摘 要

摘　要：四川盆地元坝地区处于强应力场环境中，其陆相储层破裂压力梯度为0.026～0.037MPa／m，已成为制约该区完井、储层压裂改造效果的主要技术难题。为此，在深入研究储层高破裂压力的

摘　要：四川盆地元坝地区处于强应力场环境中，其陆相储层破裂压力梯度为0.026～0.037MPa／m，已成为制约该区完井、储层压裂改造效果的主要技术难题。为此，在深入研究储层高破裂压力的地质成因和工程作用对破裂压力影响的基础上，探索试验了降低施工作业井口压力的技术措施和方法：以近最大水平主应力方向作为射孔方位，同时采用长井段、大孔径、高孔密、深穿透射孔(含喷砂射孔、补充射孔)来降低压裂造缝压力；采用酸损伤(酸泡、酸洗)技术来解除储层污染和降低岩石强度；采用加重酸液增加液柱压力和大内径管柱配合低阻性酸液或压裂液体系以降低施工摩阻。现场应用实践表明，单独或组合采用这些工艺技术措施，就能有效地降低施工作业的井口压力，实现储层酸压或加砂压裂改造作业。该试验研究成果可供类似地区借鉴。

关键词：四川盆地  元坝地区  陆相储集层  高破裂压力  裂缝  污染  射孔参数  技术对策

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

四川盆地川东北元坝地区陆相天然气资源丰富，是中国石化在川东北地区天然气立体勘探开发的重要领域^[1]。元坝地区陆相天然气主要包括侏罗系自流井组和上三叠统须家河组，储层埋深3800～5200m，岩石致密化程度很高，孔隙度低(3％～6％)，渗流条件和连通性因裂缝发育的非均质性而差异很大。目前部署的30多口陆相井中，很多井虽然在自流井组和须家河组发现了重要的油气显示，但射孔完井后的产能很低，只有通过酸化或加砂压裂改造才能获得工业气流。但是川东北地区西近龙门山、北邻米仓山、东靠秦岭  大巴山，南接川中古隆起，处于强构造作用的应力场环境中，致使元坝陆相储层与海相储层一样，所受的三轴应力大，岩石破裂压力高；而且，强构造应力部位或靠近断层附近，储层天然裂缝发育，钻井过程中钻井液漏失量大，裂缝污染严重，储层破裂压力显著升高；部分井目的层泥质含量高(黏土矿物含量高)和井斜度大等也对岩石破裂压力的升高产生正面影响。这些因素综合影响的结果，使得元坝地区陆相储层破裂压力普遍偏高，破裂压力梯度为0.026～0.037MPa／m，使得储层酸压或加砂压裂改造难度很大，必须采用降低地层破裂压力的针对性工艺技术措施^[2]，才能有效提高元坝地区陆相储层酸压或加砂压裂改造的成功率，实现储层的有效改造，进而实现元坝地区陆相气藏的有效开发。

1　元坝地区陆相储层高破裂压力成因

1．1　构造应力作用

川东北地处西北龙门山、北边米仓山、北东秦岭大巴山3个构造带的前缘，受到的构造作用强烈。元坝地区又处于川中古隆起的北斜坡，也受川中古隆起时的应力作用。因此，夹持其间的元坝构造应力场环境复杂，构造作用强烈，岩石致密化程度高，储层天然裂缝发育。强烈的构造作用和裂缝在钻井过程中的污染等，导致了地层破裂压力的异常偏高(破裂压力梯度介于0.026～0.037MPa／m)。

储层破裂压力大小主要取决于3个主应力的大小。其中，垂向地应力是由上覆岩层重力产生的，而水平地应力由2个部分组成：一部分是在上覆岩层重力作用下引起的，它是岩层泊松比的函数；另一部分是地质构造应力，它与岩层泊松比无关。二者在两个水平方向上一般都不相等，分别为最大水平主应力和最小水平主应力。

压裂井地层破裂是由井壁上的应力状态决定的，水力裂缝在井壁起裂是井璧上有效切向应力超过岩层抗张强度所致。利用弹性理论中关于无限平板中小圆孔周应力解，考虑存在地层孔隙压力的情况，可以得到破裂压力的表达式^[3-5]：

 

