8.5%。该井区完钻直井芦草沟组井壁崩落和诱导缝解释结果反映本区最大水平主应力方向为北西-南东向，角度约158°｡该井区P2l12-2油层跨度3.0~7.1m，分3个单油层，单油层厚度0.7~2.2m｡单油层厚度大､物性含油性好，孔隙度为9.1%~10.4%，含油饱和度为76%~85%｡吉木萨尔凹陷页岩油下甜点压力系数为1.5，油藏中部温度为102.7℃｡

(3)施工数据｡施工层位:P2l12-2(3920.0~5130.0m)/1210m/26分段，压裂方式是射孔桥

塞联作压裂，压裂液类型是聚合物型免配直混变黏滑溜水压裂液；该井实际共26级分层压裂，总入井液量为69066m3，循环液量为0m3，酸为0m3，剩余液量为0m3，总液量为69066m3，总砂量为3504.1m3｡JHW73-∗施工压力数据:主加砂阶段压力波动在10MPa以上层数有4层，70MPa以下层数有2层，70~75MPa层数有19层，75~80MPa层数有1层，80MPa以上层数有4层｡以其中一层施工曲线为例，分析该井施工过程中的压力情况，JHW73-∗井施工压力比较稳定，压力波动范围在10MPa以上本井有4级，而邻井有10级，表明新技术在加砂过程中，压力较平稳，有助于降低页岩油压裂砂堵风险｡

(4)压后效果｡JHW73-∗井施工完毕，焖井后开井放喷，最高日产油达到9.6t，平均日产油7t，且放喷产液顺畅，没有出现支撑剂返吐等不利情况｡放喷最高日产油8.7t，平均日产油5.4t｡由对比可见，采用“立体全支撑缝网压裂工艺”JHW73-∗井不仅施工工艺顺利，提高施工质量，且能够改善支撑剂铺置效果，有效抑制了出砂，更重要的是，放喷生产产油量(较对比井)增产显著｡

3结论

(1)对于天然气裂缝发育储层，形成微裂缝缝网的重点在于先形成具有一定缝长的主裂缝，而后采取其它手段提升缝内净压力，使得天然裂缝或储层弱面张开，进而形成微裂缝缝网｡而对于天然裂缝不发育储层，要形成缝网则必须在岩石本体破裂形成分支缝｡

(2)微粉静态沉降到相同刻度时，颗粒越小沉降时间越长；从粒径与沉降速度关系来看，发现微支撑剂在裂缝内的沉降规律与常规支撑剂的沉降规律接近｡

参考文献

[1]章敬.非常规油藏地质工程一体化效益开发实践:以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油为例[ J].断块油气田,2021,28(2):151-155.