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东胜气田锦30井区主要目的层位为盒1段，储层岩性主要为岩屑石英砂岩和石英砂岩，以中~粗粒为主，碎屑颗粒中石英含量高达80%以上，孔隙度主要分布区间为5%~18.2%，平均值为8.32%，渗透率主要分布区间为(0.2~3.99)×10−3 μm2，平均值为0.58×10−3 μm2，属于典型的致密砂岩气藏，前期采用常规长缝压裂改造，压后效果不理想。
国内外研究表明，针对致密砂岩气藏采用缝网体积压裂可提高裂缝复杂程度，增大泄气体积，实现致密砂岩气藏增产[1-4]。笔者对东胜气田锦30井区体积压裂适应性、压裂裂缝扩展规律及施工参数等进行了研究，并开展了体积压裂改造现场试验。
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所谓体积压裂就是采用大排量施工方式提高缝内净压力，利用低黏液体的强穿透性和高导压性沟通开启天然裂缝，使裂缝壁面产生剪切滑移、错断，最终形成连通性好、导流能力高的“主缝+支缝”裂缝网络系统，提高改造效果[5-6]。影响体积压裂的主要因素包括岩石脆性指数、水平两向应力差以及天然裂缝发育情况[7-9]。
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储层岩石脆性指数越高，压裂时岩石越易破碎形成复杂缝网；岩石脆性指数越低，岩石越易发生塑性形变而形成单一裂缝[10]。研究表明，岩石脆性指数超过50%时，压裂可形成复杂缝网。岩石脆性指数可通过岩石矿物成分和岩石力学参数计算，通过岩石力学参数弹性模量和泊松比计算岩石脆性指数[11]。
$$ {B}_{{\rm{E}}}=\frac{E-1}{7}\times 100{\text{%}} $$ (1) $$ {B}_{{\rm{v}}}=\frac{ v-0.4}{0.15-4}\times 100{\text{%}} $$ (2) $$ {B}_{{\rm{t}}}=\left ({B}_{{\rm{E}}}+{B}_{{\rm{v}}}\right)/2 $$ (3) 式中，
$ E $ 为岩石弹性模量，104MPa；$ v $ 为泊松比；${B}_{{\rm{E}}}$ 、${B}_{{\rm{v}}}$ 分别为弹性模量、泊松比对应的脆性指数；${B}_{{\rm{t}}}$ 为储层总脆性指数。锦30井区储层岩石脆性矿物成分含量高，盒1段石英含量为82.2%，弹性模量为28.9 GPa，泊松比为0.22，计算岩石脆性指数为67.6%，从岩石脆性指数来看具备形成复杂裂缝的条件。
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水平两向应力差越小，压裂时裂缝转向克服的应力越小，所需缝内净压力越小，越易形成复杂缝[12-13]。水平两向应力差异系数Kh定义为最大水平主应力与最小水平主应力之差与最小水平主应力的比值，研究表明：当Kh＜0.2时，趋于形成一定程度的复杂缝；当Kh＞0.2时，趋于形成单一主缝。室内岩石力学实验表明，东胜气田锦30井区盒1储层最大水平主应力梯度为2.05 MPa/100 m，最小水平主应力梯度为1.78 MPa/100 m，水平两向应力差异系数为0.15，具备形成复杂缝网的能力。
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通过提高缝内净压力可使天然裂缝或岩石弱面张开，形成复杂缝网[14-15]。天然裂缝张开程度和产状是形成复杂裂缝网络的主要因素，逼近角(人工裂缝与天然裂缝的夹角)越小，天然裂缝越易张开形成复杂缝。研究表明：逼近角小于30°时，天然裂缝均可张开形成复杂缝；逼近角大于60°时，天然裂缝不易开启形成复杂缝。
锦30井区天然裂缝发育，盒1段裂缝密度约为0.1~1条/m，以垂直缝、高角度缝为主(倾角70°~90°)，长度约为3~62 cm，主要分布在中、细砂岩中。由成像测井分析结果可知(表1)，锦30井区盒1段天然裂缝走向和倾角变化较大，具备形成复杂缝网的能力。
表 1 J30-XX井盒1段成像测井裂缝解释结果
Table 1. Fracture interpretation results of imaging logging of the He-1 Member, Well J30-XX
深度/m 走向/(°) 倾角/(°) 裂缝类型 3 437.67 24.8 61.9 高导缝 3 437.76 265.6 55.3 高导缝 3 437.80 65.8 67.6 高导缝 3 472.41 170.0 68.6 高导缝 3 496.85 101.6 47.4 高导缝 3 510.16 286.0 69.2 高导缝 3 510.34 94.1 65.5 高导缝 3 522.88 315.3 72.6 高导缝 3 535.62 193.1 53.1 高导缝 -
开展了不同黏度、不同排量和正反向注入对形成裂缝复杂程度的影响实验，实验围压为42MPa，轴压为52MPa，岩心均为盒1段储层岩心。
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不同压裂液黏度对裂缝扩展影响实验中排量为20 mL/min，实验结果见图1，从图1可以看出，岩心压裂后主要为单裂缝，裂缝形态较为单一，低黏度下裂缝扩展长度略大于高黏度。
图 1 不同压裂液黏度情况下岩心裂缝扩展
