摘 要

摘　要：四川盆地元壩地區處于強應力場環境中，其陸相儲層破裂壓力梯度為0.026～0.037MPa／m，已成為制約該區完井、儲層壓裂改造效果的主要技術難題。為此，在深入研究儲層高破裂壓力的

摘　要：四川盆地元壩地區處于強應力場環境中，其陸相儲層破裂壓力梯度為0.026～0.037MPa／m，已成為制約該區完井、儲層壓裂改造效果的主要技術難題。為此，在深入研究儲層高破裂壓力的地質成因和工程作用對破裂壓力影響的基礎上，探索試驗了降低施工作業井口壓力的技術措施和方法：以近最大水平主應力方向作為射孔方位，同時采用長井段、大孔徑、高孔密、深穿透射孔(含噴砂射孔、補充射孔)來降低壓裂造縫壓力；采用酸損傷(酸泡、酸洗)技術來解除儲層污染和降低巖石強度；采用加重酸液增加液柱壓力和大內徑管柱配合低阻性酸液或壓裂液體系以降低施工摩阻。現場應用實踐表明，單獨或組合采用這些工藝技術措施，就能有效地降低施工作業的井口壓力，實現儲層酸壓或加砂壓裂改造作業。該試驗研究成果可供類似地區借鑒。

關鍵詞：四川盆地  元壩地區  陸相儲集層  高破裂壓力  裂縫  污染  射孔參數  技術對策

Technological strategies for and causes of high fracture pressure of continental reservoirs in the Yuanba Gas Field，Sichuan Basin

Abstract：Because the Yuanba Gas Field in the Sichuan Basin is situated in a strong stress field，the fracture pressure gradient of continental reservoir is as high as up to 0.026-0.037MPa／m，technically restricting the completion and reservoir fracturing quality．On the basis of an intensive study of geological causes of high fracture pressure and the impact of engineering work on fracture pressure，the following technical measures and methods were developed and tested to reduce wellhead pressure in operation：take nearly maximum horizontal Drincipal stress direction as perforation orientation and adopt long interval，large bore diameter，high shooting density．and deep-penetrating perforating(including abrasive perforating and supplementary perforating)to reduce the width generation Dressure：use the acidic inj ury(acid sinking and pickling)technology to eliminate reservoir pollution and reduce rock strength；addacid fluid to increase liquid column pressure，and use bigger string plus low resistance acid fluid or fracturing fluid to reduce operating friction．Field application showed that the wellhead pressure can be effectively reduced by individual or combined aforementioned measures to achieve the acid fracturing or sand fracturing of the reservoir．The test results are also applicable to similar areas．

Keywords：Sichuan Basin，Yuanba Gas Field，continental reservoir，high fracture pressure，fracture，pollution，perforating parameter．technical strategies

四川盆地川東北元壩地區陸相天然氣資源豐富，是中國石化在川東北地區天然氣立體勘探開發的重要領域^[1]。元壩地區陸相天然氣主要包括侏羅系自流井組和上三疊統須家河組，儲層埋深3800～5200m，巖石致密化程度很高，孔隙度低(3％～6％)，滲流條件和連通性因裂縫發育的非均質性而差異很大。目前部署的30多口陸相井中，很多井雖然在自流井組和須家河組發現了重要的油氣顯示，但射孔完井后的產能很低，只有通過酸化或加砂壓裂改造才能獲得工業氣流。但是川東北地區西近龍門山、北鄰米倉山、東靠秦嶺  大巴山，南接川中古隆起，處于強構造作用的應力場環境中，致使元壩陸相儲層與海相儲層一樣，所受的三軸應力大，巖石破裂壓力高；而且，強構造應力部位或靠近斷層附近，儲層天然裂縫發育，鉆井過程中鉆井液漏失量大，裂縫污染嚴重，儲層破裂壓力顯著升高；部分井目的層泥質含量高(黏土礦物含量高)和井斜度大等也對巖石破裂壓力的升高產生正面影響。這些因素綜合影響的結果，使得元壩地區陸相儲層破裂壓力普遍偏高，破裂壓力梯度為0.026～0.037MPa／m，使得儲層酸壓或加砂壓裂改造難度很大，必須采用降低地層破裂壓力的針對性工藝技術措施^[2]，才能有效提高元壩地區陸相儲層酸壓或加砂壓裂改造的成功率，實現儲層的有效改造，進而實現元壩地區陸相氣藏的有效開發。