式中pf为破裂压力，MPa；K为构造应力系数，K＝3b-a(b、a为2个水平方向的构造应力系数)；m为泊松比，无量纲；S为上覆岩层压力(垂向主应力)，MPa；x为Biot系数；pp为孔隙压力，MPa；st为岩石抗张强度，MPa。

图1是构造应力与破裂压力的关系。由图1可见，随着构造应力系数增加，破裂压力呈线性增加。当构造应力系数从0增加到0.4时，破裂压力从55MPa增加到67MPa，增幅达21.8％。元坝地区构造处于强应力作用区，地层破裂压力普遍偏高，如位于九龙山构造带南翼，毗邻西北龙门山构造带强应力区的YL2井须四段、YB6井须三段、YL6井须二段、YL10井须三段等，地层破裂压力梯度为0.030～0.035MPa／m。其中，YL2井、YB6井在破裂压力梯度大于0.030MPa／m下未能压开地层。

 

1．2　岩石非均质性(含黏土矿物)影响

数值模拟研究表明^[6]，如果岩石中存在显微结构异向性，那么压裂过程中会出现应变软化和变形局部化，这种软化效应主要是先前异向性的再组织弱粒子沿着高应变面聚集分布。在应变过程中，初始粒度变化促进应变的局部化，细粒带作为岩石异向性的存在，制约着剪切带的定位与规模。这种现象会增加岩石塑性而增加其抗压能力，使破裂压力增大。

地层中若黏土含量较高，在压裂过程中，也会存在类似的情况。即粒度减小将引起岩石变形机制从位错蠕变向扩散蠕变转化，从而导致岩石强度降低，可塑性增强。尤其是岩石强度变化，决定着应变发育情况，岩石强度降低，则易产生塑性变形，增加了地层破裂难度，从而使破裂压力增加。元坝陆相储层砂泥岩互层频繁，局部高含黏土矿物的泥质含量高，如YB2-侧平1井须二段上层、YB4井须四段、YL704H井须三段下层、YB101井珍珠冲组等，泥质含量在12.6％～55.18％，使得岩石塑性增强或抗破裂能力增强。因此，破裂压力明显升高，破裂压力梯度为0.029～0.036MPa／m。

1．3　井斜因素影响

在钻井过程中，若井眼方向与地层垂向应力方向不平行，会导致压裂施工时破裂压力偏高(图2)。由图2可见，随着井斜角增加，破裂压力相应增加。元坝陆相有些井是斜井或水平井，也是引起储层高破裂压力的原因之一。如YB2-侧1井珍珠冲组一须二段下层、YL6井须二段、YL10井珍珠冲组和须二段、YL601H井须二段、YL701井须三段上层等，这些井都是斜井或水平井，井斜也引起破裂压力明显升高，破裂压力梯度为0.027～0.037MPa／m。

 

1．4　裂缝污染影响

地层条件下，钻井液浸泡对岩石三轴力学参数有较大影响(图3、4)。由图3、4可以看出，在50MPa压力下，岩样经过5d、10d的钻井液浸泡后，岩石抗压强度和弹性模量显著下降，而泊松比增大(CHl37井钻井液浸泡前泊松比为0.28；钻井液浸泡后泊松比为0.67)，使得岩石破裂时横向变形和轴向变形增加，增加了岩石抵抗破裂的能力。表明泊松比增加，岩石破裂压力增加。

 

 

另一方面，元坝地区陆相储层裂缝发育，钻井过程中钻井液漏失严重，对储层渗流通道堵塞污染严重，也增大岩石塑性或泊松比，致使储层岩石破裂压力显著升高。如YL3井须四段，裂缝局部发育，钻井中钻井液漏失量258.8m³，地层污染大，破裂压力梯度达0.028MPa／m；而更深层的须二段，裂缝欠发育，钻井液污染轻，地层破裂压力梯度只有0.025MPa／m；YL7井须三段裂缝发育，钻井液漏失量114.5m³，地层污染大，破裂压力梯度高达0.033MPa／m；YL20井，须二段裂缝发育，钻井液漏失量394m³，地层污染严重，破裂压力梯度也高达0.028MPa／m。