Figure 1. Fracture propagation in cores in cases of varied fracturing fluid viscosity
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不同施工排量对裂缝扩展的影响实验中压裂液黏度1 mPa · s，实验结果见图2，从图2可以看出：岩心压裂后以单裂缝为主，随着排量增加，分支裂缝增加，裂缝复杂程度越高；低黏度和高排量(20 mL/min)下形成的裂缝最为复杂(15#)，岩心被压裂为3部分；施工排量对裂缝扩大形态的影响较大，高排量易形成复杂缝。
图 2 不同施工排量下岩心裂缝扩展
Figure 2. Fracture propagation in cores in cases of varied pump rates
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正反向注入对岩心裂缝扩展的影响实验中施工排量为20 mL/min，实验结果见图3，从图3可以看出：正向注入(先低黏度、后高黏度)条件下容易出现分支裂缝，反向注入(先高黏度、后低黏度)则未出现分支裂缝；先低黏度、后高黏度注入方式有利于形成分支缝。
图 3 正反向注入下岩心裂缝扩展
Figure 3. Fracture propagation in cores with forward/reverse injection
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为了分析岩心压裂后渗透率保持情况，挑选压裂后相对完整的4#、6#、7#、10#、13#岩心开展渗透率测试实验，压裂时裂缝复杂程度最高的6#岩心（正向注入），压裂后渗透率最高为1.27×10−3 μm2，在较高闭合压力下仍然能保持高渗透率，证实压裂液黏度组合为1 mPa•s+5 mPa•s、排量为20 mL/min时岩心易形成复杂裂缝。
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模拟800 m3液量、压裂液黏度组合10 mPa · s+100 mPa · s、前置液(低黏液)占比50%时不同排量下裂缝扩展情况，从图4可以看出，随着排量增加，缝高和SRV不断增加，缝长随排量先增加后逐渐趋于稳定，8 m3/min时缝长达到最大值，既能保持最大缝长和较大SRV，同时又能保证缝高不会过度延伸。从采用大排量造复杂缝网、适度控制缝高并保证获得较大SRV角度考虑，优化施工排量为8~10 m3/min。
图 4 排量对裂缝参数的影响
Figure 4. Effects of pump rates on fracture parameters
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模拟8 m3/min排量、压裂液黏度组合10 mPa · s+100 mPa · s、前置液(低黏液)占比50%时不同液量下裂缝扩展情况，从图5可以看出，随液量增加，缝长、缝高和SRV不断增加，液量超过800 m3之后缝高增加幅度变大。为有效控制缝高，并保证较大SRV，优化液量为700~800 m3。
图 5 液量对裂缝参数的影响
Figure 5. Effects of volumes of injected fluids on fracture parameters
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模拟800 m3液量、8 m3/min排量、前置液占比50%时不同压裂液黏度组合下裂缝扩展情况，从图6~图7可以看出，正向注入条件下：缝高随组合黏度增加而增加，缝长随组合黏度增加而减小；前置液黏度超过10 mPa · s之后缝高快速增大；相同前置液黏度下，缝网SRV随携砂液黏度增加而降低；SRV随前置液黏度增加而增加，但增加原因主要来自于缝高的快速增加；10 mPa · s+100 mPa · s组合既能较好地控制缝高，也能获得较高SRV。反向注入条件下，相较于正向注入压裂缝高大幅度增加(2~3倍)；前置液黏度越大、SRV越小。因此，选择正向注入压裂方式，优化变黏压裂液组合为10 mPa · s+100 mPa · s。
图 6 正向注入压裂液黏度组合对裂缝参数的影响
Figure 6. Effects of the forward-injecting fracturing fluid viscosity combinations on fracture parameters
图 7 反向注入压裂液黏度组合对裂缝参数的影响
Figure 7. Effects of the reverse--injecting fracturing fluid viscosity combinations on fracture parameters
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模拟800 m3液量、8 m3/min排量、压裂液黏度组合10 mPa · s+100 mPa · s时不同前置液占比情况下裂缝扩展情况，图8表明，随着前置液(低黏度液体)比例的增加，缝长和SRV均不断增加，缝高则大幅度减小。前置液比例为55%时，缝高于较低水平，缝长较长并具有较大SRV，因此，优化前置液比例为50%~55%。