1　元壩地區陸相儲層高破裂壓力成因

1．1　構造應力作用

川東北地處西北龍門山、北邊米倉山、北東秦嶺大巴山3個構造帶的前緣，受到的構造作用強烈。元壩地區又處于川中古隆起的北斜坡，也受川中古隆起時的應力作用。因此，夾持其間的元壩構造應力場環境復雜，構造作用強烈，巖石致密化程度高，儲層天然裂縫發育。強烈的構造作用和裂縫在鉆井過程中的污染等，導致了地層破裂壓力的異常偏高(破裂壓力梯度介于0.026～0.037MPa／m)。

儲層破裂壓力大小主要取決于3個主應力的大小。其中，垂向地應力是由上覆巖層重力產生的，而水平地應力由2個部分組成：一部分是在上覆巖層重力作用下引起的，它是巖層泊松比的函數；另一部分是地質構造應力，它與巖層泊松比無關。二者在兩個水平方向上一般都不相等，分別為最大水平主應力和最小水平主應力。

壓裂井地層破裂是由井壁上的應力狀態決定的，水力裂縫在井壁起裂是井璧上有效切向應力超過巖層抗張強度所致。利用彈性理論中關于無限平板中小圓孔周應力解，考慮存在地層孔隙壓力的情況，可以得到破裂壓力的表達式^[3-5]：

 

式中pf為破裂壓力，MPa；K為構造應力系數，K＝3b-a(b、a為2個水平方向的構造應力系數)；m為泊松比，無量綱；S為上覆巖層壓力(垂向主應力)，MPa；x為Biot系數；pp為孔隙壓力，MPa；st為巖石抗張強度，MPa。

圖1是構造應力與破裂壓力的關系。由圖1可見，隨著構造應力系數增加，破裂壓力呈線性增加。當構造應力系數從0增加到0.4時，破裂壓力從55MPa增加到67MPa，增幅達21.8％。元壩地區構造處于強應力作用區，地層破裂壓力普遍偏高，如位于九龍山構造帶南翼，毗鄰西北龍門山構造帶強應力區的YL2井須四段、YB6井須三段、YL6井須二段、YL10井須三段等，地層破裂壓力梯度為0.030～0.035MPa／m。其中，YL2井、YB6井在破裂壓力梯度大于0.030MPa／m下未能壓開地層。

 

1．2　巖石非均質性(含黏土礦物)影響

數值模擬研究表明^[6]，如果巖石中存在顯微結構異向性，那么壓裂過程中會出現應變軟化和變形局部化，這種軟化效應主要是先前異向性的再組織弱粒子沿著高應變面聚集分布。在應變過程中，初始粒度變化促進應變的局部化，細粒帶作為巖石異向性的存在，制約著剪切帶的定位與規模。這種現象會增加巖石塑性而增加其抗壓能力，使破裂壓力增大。

地層中若黏土含量較高，在壓裂過程中，也會存在類似的情況。即粒度減小將引起巖石變形機制從位錯蠕變向擴散蠕變轉化，從而導致巖石強度降低，可塑性增強。尤其是巖石強度變化，決定著應變發育情況，巖石強度降低，則易產生塑性變形，增加了地層破裂難度，從而使破裂壓力增加。元壩陸相儲層砂泥巖互層頻繁，局部高含黏土礦物的泥質含量高，如YB2-側平1井須二段上層、YB4井須四段、YL704H井須三段下層、YB101井珍珠沖組等，泥質含量在12.6％～55.18％，使得巖石塑性增強或抗破裂能力增強。因此，破裂壓力明顯升高，破裂壓力梯度為0.029～0.036MPa／m。