2　降低地层破裂压力技术对策

2．1　喷砂射孔预处理

喷砂射孔是根据水动力学动量冲量原理，利用地面压裂车将混有一定浓度石英砂的水浆加压，通过油管泵送至井下，水砂浆通过井下射孔工具的喷嘴喷射出高速射流，射穿套管和近井地层，形成一定直径和深度的射孔孔眼。水力喷砂射孔的介质是水砂浆，其中水流是携带／JHN_砂粒、传输能量的载体，水流的动量传递给固体砂粒后，砂粒被加速，当这些砂粒冲击靶物时，对靶物产生剥蚀破坏，在套管、水泥环介质中产生冲蚀磨损。它为常规依靠射孔弹或聚能弹穿透套管而进入地层的射孔和割缝处理工艺补充了一种新的手段。现场施工应用实践表明，喷砂射孔能在目的层喷出30～70cm的清洁渗流通道，能够降低破裂压力5～10MPa。如YL10井须三段(4144～4155m)井段，采用常规射孔时未能压开地层，实施喷砂射孔后，虽因该井处于高应力区，裂缝发育而地层污染大，致使地层破裂压力梯度高达0.032MPa／m，但仍然压开了地层。

2．2　优化射孔参数

射孔孔眼是沟通井筒和地层的通道，影响破裂压力的射孔参数主要有射孔方位、射孔密度、射孔孔径和射孔深度等。

2．2．1射孔方位角优化

根据弹性力学理论∽，裂缝总是沿垂直于最小水平主应力方向延伸，因此孔眼方向与最小主应力的夹角为90°时，就是最佳孔眼方向，垂直于最小水平主应力的平面称为最佳平面。

当孔眼与最佳平面有一定夹角时，夹角越大，破裂压力越高，裂缝从孔眼处起裂的机会就越小，若裂缝不从孔眼处起裂，将出现图5的情况而显著增加破裂压力。

 

可见，射孔方位选择合理可以避免裂缝弯曲，降低破裂压力，确保裂缝沿最大水平主应力方向延伸。研究表明，当射孔方位角为0°或180°时(沿最大水平主应力方向)，可有效降低破裂压力和预防油气井出砂。川东北地区最大水平主应力方向大致在北东方向(直角坐标系的1、3象限)，因此，射孔相位角多选择在45°～60°范围，以尽可能保持孔眼方向与最大水平主应力方向一致。

2．2．2射孔密度优化

根据射孔密度与起裂压力的关系(图6) ^[7-8]，随着射孔密度的增加，裂缝起裂(破裂)压力呈降低趋势。当孔密从6～16孔／m变化时，起裂压力降低不明显，但从16～20孔／m变化时，起裂压力显著降低。在考虑套管强度条件下，元坝陆相井目的层射孔密度都选择为16孔／m。

 

2．2．3射孔孔眼直径优化

根据裂缝起裂压力与射孔孔径的关系(图7) ^[7]，裂缝起裂(破裂)压力随孔眼直径的增加呈下降趋势。因此，射孔时应尽可能选择较大直径的射孔弹进行射孔。但在相同的射孑L条件下，射孔孔径越大，则射孔深度越小，为了兼顾射孔孔眼深度，元坝陆相井目的层射孔孔眼直径多选择在12～16mm范围。

 

2．2．4射孔深度优化

根据裂缝起裂压力与射孔深度的关系(图8) ^[7]，从射孔根部起裂时，随着孔深增加，起裂压力先减小后增加，射孔深度为0.5m时，起裂压力最低。因为孔深较小时，钻井引起的近井筒应力变化没消除，限制了裂缝起裂，所以起裂压力增加；当孔深增大时，孔眼尖端不受近井筒应力的影响，所以孔眼根部起裂压力降低。当射孔深度超过0.5m时，孔眼尖端与根部的应力区相互影响较小，起裂压力增加；但当孔眼深度达到0.8m后，起裂压力增加不明显。表明孔深达到一定深度以后，孔眼尖端与根部应力相互影响消失，起裂压力小再随孔深增加而增加或增加不明显。

 

从射孔尖端起裂时，随着孔深增加起裂压力先是降低，当孔深大于0.5m后，起裂压力几乎不再减小。表明，随着孔道长度增加，液体压力在孔壁上有效作用面积增大，用于破裂地层的液体能量增大，使得孔眼的周向应力增加而地层破裂压力降低。当孔深突破近井筒应力集中带后，井壁应力集中已最大限度地释放，近井筒应力对孔眼尖端影响很小，破裂压力主要受到远场地应力的影响。因此，破裂压力不再随孔深的增加而明显减小。