图 8 前置液比例对裂缝参数的影响
Figure 8. Effects of prepad fluid proportions on fracture parameters
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模拟发现，主缝导流能力随砂比(砂量)增加而近似线性增加，砂比(砂量)对缝网导流能力影响相对较小，缝网导流能力随平均砂比增大增加幅度逐渐减小，平均砂比超过22%后缝网导流能力增加幅度大幅度降低。为保证裂缝网络具有足够导流能力，又可降低砂堵风险，优化平均砂比为20%~22%。
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变黏压裂液体积压裂技术共在东胜气田锦30井区盒1段储层应用34口直/定向井49层，平均单井压裂1.4层，平均单层砂体厚25.8 m，施工排量8.0~10.0 m3/min，平均单层加砂71 m3，平均单层液量702 m3，压后平均井口油压11.0 MPa，平均日产气量1.85×104 m3/d，与常规长缝压裂工艺相比，在地质显示相当的情况下，压后日产气量较常规长缝压裂提高了68.2%，见表2。
表 2 锦30井区变黏压裂液体积压裂与长缝压裂效果对比
Table 2. Performance comparison between the SRV-oriented fracturing with viscosity-variable fracturing fluids and hydraulic fracturing targeting extended fractures in the Jin-30 well district
压裂工艺 井数 层数 平均单层砂体厚/m 孔隙度/% 渗透率/
10−3 μm2含气饱和度/% 施工排量/
(m3 · min−1)平均单层加砂量/m3 平均单层注液量/m3 油压/
MPa日产气量/
(m3 · d−1)长缝压裂 34 49 24.4 10.8 0.68 51.3 3.5~5.0 45.1 342 6.5 1.10 变黏压裂液
体积压裂28 52 25.8 11.0 0.80 49.2 8.0~10.0 71.0 702 11.0 1.85 -
J30-2X井是东胜气田锦30井区一口开发评价井，砂厚10 m，气层厚7.1 m，声波时差213 μs/m，孔隙度8.8%，渗透率0.25×10−3 μm2，含气饱和度51.2%，平均全烃净增值5.13%，电成像测井显示目的层山2-1(3 545~3 547 m)段发育天然裂缝。根据锦30井区天然裂缝发育特点，采用大排量大规模“低黏+高黏”压裂液体积压裂设计思路，利用低黏液体强穿透性和高导压性沟通天然裂缝，同时采用40/70目小粒径支撑剂段塞支撑天然裂缝，保证微裂缝导流能力，采用20/40目陶粒支撑主缝，提高主缝导流能力，最终形成全尺度裂缝饱填砂、导流能力高、连通性好的复杂裂缝网络。
J30-2X井为二开井身结构，Ø114.3 mm套管固井完井，采用套管注入压裂，设计施工排量10 m3/min，加砂86.4 m3(其中40/70陶粒7.5 m3，20/40目陶粒m3)，液量768 m3。压裂液体系采用一体化自交联压裂液体系，低黏液采用0.2%~0.4%一体化复合乳液，基液黏度6~12 mPa · s；高黏液采用1.0%~1.3%一体化复合乳液，110 ℃、170 s−1剪切速率下连续剪切120 min，黏度60~100 mPa · s；破胶剂采用胶囊破胶剂，加注比例0.01%~0.05%。
该井按照设计完成压裂施工，施工排量10 m3/min，加砂87 m3，液量806 m3，平均砂比21.4%。对该井进行微地震裂缝监测，压后形成了复杂缝网，计算有效裂缝改造体积2×106 m3。
压后该井试气油压16 MPa，套压18.8 MPa，日产气10.9×104 m3/d，目前已累计生产116 d，累计产气745×104 m3/d，目前油压13.4 MPa，套压15.3 MPa，日产气5.5×104 m3/d，生产稳定，与同层位邻井相比，在地质显示相当的情况下，效果远好于邻井，见表3。
表 3 J30-2X与邻井压裂效果对比
Table 3. Fracturing performance comparison between Well Jin-30-2X and the adjacent well
井号 压裂工艺 砂厚/
m孔隙度/
%渗透率/
10−3 μm2含气饱
和度/%施工排量/
(m3 · min−1)砂量/
m3液量/
m3油压/
MPa日产气量/
(m3 · d−1)J30-2X 变黏压裂液体积压裂 10 8.8 0.25 51.2 9.0~10.0 87 806 16 10.9 J30-1X 长缝压裂 8.8 8.2 0.23 55.2 5.0 46 372 3.8 1.6 -
(1)锦30井区盒1段储层石英含量高，脆性指数为67.6%，水平两向应力差异系数为0.15，天然裂缝发育，具备形成复杂缝网的条件，适合采用体积压裂技术。
(2)岩心实验表明，采用低黏液体、高排量压裂施工以及“低黏+高黏”正向注入方式可以形成复杂裂缝，并能够在高闭合压力下保持高渗透率。
(3)数值模拟表明，锦30井区变黏压裂液体积压裂技术优化施工排量8~10 m3/min，压裂液黏度组合采用10 mPa · s+100 mPa · s，前置液比例50%~55%，平均砂比20%~22%，能够形成具备高导流能力的复杂缝网。
