张 辉

(1.中国石油大学(北京)，北京 102200；2.中国石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000)

0 引 言

库车前陆盆地克拉苏构造带是塔里木油田重点区块，主力产层白垩系巴什基奇克组砂岩埋深为6 500～8 000 m，常规压裂改造经济效益差，利用复杂缝网体积改造可取得较好的增产效果。储层超深、高应力的特点限制了通过暂堵转向形成复杂缝网的可能性，因此，改造过程中须借助天然裂缝与人工裂缝构成地下缝网系统[1]。沟通天然裂缝过程中，激活并使裂缝保持一定的导流能力是该类储层改造增产的关键。为使天然裂缝性储层改造后形成裂缝网络，相关学者开展了大量的研究：Warpinski等[2]假设水力裂缝未对天然裂缝受力状态造成影响的前提下，研究了水力裂缝与天然裂缝耦合延伸过程中天然裂缝的开启规律；Daneshy等[3]认为影响水力裂缝扩展的主要因素是较大尺寸的天然裂缝发生位移破坏，小尺寸的天然裂缝影响较小；Blanton[4]认为天然裂缝与水力裂缝的逼近角和水平主应力方向的角度差是影响天然裂缝能否开启的主要因素；周健等[5]采用理论分析与实验验证相结合的方式，分析了水力压裂过程中天然裂缝张开和剪切破坏机制。上述研究大多是从纯力学角度分析裂缝交互延伸机理，从静态摩尔-库伦准则出发，忽略了水力裂缝延伸至天然裂缝时，天然裂缝本身特征对其缝面正应力变化的影响。因此，以塔里木油田白垩系巴什基奇克组储层岩心裂缝特征分析为基础，研究天然裂缝激活条件，论证动态摩尔-库伦准则下天然裂缝发生激活开启的特征，测试裂缝导流能力。

1 地质概况

库车前陆冲断带位于新疆维吾尔自治区天山南麓库车山前，构造上位于塔里木盆地北部，受北侧天山造山带向南的强烈逆冲推覆挤压，挠曲沉降形成前陆盆地构造背景，受新生代晚期强烈挤压作用影响，区内广泛发育前陆冲断构造。主力层位白垩系巴什基奇克组砂岩储集层埋深普遍超过6 000 m，基质孔隙度一般为3.5%～7.5%，渗透率为0.01～0.10 mD，属于典型冲断带超深层储集层，裂缝发育。区内裂缝主要为NW、NE和近NS向的中—高角度构造裂缝，主要分布于背斜翼部及断层附近等应力集中区，核部相对不发育。依据成因，裂缝可分为张性缝、剪切缝及混合缝，形态类型多样，包括单一直线裂缝、“Y”形裂缝、“X”形裂缝、网状缝及组合类型(图1)。天然裂缝的孔隙度和渗透率表现出较强的应力敏感性，构造应力对天然裂缝的孔渗参数影响较大，在构造高点及背斜长轴方向的转折端构造应力最强、天然裂缝最发育、裂缝孔隙度和渗透率最高。

图1 库车克深区块裂缝特征Fig.1 The fracture characteristics of Keshen Block in Kuqa

根据库车前陆冲断带露头区裂缝发育特征，结合井下裂缝发育特点，观测岩心、露头裂缝形态，分析测井地震资料、构造应力场、油田动态数据(压裂、试井、产能、泥浆漏失等)，借鉴邻区或类似油田研究成果，对库车山前超深碎屑岩裂缝的发育及分布特征进行了系统研究，将天然裂缝分为大尺度裂缝(Ⅰ类)、小尺度裂缝(Ⅱ类)、微细裂缝(Ⅲ类)、基质裂隙(Ⅳ类)，各裂缝特点见表1。

表1 库车山前超深层碎屑岩储层天然裂缝分类Table 1 The classification of natural fractures in ultra-deep clastic reservoirs in Kuqa Piedmont

2 库车山前天然裂缝激活条件

2.1 缝网改造技术特点

2.1.1 酸化压裂

压裂初期选择冻胶压裂液破岩，压裂目的层后泵注滑溜水及线性胶，利用低黏性液体激活并沟通天然裂缝；后期泵注优选的酸液体系，溶解天然裂缝中的胶结物及漏失钻完井液中的固相物质；施工最后阶段可根据储层情况尾追部分大粒径高强度陶粒。该工艺适用于裂缝力学活性较好，张性缝且钙质充填为主的天然裂缝发育储层。施工过程中配合暂堵转向工艺，泵注可降解暂堵转向材料，可实现超深巨厚储层层间转向及缝内转向，能够显著增加人工裂缝系统的控制体积，有效提高单井产量[6-7]。