1．3　井斜因素影響

在鉆井過程中，若井眼方向與地層垂向應力方向不平行，會導致壓裂施工時破裂壓力偏高(圖2)。由圖2可見，隨著井斜角增加，破裂壓力相應增加。元壩陸相有些井是斜井或水平井，也是引起儲層高破裂壓力的原因之一。如YB2-側1井珍珠沖組一須二段下層、YL6井須二段、YL10井珍珠沖組和須二段、YL601H井須二段、YL701井須三段上層等，這些井都是斜井或水平井，井斜也引起破裂壓力明顯升高，破裂壓力梯度為0.027～0.037MPa／m。

 

1．4　裂縫污染影響

地層條件下，鉆井液浸泡對巖石三軸力學參數有較大影響(圖3、4)。由圖3、4可以看出，在50MPa壓力下，巖樣經過5d、10d的鉆井液浸泡后，巖石抗壓強度和彈性模量顯著下降，而泊松比增大(CHl37井鉆井液浸泡前泊松比為0.28；鉆井液浸泡后泊松比為0.67)，使得巖石破裂時橫向變形和軸向變形增加，增加了巖石抵抗破裂的能力。表明泊松比增加，巖石破裂壓力增加。

 

 

另一方面，元壩地區陸相儲層裂縫發育，鉆井過程中鉆井液漏失嚴重，對儲層滲流通道堵塞污染嚴重，也增大巖石塑性或泊松比，致使儲層巖石破裂壓力顯著升高。如YL3井須四段，裂縫局部發育，鉆井中鉆井液漏失量258.8m³，地層污染大，破裂壓力梯度達0.028MPa／m；而更深層的須二段，裂縫欠發育，鉆井液污染輕，地層破裂壓力梯度只有0.025MPa／m；YL7井須三段裂縫發育，鉆井液漏失量114.5m³，地層污染大，破裂壓力梯度高達0.033MPa／m；YL20井，須二段裂縫發育，鉆井液漏失量394m³，地層污染嚴重，破裂壓力梯度也高達0.028MPa／m。

2　降低地層破裂壓力技術對策

2．1　噴砂射孔預處理

噴砂射孔是根據水動力學動量沖量原理，利用地面壓裂車將混有一定濃度石英砂的水漿加壓，通過油管泵送至井下，水砂漿通過井下射孔工具的噴嘴噴射出高速射流，射穿套管和近井地層，形成一定直徑和深度的射孔孔眼。水力噴砂射孔的介質是水砂漿，其中水流是攜帶／JHN_砂粒、傳輸能量的載體，水流的動量傳遞給固體砂粒后，砂粒被加速，當這些砂粒沖擊靶物時，對靶物產生剝蝕破壞，在套管、水泥環介質中產生沖蝕磨損。它為常規依靠射孔彈或聚能彈穿透套管而進入地層的射孔和割縫處理工藝補充了一種新的手段。現場施工應用實踐表明，噴砂射孔能在目的層噴出30～70cm的清潔滲流通道，能夠降低破裂壓力5～10MPa。如YL10井須三段(4144～4155m)井段，采用常規射孔時未能壓開地層，實施噴砂射孔后，雖因該井處于高應力區，裂縫發育而地層污染大，致使地層破裂壓力梯度高達0.032MPa／m，但仍然壓開了地層。

2．2　優化射孔參數

射孔孔眼是溝通井筒和地層的通道，影響破裂壓力的射孔參數主要有射孔方位、射孔密度、射孔孔徑和射孔深度等。

2．2．1射孔方位角優化

根據彈性力學理論∽，裂縫總是沿垂直于最小水平主應力方向延伸，因此孔眼方向與最小主應力的夾角為90°時，就是最佳孔眼方向，垂直于最小水平主應力的平面稱為最佳平面。

當孔眼與最佳平面有一定夾角時，夾角越大，破裂壓力越高，裂縫從孔眼處起裂的機會就越小，若裂縫不從孔眼處起裂，將出現圖5的情況而顯著增加破裂壓力。

 

可見，射孔方位選擇合理可以避免裂縫彎曲，降低破裂壓力，確保裂縫沿最大水平主應力方向延伸。研究表明，當射孔方位角為0°或180°時(沿最大水平主應力方向)，可有效降低破裂壓力和預防油氣井出砂。川東北地區最大水平主應力方向大致在北東方向(直角坐標系的1、3象限)，因此，射孔相位角多選擇在45°～60°范圍，以盡可能保持孔眼方向與最大水平主應力方向一致。

2．2．2射孔密度優化

根據射孔密度與起裂壓力的關系(圖6) ^[7-8]，隨著射孔密度的增加，裂縫起裂(破裂)壓力呈降低趨勢。當孔密從6～16孔／m變化時，起裂壓力降低不明顯，但從16～20孔／m變化時，起裂壓力顯著降低。在考慮套管強度條件下，元壩陸相井目的層射孔密度都選擇為16孔／m。

 

2．2．3射孔孔眼直徑優化

根據裂縫起裂壓力與射孔孔徑的關系(圖7) ^[7]，裂縫起裂(破裂)壓力隨孔眼直徑的增加呈下降趨勢。因此，射孔時應盡可能選擇較大直徑的射孔彈進行射孔。但在相同的射孑L條件下，射孔孔徑越大，則射孔深度越小，為了兼顧射孔孔眼深度，元壩陸相井目的層射孔孔眼直徑多選擇在12～16mm范圍。

 

2．2．4射孔深度優化

根據裂縫起裂壓力與射孔深度的關系(圖8) ^[7]，從射孔根部起裂時，隨著孔深增加，起裂壓力先減小后增加，射孔深度為0.5m時，起裂壓力最低。因為孔深較小時，鉆井引起的近井筒應力變化沒消除，限制了裂縫起裂，所以起裂壓力增加；當孔深增大時，孔眼尖端不受近井筒應力的影響，所以孔眼根部起裂壓力降低。當射孔深度超過0.5m時，孔眼尖端與根部的應力區相互影響較小，起裂壓力增加；但當孔眼深度達到0.8m后，起裂壓力增加不明顯。表明孔深達到一定深度以后，孔眼尖端與根部應力相互影響消失，起裂壓力小再隨孔深增加而增加或增加不明顯。

 

從射孔尖端起裂時，隨著孔深增加起裂壓力先是降低，當孔深大于0.5m后，起裂壓力幾乎不再減小。表明，隨著孔道長度增加，液體壓力在孔壁上有效作用面積增大，用于破裂地層的液體能量增大，使得孔眼的周向應力增加而地層破裂壓力降低。當孔深突破近井筒應力集中帶后，井壁應力集中已最大限度地釋放，近井筒應力對孔眼尖端影響很小，破裂壓力主要受到遠場地應力的影響。因此，破裂壓力不再隨孔深的增加而明顯減小。

綜上可知，無論裂縫是從射孔孔眼根部起裂，還是從射孔孔眼尖端起裂，其射孔深度以控制在0.3～0.5m為宜，川東北元壩地區陸相井目的層射孔深度多保持在這一最佳范圍。

2．3　加重酸壓技術

加重酸壓技術是在酸液中加入加重劑無機鹽，形成最高密度達1.85g／cm³的加重酸液，達到增加液柱壓力，降低井口壓力，進而降低井口作業壓力的目的。如YB2-側1井位于元壩地區巖性圈閉兩翼高應力區，其須二段上部(井深4512～4535m)裂縫發育，地層污染嚴重，致使地層破裂壓力梯度高達0.036MPa／m，采用常規酸壓時，在井口限壓條件下壓不開地層。改用密度1.85g／cm³加重酸液體系后，順利地壓開地層，實現了該層的加重酸壓改造。