(4)现场应用表明，变黏压裂液体积压裂技术在锦30井区能够取得好的增产效果，较常规压裂产量增加68.2%，可进一步推广应用。
SRV-oriented fracturing with viscosity-variable fracturing fluids in the Jin-30 well district, Dongsheng gas field
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摘要: 东胜气田锦30井区主要目的层盒1段为致密低渗砂岩气藏，储层非均质性强，长缝压裂改造效果差。开展了缝网体积压裂适应性评价和岩心裂缝扩展规律研究，明确了形成复杂缝网的主控因素，并通过数值模拟优化压裂施工参数。研究表明：锦30井区盒1段储层脆性指数高、天然裂缝发育、两向应力差异小，低黏液和大排量施工易形成复杂缝；施工排量8~10 m3/min、液量700~800 m3、变黏压裂液组合为10 mPa · s+100 mPa · s、前置液比例50%~55%、平均砂比20%~22%时，压裂裂缝复杂程度高、改造体积大。现场应用34口直/定向井，压后平均产量1.85×104 m3/d，较长缝压裂提高68.2%，证实了变黏压裂液体积压裂技术在锦30井区具有良好的适应性，可进一步推广。Abstract: The He-1 Member, the main target of the Jin-30 well district of the Dongsheng gas field, is a tight sandstone gas reservoir with high heterogeneity. The hydraulic fracturing highlighting extended fractures is found with inferior reservoir stimulation performance. Under this background, the applicability evaluation of the stimulated reservoir volume (SRV)-oriented fracturing was performed, and the fracture propagation pattern was investigated using cores. The main control factors on the formation of complex fracture networks were clarified, and the fracturing treatment parameters were optimized via numerical simulation. The research showed that the He-1 Member reservoir of the Jin-30 well district is characterized by a high brittleness index, well-developed natural fractures and small horizontal principal stress difference, and therefore, complex fractures are expected in the case of fracturing using low-viscosity fluids and high pump rates. Moreover, the complexity of the resultant fracture network is high, and the SRV is rather expanded, under the conditions of the pump rate of 8−10 m3/min, injected liquid of 700−800 m3, the viscosity fracturing fluid combination of 10 mPa · s + 100 mPa · s, the proportions of prepad fluids of 50%−55% and the average proppant concentration of 20%−22%. The presented technology has been applied to 34 vertical/direction wells in the field. The average post-fracturing production reaches 1.85×104 m3/d, representing an increment of 68.2%, compared with that of the fracturing technology targeting long fractures. This validates the high applicability of SRV-oriented fracturing with viscosity-variable fracturing fluids to the Jin-30 well district and applications of this technology should be further promoted.
