万军凤， 肖 阳， 王 明

(1．中国石油大学胜利学院 油气工程学院, 山东 东营 257061；2.成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059；3. 中国石油塔里木油田分公司 天然气事业部，新疆 库尔勒 841000)

大牛地气田泥砂岩间互层穿层压裂影响因素分析

万军凤1， 肖 阳2， 王 明3

(1．中国石油大学胜利学院 油气工程学院, 山东 东营 257061；2.成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059；3. 中国石油塔里木油田分公司 天然气事业部，新疆 库尔勒 841000)

大牛地气田砂泥岩互层较多，水平井开采虽然可以实现单层储量的最大动用，但是无法同时开采纵向上多个储层，针对这类储层展开可控穿层压裂技术研究，有效合理地开发间互层，实现盒1和山2储层共同动用。结合单井数据，对工区内隔层厚度和水平主应力差进行对比计算，以分析储、隔层性质、人为可控因素对穿层压裂的影响。综合考虑多种因素，以储层厚度和应力差为依据，初步形成了穿层界限判别标准，并通过井温测井验证单井隔层压开与否，最后形成了一套构建在储层性质精细描述之上，结合多种施工工艺的可控参数优选方法，可为其它井设计和优化提供参考。

大牛地气田； 泥砂岩间互层； 穿层压裂； 影响因素； 井温监测

水力压裂技术的进步促使其成为许多油田优先考虑采用的增产措施，但是在某些地质构造较复杂的储层中，却没有取得理想的预期效果，特别是在砂泥岩间互层储层中，往往出现无效压裂、隔层遮挡等现象，降低了水力压裂技术的实际应用效果。

对于储层中泥岩隔层的认识，吴忠胜等[1]根据测井曲线的解释结果，建立了选择泥岩隔层的标准和工艺控制方法，进一步明确了间互层中泥岩隔层的识别和界定标准。李年银等[2-3]从理论研究入手，通过研究认为，遮挡层的塑性强弱表现为泊松比大小，此值越大对裂缝延伸幅度的影响越大。王晓泉等[4]通过拟合小型压裂施工曲线,分析裂缝垂向延伸计算结果，认为泥岩层11 m且遮挡能力较好时能阻挡小型压裂的上下层裂缝的垂向延伸。戴俊生等[5]考虑了砂泥岩互层厚度和岩石力学参数变化的影响，对应力分布和裂缝延伸进行了研究。此外，国内其他学者也在缝高裂缝模拟和控制方面进行了相关研究[6-8]，提出了诸多针对间互层穿层压裂的工艺措施[9-11]。

大牛地气田大8、大98井区主力层位于盒1、山2和山1，其中部分区域的盒1-1与盒1-2或山2-2砂体连续，但也有区域的盒1-1与盒1-2或山2-2发育泥岩夹层。水平井分段压裂技术实现了大牛地气田盒1储层难动用储量的有效开发，但由于水平井开发仅能动用一套储层，使得距离盒1储层较近的山2储层无法动用。针对上述问题，本研究从大牛地间互层分布及启裂延伸机理分析入手，运用现在成熟的水力压裂软件FracproPT和Meyer建立不同影响因素的裂缝纵向分析扩展模型，对影响水力裂缝在间互层中纵向扩展因素进行研究，从而建立一套可用于大牛地气田大8、大98井区的裂缝穿层判别标准，可用于单井压裂施工设计和优化，达到联合动用储量的目的[12-14]。

1 间互层分布及启裂延伸机理分析

大牛地气田盒1、山2储、隔层厚度分布差异较大，储层厚度较小的为3～5 m，较大的为15 m左右，泥岩夹层厚度大多为3～5 m，较大的为10 m左右；储层的静态杨氏模量在(1.829～1.937)×104MPa，遮挡层静态杨氏模量在(2.191～2.732)×104MPa；岩石力学单轴压缩和有效应力条件下的三轴岩石力学参数测试结果表明，大牛地盒1、山2储层最小水平主应力39.68～42.41 MPa，泥岩最小水平主应力43.34～52.22 MPa，砂泥岩应力差3.66～10.90 MPa。