2．4　酸損傷技術

酸損傷技術是通過酸液對目的層巖石進行酸液浸泡(或酸洗)，使得酸液通過井壁上的薄弱部位，與井壁處的鉆井液濾餅、鉆井液固體顆粒、儲層巖石骨架、膠結物顆粒等發生化學反應，使巖石顆粒排列方式和孔隙度等發生變化，降低巖石強度和改善巖石滲透性，進而降低巖石破裂壓力。該技術在現場實施時不需要增加其他額外設備，操作簡單方便，目前在元壩陸相儲層改造中得到廣泛應用(表1)。

 

2．5　降低施工摩阻

降低施工摩阻雖然不能直接降低井底破裂壓力，但能夠降低施工作業的井口壓力，進而降低施工作業難度，這相當于降低了地層破裂壓力。主要措施就是采用大內徑的施工注入管柱和采用降阻性能良好的酸液或壓裂液體系。元壩陸相儲層酸壓或加砂施工中，多采用Æ88.9mm油管或Æ88.9mm+Æ114.3 mm組合大油管注入管柱，且在酸液或壓裂液中加入降阻劑或滑溜水，以降低施工摩阻，進而降低井口壓力(表1)。

3　現場應用效果分析

表1是元壩地區陸相已改造井破裂壓力及其成因和降低地層破裂壓力技術措施現場應用效果的相關參數統計表。由表1可見，儲層破裂壓力梯度普遍偏高，大多在0.026～0.037MPa/m范圍。

由表l還可看出，有效降低元壩陸相儲層破裂壓力的技術對策主要包括射孔參數優化(長井段、大孔徑、高孔密)、深穿透射孔(含水力噴砂射孔和補充射孔)、加重酸壓、酸損傷(酸液浸泡與酸洗)、降低摩阻施工(大內徑管柱注入和降阻性好的酸液或壓裂液體系)等工藝技術措施。表1中的現場應用實例表明，只要單獨或組合采用這些工藝技術措施，就能有效降低地層破裂壓力，實現元壩陸相高破裂壓力儲層的有效改造，如果不采用針對性較強的降低破裂壓力技術措施或降破裂壓力措施不到位，就難以壓開地層或壓開地層后也會因降低破裂壓力效果差而不能完成設計加砂量或設計注酸量。

4　認識與結論

1)元壩地區處于強構造應力作用的應力場環境中，儲層三軸應力大，破裂壓力普遍偏高；儲層局部高含黏土礦物的泥質含量，巖石可塑性增加，抗應變能力增強，使巖石破裂壓力增高；有的井屬斜井或水平井，井筒與垂向應力方向不平行，裂縫起裂壓力增加，使得地層破裂壓力增加；很多井目的層天然裂縫發育，鉆井過程中鉆井液漏失量大，儲層污染嚴重，巖石泊松比增加，抗破裂能力增強，巖石破裂力顯著增加。這些多因素的影響結果，導致了元壩地區陸相儲層巖石破裂壓力普遍在0.026～0.037MPa／m范圍。

2)理論和現場應用效果表明，優化射孔參數而采用長井段、大孔徑、高孔密、近最大水平主應力方向、深穿透射孔、采用酸損傷與加重酸壓及采用降摩阻施工等工藝技術措施，能有效降低元壩地區陸相儲層的破裂壓力，實現儲層酸壓或加砂壓裂改造，進而實現元壩地區陸相氣藏的有效開發。

 

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本文作者：蒲洪江  何興貴  黃霞

作者單位：中國石化西南油氣分公司

  中國石化西南石油工程有限公司