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图 1 不同压裂液黏度情况下岩心裂缝扩展
Figure 1. Fracture propagation in cores in cases of varied fracturing fluid viscosity
图 2 不同施工排量下岩心裂缝扩展
Figure 2. Fracture propagation in cores in cases of varied pump rates
图 3 正反向注入下岩心裂缝扩展
Figure 3. Fracture propagation in cores with forward/reverse injection
图 6 正向注入压裂液黏度组合对裂缝参数的影响
Figure 6. Effects of the forward-injecting fracturing fluid viscosity combinations on fracture parameters
图 7 反向注入压裂液黏度组合对裂缝参数的影响
Figure 7. Effects of the reverse--injecting fracturing fluid viscosity combinations on fracture parameters
图 8 前置液比例对裂缝参数的影响
Figure 8. Effects of prepad fluid proportions on fracture parameters
表 1 J30-XX井盒1段成像测井裂缝解释结果
Table 1. Fracture interpretation results of imaging logging of the He-1 Member, Well J30-XX
深度/m 走向/(°) 倾角/(°) 裂缝类型 3 437.67 24.8 61.9 高导缝 3 437.76 265.6 55.3 高导缝 3 437.80 65.8 67.6 高导缝 3 472.41 170.0 68.6 高导缝 3 496.85 101.6 47.4 高导缝 3 510.16 286.0 69.2 高导缝 3 510.34 94.1 65.5 高导缝 3 522.88 315.3 72.6 高导缝 3 535.62 193.1 53.1 高导缝 
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表 2 锦30井区变黏压裂液体积压裂与长缝压裂效果对比
Table 2. Performance comparison between the SRV-oriented fracturing with viscosity-variable fracturing fluids and hydraulic fracturing targeting extended fractures in the Jin-30 well district
压裂工艺 井数 层数 平均单层砂体厚/m 孔隙度/% 渗透率/
10−3 μm2含气饱和度/% 施工排量/
(m3 · min−1)平均单层加砂量/m3 平均单层注液量/m3 油压/
MPa日产气量/
(m3 · d−1)长缝压裂 34 49 24.4 10.8 0.68 51.3 3.5~5.0 45.1 342 6.5 1.10 变黏压裂液
体积压裂28 52 25.8 11.0 0.80 49.2 8.0~10.0 71.0 702 11.0 1.85
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表 3 J30-2X与邻井压裂效果对比
Table 3. Fracturing performance comparison between Well Jin-30-2X and the adjacent well
井号 压裂工艺 砂厚/
m孔隙度/
%渗透率/
10−3 μm2含气饱
和度/%施工排量/
(m3 · min−1)砂量/
m3液量/
m3油压/
MPa日产气量/
(m3 · d−1)J30-2X 变黏压裂液体积压裂 10 8.8 0.25 51.2 9.0~10.0 87 806 16 10.9 J30-1X 长缝压裂 8.8 8.2 0.23 55.2 5.0 46 372 3.8 1.6
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