由于砂岩与泥岩的岩石力学参数和地应力分布差异显著，泥岩相对于砂岩属于韧性岩石，在变形条件相同的情况下，韧性岩石的内摩擦角要小于脆性岩石的内摩擦角，即泥岩的剪裂角(φ2)要大于砂岩的剪裂角(φ1)(见图1)。从图1中可以看出，在相同的储层应力分布情况下，泥岩比砂岩更难产生裂缝。

当存在砂泥岩间互层时，在砂泥岩分层表面附近，由于砂岩剪切破裂时产生的裂缝诱导应力场，引起泥岩垂直应力与水平应力的变化，造成泥岩隔层最大及最小主应力的减小。由于最小主应力(σ3)的减小量要大于最大主应力(σ1)的减小量，导致剪切破裂摩尔圆扩大到图1虚线位置，与泥岩库仑剪切破裂线相交，从而使泥岩剪切破裂产生剪切缝。由于泥岩的剪裂角大于砂岩的剪裂角，砂岩中的裂缝延伸到泥岩中时就会发生形状变化和缝宽突变(见图2)。

图1 砂岩互层剪切破裂时的摩尔圆图解(根据戴俊生修改.2011)

Fig.1 Mohr's circle graphic of shear fracture in thin interbeds

图2 砂岩互层裂缝延伸示意

Fig.2 Sketch of fractures propagation in thin interbeds

研究区块为大牛地大8、大98井区盒1、山2段泥砂岩间互层，由于其隔层杨氏模量小于储层且天然裂缝不发育，因此其穿层压裂储、隔层影响因素主要为储、隔层厚度及最小水平应力差值(杨氏模量影响缝宽突变减小)，可控参数主要为压裂液性质及黏度、施工排量和压裂规模。在低渗透砂泥岩间互层油气藏中，因为储、隔层交替出现，且层数较多，单层厚度小，隔层岩石强度低，在采用大型压裂技术作为增产措施时，裂缝除了在缝长方向延伸较大外，在缝高方向的延伸也较大，故需要对裂缝的延伸进行模拟三维或全三维分析，同时考虑非对称应力、流体在缝高方向上流动和泥砂岩剪切破裂的影响[15-17]。

2 储、隔层性质影响分析

为了体现区块储层的平均岩石力学参数及地应力分布情况，储、隔层影响因素分析数学模型首先选用区块平均值进行模拟，研究重点放在盒1和山2储层之间的隔层，其他数据采用DP71H井的真实数据建模，施工排量4 m3/min，注液量285 m3。

2.1 储、隔层厚度影响

为了研究储、隔层厚度对裂缝穿层的影响，在区块平均参数模型的基础上，首先设置储层厚度为20 m，分别设置隔层厚度为4、5、6 m，储、隔层最小水平主应力差6 MPa，模拟不同隔层厚度情况下裂缝延伸分布(见图3(a)、(b))。由图3(a)、(b)可见，隔层厚度由4 m增加到6 m，裂缝穿层受到明显限制；隔层厚度为4 m，裂缝在105 m缝长内穿过整个隔层，在缝长55 m处穿过隔层缝高为18 m；隔层厚度为5 m，裂缝虽然在102 m缝长内穿过隔层，但是在缝长51 m处缝高只有3 m。

为了研究多个间互层的影响，设置储层厚度为5 m，因为薄层划分较多且相互间隔，共设置了9层，其中砂岩层段5层，泥岩层段4层，考虑到裂缝在全部模型中的高度近似对称分布，故采用内、外隔层的称谓加以区分各个隔层。考虑储、隔层应力差为3 MPa，分别模拟3～9 m隔层厚度情况下裂缝延伸分布(见图3(c)、(d))。由图3(c)、(d)可见，在4～5 m厚隔层时出现了内隔层穿越缝宽的反弹现象，是由于4～5 m时裂缝不能压穿外部隔层，更多的水力能量用于横向上的扩展。当隔层厚度增加到4～5 m时，外部隔层的穿层受到了影响，故3 MPa应力差下裂缝的穿层临界值为5 m。