2.1.2 水力压裂

前置液阶段冻胶造缝后泵注滑溜水及线性胶，近井筒地带形成主裂缝后利用低黏性液体激活沟通更多天然裂缝；后期泵注低砂比携砂液，利用高强度支撑剂提高缝网系统的导流能力[8-10]；最后阶段优选高强度大粒径陶粒提高人工缝导流能力。该工艺适合天然裂缝活性一般，且钙质充填较少的储层，施工过程同样可采用暂堵转向工艺，增加有效改造体积，提高单井改造效果[11]。

2.2 天然裂缝断裂激活分析

天然裂缝受远场水平最小主应力和水平最大主应力的共同作用，裂缝与水平最小主应力的夹角为0～90 °。天然裂缝缝面上所受应力可以分解为法向正应力、剪切应力及裂缝内部流体压力，天然裂缝能否激活及发生何种激活是3种力相互作用的结果[12-13]。

在压裂施工过程中，水力裂缝内的压裂液受压差作用滤失到天然裂缝内，进而改变天然裂缝的受力状态。随着天然裂缝内流体压力的升高，其摩尔应力圆不断沿横轴向左移动，根据摩尔-库伦破坏准则，当摩尔应力圆与破坏包络线相切或相交时天然裂缝开始发生剪切破坏，天然裂缝被剪切激活，形成剪切滑移裂缝[14-15]。如图2所示(σn为天然裂缝面受到的正应力，MPa；τs为天然裂缝面受到的剪切应力,其值为应力常数c与正应力在剪切方向上的应力分量之和，MPa；θ为天然裂缝与最大水平主应力夹角，°；p为流体压力，MPa)，当天然裂缝内流体压力为p0时，摩尔应力圆与破坏包络线相离，天然裂缝没有被剪切激活；流体压力升高至p1时，摩尔应力圆与破坏包络线相切，此时只有与最大水平主应力夹角为θ1的天然裂缝被剪切激活；当缝内流体压力达到p2时，摩尔应力圆与破坏包络线相交，与最大水平主应力夹角为θ2～θ2′的天然裂缝都会被剪切激活，且此时缝内流体压力已经大于最小水平主应力，天然裂缝张开，形成张性激活[16-17]。

图2 天然裂缝摩尔应力圆Fig.2 The molar stress circle of natural fracture

以克深A井为例，储层压裂井段为6 820～7 050 m，该井段共有天然裂缝47条，裂缝倾角为30～90 °，多数为高角度裂缝，天然裂缝走向主要为NE45 °—NE90 °及NE220 °—NE270 °。根据已知条件建立地应力模型(表2，其中液体效率为压裂消耗液体体积与注入液体体积的比值)，考虑内聚力，计算天然裂缝的开启状态。当孔隙流体压力增量达到17.40 MPa时，作用在裂缝面上的有效应力降低，摩尔包络线偏移，在与滑动摩擦系数线相交范围内的天然裂缝将会被激发，处于开启状态，第1条天然裂缝开启。第1条天然裂缝开启处的深度为6 961.50 m，裂缝的倾角为68 °，裂缝的走向为NE22 °，天然裂缝与水平最大主应力方向差值为27 °。

表2 克深A井基本参数Table 2 The basic parameters of Well Keshen A

3 激活天然裂缝导流能力分析

3.1 水力压裂天然裂缝导流能力测试

实验室采用小直径岩心柱塞测试水力压裂天然裂缝的导流能力。为模拟天然裂缝剪切激活工况，将圆柱形岩心样品劈裂获得粗糙裂缝壁面，滑移粗糙裂缝壁面，研磨平整错动的岩心端面，制备剪切滑移后自支撑非啮合的裂缝壁面组合。裂缝壁面组合分为无支撑剂对齐、无支撑剂错位、有支撑剂对齐、有支撑剂错位4种，测试流体为自来水。

水力压裂后天然裂缝导流能力测试结果如图3所示。由图3可知：无支撑条件下，相互错动的裂缝导流能力是没有错动裂缝的100～1 000倍，表明压裂过程中剪切会有效提高增产改造效果；无错动裂缝加砂后导流能力较未加砂提高幅度超过1 000倍，表明加砂对改造效果起到重要作用，尤其是在近井地带；错动裂缝和加砂裂缝的导流能力大致相同；在加砂条件下，裂缝有无错动对导流能力影响较小。

图3 模拟水力压裂天然裂缝导流能力测试Fig.3 The test on conductivity of naturalfractures in simulated hydraulic fracturing

3.2 酸化压裂天然裂缝导流能力测试

采用克深地区4块全直径岩心进行酸化压裂后天然裂缝导流能力测试，其中，3块岩心含有充填白色晶状物的天然裂缝，1块岩心含有未充填裂缝。沿着天然裂缝表面将岩心劈开，加工成API标准岩样。利用质量浓度为20%的HCl溶液刻蚀裂缝表面，反应时间为20 min，实验围压为6.9 MPa，实验温度为115.6 ℃，注入速率为1 L/min，出口回压为0.5 MPa，采用氮气作为测试流体。