综上可知，无论裂缝是从射孔孔眼根部起裂，还是从射孔孔眼尖端起裂，其射孔深度以控制在0.3～0.5m为宜，川东北元坝地区陆相井目的层射孔深度多保持在这一最佳范围。

2．3　加重酸压技术

加重酸压技术是在酸液中加入加重剂无机盐，形成最高密度达1.85g／cm³的加重酸液，达到增加液柱压力，降低井口压力，进而降低井口作业压力的目的。如YB2-侧1井位于元坝地区岩性圈闭两翼高应力区，其须二段上部(井深4512～4535m)裂缝发育，地层污染严重，致使地层破裂压力梯度高达0.036MPa／m，采用常规酸压时，在井口限压条件下压不开地层。改用密度1.85g／cm³加重酸液体系后，顺利地压开地层，实现了该层的加重酸压改造。

2．4　酸损伤技术

酸损伤技术是通过酸液对目的层岩石进行酸液浸泡(或酸洗)，使得酸液通过井壁上的薄弱部位，与井壁处的钻井液滤饼、钻井液固体颗粒、储层岩石骨架、胶结物颗粒等发生化学反应，使岩石颗粒排列方式和孔隙度等发生变化，降低岩石强度和改善岩石渗透性，进而降低岩石破裂压力。该技术在现场实施时不需要增加其他额外设备，操作简单方便，目前在元坝陆相储层改造中得到广泛应用(表1)。

 

2．5　降低施工摩阻

降低施工摩阻虽然不能直接降低井底破裂压力，但能够降低施工作业的井口压力，进而降低施工作业难度，这相当于降低了地层破裂压力。主要措施就是采用大内径的施工注入管柱和采用降阻性能良好的酸液或压裂液体系。元坝陆相储层酸压或加砂施工中，多采用Æ88.9mm油管或Æ88.9mm+Æ114.3 mm组合大油管注入管柱，且在酸液或压裂液中加入降阻剂或滑溜水，以降低施工摩阻，进而降低井口压力(表1)。

3　现场应用效果分析

表1是元坝地区陆相已改造井破裂压力及其成因和降低地层破裂压力技术措施现场应用效果的相关参数统计表。由表1可见，储层破裂压力梯度普遍偏高，大多在0.026～0.037MPa/m范围。

由表l还可看出，有效降低元坝陆相储层破裂压力的技术对策主要包括射孔参数优化(长井段、大孔径、高孔密)、深穿透射孔(含水力喷砂射孔和补充射孔)、加重酸压、酸损伤(酸液浸泡与酸洗)、降低摩阻施工(大内径管柱注入和降阻性好的酸液或压裂液体系)等工艺技术措施。表1中的现场应用实例表明，只要单独或组合采用这些工艺技术措施，就能有效降低地层破裂压力，实现元坝陆相高破裂压力储层的有效改造，如果不采用针对性较强的降低破裂压力技术措施或降破裂压力措施不到位，就难以压开地层或压开地层后也会因降低破裂压力效果差而不能完成设计加砂量或设计注酸量。

4　认识与结论

1)元坝地区处于强构造应力作用的应力场环境中，储层三轴应力大，破裂压力普遍偏高；储层局部高含黏土矿物的泥质含量，岩石可塑性增加，抗应变能力增强，使岩石破裂压力增高；有的井属斜井或水平井，井筒与垂向应力方向不平行，裂缝起裂压力增加，使得地层破裂压力增加；很多井目的层天然裂缝发育，钻井过程中钻井液漏失量大，储层污染严重，岩石泊松比增加，抗破裂能力增强，岩石破裂力显著增加。这些多因素的影响结果，导致了元坝地区陆相储层岩石破裂压力普遍在0.026～0.037MPa／m范围。

2)理论和现场应用效果表明，优化射孔参数而采用长井段、大孔径、高孔密、近最大水平主应力方向、深穿透射孔、采用酸损伤与加重酸压及采用降摩阻施工等工艺技术措施，能有效降低元坝地区陆相储层的破裂压力，实现储层酸压或加砂压裂改造，进而实现元坝地区陆相气藏的有效开发。

 

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本文作者：蒲洪江  何兴贵  黄霞

作者单位：中国石化西南油气分公司

  中国石化西南石油工程有限公司