图3 不同储层、隔层厚度穿层影响分析

Fig.3 Analyze the effect of interlayer thickness on fractures propagation for different interbeds

从上述分析模拟可以看出，在压裂工艺参数一定的情况下，改造裂缝的“整体缝高”受到储、隔层厚度的影响：在隔层厚度一定的情况下，穿层能力随着储层厚度的增加而降低；在储层厚度一定的情况下，穿层能力随着隔层厚度的增加而明显降低；隔层厚度增加对穿层能力的“阻挡”作用明显大于储层厚度增加。

2.2 储、隔层应力差影响

为了研究储、隔层应力差对裂缝穿层的影响，在区块平均参数模型的基础上，针对20 m储层分别设置储、隔层应力差为6、7、8 MPa，模拟不同储、隔层应力差情况下裂缝延伸分布(见图4(a)、(b))。由图4(a)、(b)可见，隔层地应力大，人工裂缝在隔层中的张开程度小于储层，在储、隔层界面上裂缝宽度产生突变；储、隔层地应力差增大会限制裂缝高度的延伸，当储、隔层地应力差增大到一定程度时，将导致裂缝无法穿透隔层。

在区块平均参数模型的基础上，针对5 m储层、5 m隔层情况下，分别设置储、隔层应力差为1、3、5、7、9、11 MPa，模拟不同储、隔层应力差情况下裂缝延伸分布(见图4(c)、(d))。由图4(c)、(d)可见，随着应力差的增大，裂缝越来越难以穿过隔层，反而在缝长方面有所增长，同样是因为裂缝高度变小导致了有更多的水力能量促进缝长的增长。当应力差增加到4 MPa时，外部隔层的穿层受到了影响，故5 m隔层下裂缝的穿层临界应力差为4 MPa。

图4 不同储、隔层应力差穿层影响分析

Fig.4 Analyze the effect of stress difference on fractures propagation for different interbeds

从上述分析模拟可以看出，在压裂工艺参数一定的情况下，改造裂缝的“整体缝高”受到储、隔层应力差的影响：在储、隔层厚度一定的情况下，穿层能力随着储、隔层应力差的增加而降低，储、隔层应力差“单位”增大对裂缝穿层能力的影响甚至大于隔层厚度。

3 压裂施工工艺可控参数分析

工艺可控参数主要是压裂液性质及黏度、施工排量、压裂规模，在考虑间互层影响的情况下，采用DP71H井真实储层情况建模，设计盒1和山2之间储、隔层应力差为8 MPa，分析对比可控参数对穿层压裂的影响。

3.1 压裂液性质及黏度的影响

以2 m3/min排量注入施工总液量285 m3，模拟压裂液视黏度为11.5(滑溜水)、59.7、109.9、200.0、299.3 mPa·s(冻胶)时，裂缝扩展情况(见图5)。

图5 不同压裂液性质黏度穿层影响分析

Fig.5 Analyze the effect of fracture fluid viscosity on fractures propagation

从上述分析模拟可以看出，高黏度的压裂液有助于人工裂缝在高度方向上的延伸和隔层中最小缝宽的增加，同时有助于支撑裂缝尺寸的增加，在地层温度条件下黏度小于60 mPa·s的压裂液不利于裂缝穿层延伸。

3.2 施工排量的影响

施工总液量285 m3，分别模拟以2.0、2.5、3.0、3.5、4.0 m3/min排量注入时的裂缝扩展情况，结果见图6。

图6 不同施工排量穿层影响分析

Fig.6 Analyze the effect of injection rate on fractures propagation

高排量施工压裂有助于人工裂缝在高度方向上的延伸和隔层中最小缝宽的增加，达到穿层压裂的储层改造要求，但在排量穿层临界点附近存在一个最优排量，满足穿层压裂和裂缝参数优化设计的共同要求，需要根据具体单井储层情况，结合压裂模拟计算来确定其具体数值。