酸化压裂后天然裂缝导流能力测试结果如图4所示。由图4可知：充填性天然裂缝可以通过酸液非均匀溶蚀充填物获得较高导流能力，且在较高闭合应力下仍可以保持一定导流能力；低闭合压力下(小于20 MPa)，酸岩反应时间对于导流能力影响不大，但在较高闭合应力下，酸岩反应时间越长，充填物溶蚀量越大，导流能力保持程度越高；非充填性天然裂缝不能通过酸蚀获得有效导流能力。

图4 模拟酸压过程天然裂缝导流能力测试Fig.4 The test on conductivity of naturalfractures in simulated acid fracturing process

4 实例应用

截至目前，已在塔里木库车山前对75口井实施水力压裂和酸化压裂。其中，17口井为水力压裂，平均单井无阻流量由改造前的42.0×104m3/d提升至269.3×104m3/d；58口井为酸化压裂，平均单井无阻流量由改造前的50.1×104m3/d提升至273.6×104m3/d。

克深区块以超深井为主，压裂效果的验证方法有限，酸化压裂井未开展微地震监测或其他监测。因此，选取克深2-1-B、克深2-2-A井2口水力压裂井，分析储层改造过程天然裂缝激活状况。以克深2-1-B井为例，该井是库车山前克深区块一口生产井，储层中深为6 300 m，平均孔隙度为7.1%，含油饱和度为51%～85%。取心显示裂缝较发育，多为中缝，小缝和微缝次之，无充填—半充填。测试层段共有38条裂缝，裂缝密度为0.143条/m，面缝率为0.082%，综合解释为Ⅱ类裂缝较发育储层。改造前放喷未获得较高产量，对该井进行了缝网体积压裂，注入液体总量为1 697.00 m3，其中，滑溜水为528.00 m3，胍胶压裂液为1 169.00 m3。最高施工排量为7.10 m3/min，施工压力为45.0～105.3 MPa，加入支撑剂49.87 m3(105.2 t)，铺砂浓度为24.0～372.0 kg/m3。压裂后放喷，油嘴直径为9 mm，油压为68.0 MPa，日产气量为83.2×104m3/d，累计排液量为663.1 m3，压裂液返排率为39%。

微地震水力压裂监测是目前压裂诊断的重要手段，通过微地震解释可有效分析地下人工裂缝扩展的范围[18]。图5为克深2-1-B、克深2-2-A井微地震监测结果，2口井均进行了2级压裂，图中蓝色、红色圆点分别表示每一级压裂产生的微地震事件。2口井的天然裂缝走向一致，均为NNW—SSE方向。克深2-2-A井最大水平主应力方向与天然裂缝方向一致，水力裂缝延伸方向与天然裂缝一致，压裂过程中裂缝应以张性破裂的形式开启，张性破裂激发的微地震能量很低，不容易被监测到，因此，微地震信号反应弱且分散。由图5a可知，克深2-2-A井信号事件点空间分布较散乱，符合张性破裂特征，证实该井在水力压裂过程中，天然裂缝以拉张激活为主。克深2-1-B井最大水平主应力与天然裂缝夹角约为40 °，天然裂缝应以剪切破裂开启，释放的地震能量大，容易被捕捉到，因此， 微地震事件多而聚集。由图5b可知，克深2-1-B井信号事件点分布较集中，符合剪切破裂特征，说明该井在水力压裂过程中，天然裂缝以剪切激活为主。此外，2口井微地震事件也表明人工裂缝展布与天然裂缝开启状态存在明显差异。

图5 储层改造过程微地震监测结果Fig.5 The microseismic detectionresults in reservoir stimulation process

5 结 论

(1) 天然裂缝激活存在张性激活和剪切激活2种形式，天然裂缝缝内压力大于其正应力时，闭合的天然裂缝开启。天然裂缝发生剪切激活时满足摩尔-库伦破坏准则，剪切激活比张性激活更易实现。

(2) 水力压裂中，有相互错动的裂缝导流能力比没有错动的裂缝高100～1 000倍，说明压裂过程中剪切破裂可实现很好的增产改造效果。无错动裂缝加砂后导流能力提高超过1 000倍，表明加砂对改造效果的重要性(特别在近井地带)。错动裂缝和加砂裂缝的导流能力并无本质区别，在加砂条件下，裂缝是否错动对导流能力没有本质影响。

(3) 酸化压裂中，对于充填性天然裂缝可以通过酸液非均匀溶蚀充填物获得较高导流能力，且在较高闭合应力下还能保持一定导流能力。较低闭合应力下(小于20 MPa)，酸岩反应时间对于导流能力影响不大；在较高闭合应力下，酸岩反应时间越长，充填物溶蚀量越大，导流能力保持程度越高。对于非充填性天然裂缝，不能通过酸蚀获得有效导流能力。