4 穿层压裂标准界限及实际效果验证

井温测井又称热测井，就是测量地层温度剖面，根据温度剖面的变化，可以在产液井中寻找产液的井段，在注入井中寻找注入的井段，以此来评价压裂酸化施工的效果。由于压裂液是从压开的裂缝中进入地层，在压裂过程中，随着低温的压裂液进入地层，地层的温度也随之降低，因此根据温度剖面的变化就可以判断压开裂缝的高度。将12口井15层次的井温曲线解释缝高对比储、隔层厚度后，获得压开隔层厚度储、隔层厚度及应力情况，统计结果如表1所示。

表1 穿层压裂压开隔层情况和应力厚度统计Table 1 Statistics of fracturing in interlayer, stress difference and interlayer thickness

综合对比储、隔层性质及可控参数模拟和井温监测缝高曲线，结合大牛地现有压裂工艺和施工参数，建立穿层界限图版(见图7)，将厚度和储、隔层应力差进行分区，隔层厚度小于5 m为小厚度区，5～6 m为中厚度区，大于6 m为高厚度区；储、隔层应力差小于5 MPa为低应力区，5～6 MPa为中应力区，大于6 MPa为高应力区。

图7 穿层压裂储、隔层性质界限图版

Fig.7 Interlayer permeation fracturing plate ,showing reservoir property

结合实际穿层情况统计表和穿层界限图版，建立穿层压裂界限标准如下：(1) 低厚度隔层：中低应力差区隔层被压开，高应力差区隔层无法压开；(2) 中厚度隔层：中低应力差区隔层被压开，中高应力差区隔层无法压开；(3) 高厚度区，低应力差隔层被压开，中高应力差隔层未被压开。

5 结论

(1) 穿层压裂的四个主要影响因素是储、隔层应力差，储、隔层厚度，储、隔层杨氏模量，间互层，其中储、隔层应力差和隔层厚度的影响程度最大，厚隔层和大应力差都会限制缝高，因此工区隔层厚度小于6 m，储隔层应力差小于6 MPa的储隔层段较易实现穿层压裂。

(2) 初步形成了穿层界限判别标准，并通过井温测井验证其可靠性。穿层压裂施工的主要可控参数是压裂液性质黏度(200 mPa·s以上)、施工排量规模(3 m3/min以上)、射孔方位孔径等，需要结合具体的储、隔层性质特征进行穿层优化设计。

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(编辑 王亚新)

Effect Factors for Layer Penetration Fracturing of Thin Interbeds in Daniudi Gas Field

Wan Junfeng1, Xiao Yang2， Wang Ming3

(1.OilandGasEngineerringDepartment,ShengliCollegeChinaUniversityofPetroleum,DongyingShandong257061，China;2.EnergyResourceCollege,ChengduUniversityofTechnology,ChengduSichuan610059,China；3.NaturalGasDepartment,TarimOilfieldCompanyofPetroChina,KorlaXinjiang841000，China)

There are many sand and shale interbed in Daniudi gas field. Although the horizontal well exploitation can realize the maximum utilization of the single layer reserves, it is impossible to exploit several reservoirs in the longitudinal direction. A systematical and significant influencing the Daniudi gas field exploitation technology called layers penetration fracturing that between the pay zone He-1 and Shan-2 has been developed by associate with the characteristic of pay zone. The treatment parameter such as discharging rate and fluid viscosity also researched for the aim of proposing the treatment advice and optimal method in different conditions, in order to form the penetration principle and a technique that could identify controllable factors. Associated with the precise single well stress explanation results and well temperature monitoring, the layers penetration model and principle's reliability have been verified, which presented the steerable layers penetration fracturing treatment and parameter optimization method.

Daniudi gas field； Thin sand-mud alternate layer； Layer penetration fracturing； Effect factors； Well temperature monitoring

1006-396X(2017)03-0032-07

2017-03-11

2017-03-21

国家自然科学基金青年基金(5150041047)；国家科技重大专项(2016ZX05048)。

万军凤(1979-)，女，硕士，讲师，从事油气田开发工程方面研究；E-mail：wf257061@126.com。

TE325

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.006

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn