2. 国家能源碳酸盐岩油气重点实验室;
3. 石油和化工行业超深油气井钻完井技术重点实验室;
4. 中海油田服务股份有限公司
, Zhang Xudong1,2,3
, Chen Zuo1,2,3
, Jia Changgui1,2,3
, Sun Haicheng1,2,3
, Li Shuangming1,2,3
, Xu Shengqiang1,2,3
2. State Energy Key Laboratory of Carbonate Oil and Gas;
3. Petroleum and Chemical Industry Key Laboratory of Ultra-Deep Oil and Gas Well Drilling and Completion Technology;
4. China Oilfield Services Limited
经过10余年的勘探开发，我国基本实现了四川盆地古生界五峰组—龙马溪组埋深小于3500m页岩气的规模化经济开发，进入了中浅层海相页岩气规模效益开发阶段，页岩气已经成为我国天然气新的增长点[1-3]。与海相页岩气相比，我国陆相、海陆过渡相页岩气的勘探开发仍处于起步阶段，勘探开发程度低，不同区域的储层条件及资源潜力存在较大差异，但整体上具备勘探开发潜力。其中四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩[4-5]、上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩和下侏罗统自流井组大安寨段陆相页岩[6-8]均是页岩气的有力接替层系。
四川盆地上二叠统龙潭组煤系储层埋藏深，纵向岩性复杂，页岩、石灰岩和煤岩互层，黏土矿物含量高、吸附气比例高、储层压力低、热演化程度低，与海相页岩气储层条件差异明显，直接套用海相页岩气的体积压裂技术难以实现高效开发。龙潭组煤系储层对合压合采有客观需求，对体积压裂提出了更高的要求。由于处于钻探的初期，开展了少量试验性压裂，主体借鉴页岩气大规模压裂思路(大排量、大液量、大粒径支撑)，针对性不强，改造效果不尽人意。对于龙潭组煤系储层压裂品质及压裂成缝特征的研究较少，对该层系储层的压裂品质、压裂裂缝扩展特征，特别是不同起裂层位的裂缝扩展特征的认识不足，相应的压裂层位及工艺参数优化缺乏理论支撑。因此，本文以川东南綦江地区龙潭组煤系储层为研究对象，开展该层系储层压裂品质及压裂成缝特征研究，促进海陆过渡相煤系储层高效压裂技术的形成及完善，为海陆过渡相页岩/煤层气高效勘探开发提供技术支撑。
1 区域地质概况四川盆地在东吴运动后从西南到东北依次发育河流相、滨岸—沼泽相、潮坪—潟湖相、浅水陆棚相、深水陆棚相及盆地相。晚二叠世龙潭组沉积期，由于强烈的构造运动作用，导致陆内裂陷—坳陷内沉积了大量富有机质泥页岩，在古隆起核部水体较浅，为海陆交互相，常伴有煤岩；自西南向东北，水体深度逐渐加深，陆源碎屑逐渐减少，岩性呈现出煤层逐渐减少、硅质和灰质含量逐渐增高的特点[9]。四川盆地及周缘纵向发育9套富有机质泥页岩，除上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组外，二叠系龙潭组、吴家坪组、大隆组等富有机质泥页岩同样具有良好的生烃及成藏条件，是具有潜力的勘探层系[10-11]。四川盆地海陆过渡相煤系储层具有面积大、压力系数高及资源潜力大等特征[12-14]，是油气勘探的重点区域。
川东南地区龙潭组自下而上可以划分为潭一段、潭二段和潭三段，由东北往西南发育碳酸盐混积台地相、潮坪—潟湖相、滨岸—沼泽相3个主要相区(图 1a)[12]，共发育10套主要煤岩，其中潭一段3层、潭二段4层、潭三段3层。目前钻探了10口井，初步落实资源量3.53×1012m3，有利区主要分布在盆缘(丁山—东溪、新场等)、盆内高陡区(桃子荡、石油沟等)。綦江地区主要处于丁山—东溪构造带的东南部，有利面积约为447.3km2，其中丁山构造呈现断鼻构造形态，东溪构造包含背斜、东斜坡两种构造形态。
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图 1 川东南綦江地区龙潭组沉积相图(a)及YS1井综合剖面图(b)[12] Fig. 1 Sedimentary facies map of Longtan Formation (a) and comprehensive section of Well YS1 (b) in Qijiang area, southeastern Sichuan Basin [12] |
龙潭组泥页岩层系地质结构异常复杂，粉砂岩和碳酸盐岩等薄层沉积，并与泥页岩常为交错互层分布状态[15-18]。龙潭组泥页岩层系厚度为20~120m，通常厚度在50m左右，由深黑色页岩、碳质页岩、泥岩及煤等岩性组成，富含植被化石(图 1b)。龙潭组泥页岩TOC平均达到7.5%，Ro整体高于2.0%，平均为2.2%，属于生气窗口期，与北美地区页岩气相比，其热演化程度相对更高[19-21]，有利于页岩气大量生成。从前期初步评价来看，龙潭组页岩气储层微观孔隙发育，孔隙度为0.56%~16.50%，含气量总体达到1.0~2.0m3/t，与美国同期成功勘探开发的Lewis页岩气对比[22-24]，具备了页岩气成藏及有效开发的有利条件。
2 煤系储层特征与压裂品质 2.1 储层岩性与矿物组成龙潭组上部为长兴组，主要发育灰色含泥生屑灰岩、生屑灰岩、深灰色含生屑碳质灰岩；下部为茅口组，主要发育深灰色、灰色生屑灰岩，灰色、浅灰色石灰岩。龙潭组岩性复杂，主要发育深灰色泥岩、浅灰色铝土质泥岩、煤岩、灰黑色泥页岩夹煤层、碳质泥岩、灰质泥岩、灰黑色泥页岩、泥质粉砂岩、含灰泥岩、白云岩等。
从X衍射全岩分析结果来看，龙潭组煤系储层矿物组分复杂多样，具体为黏土矿物、石英、钾长石、斜长石、方解石、白云石等15种(表 1、表 2)。YD1井黑色煤岩和灰黑色碳质泥岩是龙潭组的主力含气层，浅灰色铝土质泥岩的黏土矿物含量较高，煤岩石英含量高。YS1井白云岩主要矿物成分为白云石，含量为85%左右，脆性矿物石英及白云石总含量约为95%，脆性相对较大；灰质泥岩主要矿物成分有方解石、石英及黏土矿物；灰黑色泥页岩主要矿物成分为石英及黏土矿物，石英含量超过50%(表 2)。整体来看，研究区不同区块龙潭组的岩性存在较大差异，矿物组分、矿物脆性方面的差异同样明显。
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表 1 YD1井龙潭组煤系储层不同岩性矿物分析数据表 Table 1 Mineral composition experimental data of Longtan Formation coal-bearing reservoir with various rock types in Well YD1 |
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表 2 YS1井龙潭组煤系储层不同岩性矿物分析数据表 Table 2 Mineral composition experimental data of Longtan Formation coal measure reservoir with various rock types in Well YS1 |
为了对比分析不同岩性储层在岩石力学参数上的差异，开展了不同围压条件下的岩石力学参数测试。YD1井测试设置了0MPa、30MPa及60MPa的围压条件，YS1井设置了0MPa、20MPa及40MPa的围压条件。由于YD1井所在区域地层应力高于YS1井，故YD1井设置的围压相对较大。
YD1井不同岩性的岩石力学参数差异明显，在围压为0MPa情况下，深灰色泥岩、泥质灰岩、碳质泥岩、灰质泥岩及煤岩的单轴抗压强度分别为37.98MPa、216.44MPa、86.91MPa、110.67MPa及35MPa，杨氏模量分别为30.46GPa、41.24GPa、33.08GPa、31.07GPa及13.00GPa，泊松比分别为0.206、0.176、0.201、0.225及0.120(表 3)，其中煤岩的杨氏模量和泊松比最低。随着围压的增加，整体上抗压强度、杨氏模量及泊松比均呈增加的趋势，各岩性岩石力学参数增加程度不同，但不同岩性之间的差异同样存在(表 3)。
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表 3 YD1井龙潭组不同岩性及围压条件下的岩石力学参数表 Table 3 Rock mechanical parameters of Longtan Formation in Well YD1 with various rock types and confining pressure conditions |
YS1井不同岩性岩石力学参数差异同样较大，其中煤岩的抗压强度为14.20~115.27MPa，平均为78.21MPa，杨氏模量为1.85~10.48GPa，平均为5.97GPa，泊松比为0.15~0.47，平均为0.36；泥页岩的抗压强度为101.43~128.99MPa，平均为113.31MPa，杨氏模量为10.72~45.31GPa，平均为22.82GPa，泊松比为0.20~0.45，平均为0.31；石灰岩的抗压强度为130.60~443.80MPa，平均为273.88MPa，杨氏模量为25.12~42.09GPa，平均为31.48GPa，泊松比为0.11~0.37，平均为0.18(表 4)。两口井煤岩之间、泥页岩之间、石灰岩之间在岩石力学参数上存在一定的差异，YD1井岩石力学参数整体相对较大。
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表 4 YS1井龙潭组不同岩性岩石力学参数表 Table 4 Rock mechanical parameters of Longtan Formation in Well YS1 with various rock types and confining pressure conditions |
YS1井龙潭组上覆应力(垂向应力)在65.74~72.52MPa之间，最大水平主应力在64.04~71.16MPa之间，最小水平主应力在58.03~65.44MPa之间。其中煤岩最小水平主应力为60.85~61.04MPa，页岩最小水平主应力为63.94~64.49MPa，石灰岩最小水平主应力为58.03~65.14MPa；煤岩最大水平主应力为64.04~69.80MPa，页岩最大水平主应力为64.28~65.80MPa，石灰岩最大水平主应力达到65.32~68.45MPa；煤岩水平两向应力差在3.00~8.95MPa之间，页岩水平两向应力差为0.34~1.31MPa，石灰岩水平两向应力差为1.61~7.69MPa；煤岩、石灰岩及页岩之间最小水平主应力差为0.97~8.61MPa(表 5)。不同岩性对比来看，泥岩的平均三向应力最大，往后依次是石灰岩、页岩及煤岩。YD1井龙潭组垂向应力为71.89~72.44MPa，最大水平主应力达到69.48~70.44MPa，最小水平主应力在60.07~61.59MPa之间(表 5)，不同岩性之间三向应力大小差异并不明显。
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表 5 YS1井、YD1井龙潭组地应力测试数据表 Table 5 In-situ stress test data of Longtan Formation in wells YS1 and YD1 |
上述研究表明龙潭组煤岩与页岩、石灰岩在岩石力学参数、地应力参数上存在较大差异。因此，有必要在矿物、岩石力学及地应力分析基础上进行压裂裂缝扩展规律研究，明确基础的成缝特征，以指导压裂工艺参数优化。
3 物理模拟和数值模拟压裂裂缝特征 3.1 真三轴压裂物理模拟 3.1.1 人工试样制作由于龙潭组完整天然露头较难获取，故根据煤岩、页岩、石灰岩地层特点制作人工实验样品，其强度参数见表 6。为分析煤系储层水力压裂过程中不同井型、不同地层垂向应力差异系数、不同泵注排量及不同胶结强度的岩性界面对水力裂缝扩展及穿层特征的影响，实验考虑水平井、直井两种完井方式，以及煤—页—煤、煤—页—灰岩性组合。
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表 6 人工样品与实际样品岩石力学参数对比表 Table 6 Comparison of rock mechanical parameters between artificial samples and formation samples |
煤岩中主要发育面割理和端割理，面割理、端割理与煤层垂直相交或成高角度相交，本实验利用可渗透的铜版纸模拟割理面，其中红色铜版纸(50mm×300mm)模拟面割理，黄色铜版纸(50mm×50mm)模拟端割理。将优质水泥、石英砂、煤粉、黏土颗粒等基料均匀搅拌混合后倒入模具槽中，如图 2所示放置面割理和端割理，将煤岩均匀切割加工成一系列的菱形或立方体基质块。用橡胶锤轻轻捶打模具两侧用于除去气泡，风干后形成煤岩块。将煤岩块交互组合放于模具中，模拟上下两层煤岩。
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图 2 实验样品制作流程示意图 Fig. 2 Schematic workflow of sample preparation |
根据页岩、煤岩强度测试数据(无围压条件下)，按照一定比例配制砂灰混合液体，将其倒入两侧煤岩板中间，并插入分层铁板，静置一段时间后抽出铁板，以形成页岩层理弱面。待页岩基料凝固，且与煤岩岩板胶结(一般固结时间为48小时)，得到煤—页—煤样品。然后在页岩层内钻孔，用树脂胶凝固井筒模拟固井，最终制得煤—页—煤试样，其他实验样品用类似方法制成。
设计开展6组水平井及4组直井压裂实验，以探究不同岩性组合的垂向应力差异系数、注入排量及界面胶结强度对裂缝穿层及扩展形态的影响。物理模拟实验系统参数根据相似准则而确定，样品温度参照地层温度设置(83℃)，设计了10组样品的实验方案参数(表 7)，实验设备系统及流程见图 3。
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表 7 压裂物理模拟实验方案参数表 Table 7 Parameters of fracturing physical simulation experimental scheme |
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图 3 真三轴压裂物理模拟实验系统图 Fig. 3 True triaxial fracturing physical simulation experimental system |
整体来看，垂向应力差异系数对裂缝穿层有明显影响，垂向应力差异系数越大，越易垂向扩展穿过岩性交界面。6号试样裂缝在页岩起裂后，向上到达页岩层理止裂，向下扩展至石灰岩、页岩交界面止裂，从图 4a中可以明显看出压裂液沿界面线转移形成T形缝。8号试样裂缝起裂后穿过页岩中的层理，明显看到裂缝穿透页岩、石灰岩界面形成穿层缝，在石灰岩中有明显的压裂液痕迹，裂缝向上扩展止裂于页岩、煤岩界面，但在煤岩中压裂液开启割理，割理中形成大量优势通道(图 4b—d)。9号及10号试样的裂缝没有穿透页岩、石灰岩界面，但10号试样裂缝沿煤岩割理的渗透范围更广，煤岩破碎程度更高，伴随着界面剪切滑移形成钝化缝。
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图 4 6号、8号试样裂缝形态对比图 Fig. 4 Comparison of fracture pattern between No.6 and No.8 samples (a)6号试样裂缝形貌；(b)8号试样页岩、煤岩界面渗透区形貌；(c)8号试样裂缝形貌；(d)8号试样煤岩渗透区形貌。σH—最大水平主应力；σh—最小水平主应力；σv—垂向应力 |
小排量压裂液试验所产生的裂缝一般是激活预制的混凝土裂缝，大排量压裂液却可以反过来使原本已经被激活的预制裂缝发生方向上的偏转，利于在基质中开启新的水力裂缝，从而大幅度增加整个裂缝网络系统的复杂程度，排量越大，裂缝则更容易穿过岩性界面，还能进一步激活层理。煤岩、页岩界面较石灰岩、页岩界面胶结弱，提高排量裂缝不一定能穿过煤岩、页岩界面，但能激活更多煤岩割理与层理(图 5)。
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图 5 7号试样裂缝形态图 Fig. 5 Fracture pattern of No.7 sample (a)页岩、煤岩界面渗透区形貌；(b)裂缝展布形态Ⅰ；(c)裂缝展布形态Ⅱ |
煤岩、页岩界面相较于石灰岩、页岩界面胶结更弱，在同一试样条件下，裂缝更容易穿过石灰岩、页岩界面，裂缝到达煤岩、页岩界面更倾向于激活煤岩割理(图 6)。因为煤岩、页岩界面借助混凝土将薄煤板与页岩胶结在一起，属于两种界面间的胶结；石灰岩、页岩界面是两种不同比例的混凝土胶结在一起，同属于混凝土胶结，胶结相对较好。
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图 6 10号试样裂缝形态图 Fig. 6 Fracture pattern of No.10 sample (a)煤岩渗透区形貌；(b)破裂后裂缝形态 |
从煤岩—页岩—石灰岩组合试样实验来看，相同垂向应力差异系数及排量下，水平井完井方式裂缝从页岩起裂，穿透页岩层理及石灰岩、页岩界面，在石灰岩中扩展，纵向上止裂于石灰岩、页岩界面。直井完井方式裂缝从裸眼段起裂，沿着井筒向上扩展，在页岩层内形成垂直于最小水平主应力方向并贯穿井筒的两翼缝，穿透页岩层理并激活页岩、石灰岩界面；水力裂缝继续扩展进入煤岩、页岩交界面，受煤岩割理的影响，裂缝沿着割理面扩展。整体上水平井完井方式的裂缝穿层效果较好；直井裂缝未穿层，页岩中横切缝开启层理，并波及到煤岩割理发生大量滤失，进而影响裂缝扩展(图 4、图 6)。
3.2 裂缝扩展数值模拟 3.2.1 3种主要裂缝数值模拟从物理实验模拟后的观测结果来看，压裂过程中可能形成下述3种主要裂缝系统：T形缝、伴随界面剪切滑移形成的钝化缝及沟通隔层的穿层缝。为进一步定量研究上述3种典型裂缝扩展的空间演化形态模式及演化特征，探究龙潭组水力压裂裂缝空间扩展及演化规律，基于物理模拟参数与ABAQUS软件平台建立了裂缝空间扩展数值模型(图 7)。
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图 7 数值模型示意图(300mm×300mm×300mm) Fig. 7 Schematic diagram of numerical model (300mm×300mm×300mm) |
T形缝总体上是由拉伸破坏引起，岩性界面首先发生剪切破坏，随着压裂液的渗透逐渐演变成张性破坏，遇到岩性界面后，缝尖会发生钝化，注入点的压力会逐渐降低，缝宽先增大、后降低。钝化水力裂缝典型的特征是扩展至岩性界面时逐渐钝化，扩展的过程中靠近主水力裂缝的部位呈现张性损伤，部分岩性界面处会逐步出现剪切损伤面，剪切损伤面呈椭圆状，遇到岩性界面后，注入点的压力先显著降低后急剧增加，缝宽明显增大。穿层缝扩展至岩性界面后，缝尖先逐渐钝化再穿透岩性界面，延伸至岩性界面时，圆盘状缝尖逐步钝化，界面产生剪切及滑移，离注液井筒剖面有一定距离的水力裂缝优先穿透隔层，后逐步反向扩大延伸至注液剖面上(图 8)。
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图 8 裂缝演化形态图 Fig. 8 Fracture evolution patterns |
岩性界面强度越低、垂向应力差异系数越小，越容易产生T形缝；岩性界面强度越低、垂向应力差异系数越大，越易产生钝化缝；如上述两参数均较大，则易产生穿层缝(图 9)。垂向应力差异系数、水平应力差异系数同样对裂缝形态有重要影响(图 10)，就目前储层特征参数来看，龙潭组压裂成缝形态主要受岩性界面强度控制。
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图 9 岩性界面强度、垂向应力差异系数对裂缝形态的影响情况图 Fig. 9 Influence of lithologic boundary strength and vertical stress difference coefficient on fracture pattern |
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图 10 不同水平应力差异系数下裂缝形态图 Fig. 10 Fracture patterns with different stress difference coefficients |
为进一步研究多岩性多界面对成缝形态的影响规律，并指导压裂工艺参数优化，根据YS1井岩石力学及地应力参数分析结果，建立了三维多层岩性组合压裂数值模型(图 11)，模型特征参数见表 8。基于模型分析了起裂层位、排量及黏度对裂缝扩展的影响规律。
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图 11 三维多层岩性组合压裂数值模型示意图 Fig. 11 Schematic fracturing numerical model of 3D multi-layered lithologic combination |
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表 8 模型岩性、岩石力学与地应力参数表 Table 8 Lithology, rock mechanics and in-situ stress parameters of the model |
第7层石灰岩起裂，4m3/min排量下即使压裂液黏度增加也无法穿层，8m3/min排量时压裂液黏度从15mPa·s增加至25mPa·s，缝长及缝高明显增大，排量升至12m3/min时裂缝可以贯穿至4~8层，但无法穿透第4层及第8层，而且缝宽也明显增大。第10层煤岩夹页岩起裂，随着压裂液排量和黏度的增大，裂缝能够沟通第9层及第11层。第14层页岩起裂，随着压裂液排量和黏度的增大，裂缝能够沟通上下层(第13层及第15层)，但由于隔层较厚，裂缝很难继续垂向扩展。
第6层泥岩起裂，在排量为12m3/min、压裂液黏度为25mPa·s的实验条件下，水力裂缝垂向扩张并沟通至4~9层，产层厚度仅约占缝高的16.1%。裂缝一直向上扩展延伸至第4层的上界面，裂缝向下扩展延伸至第9层并一直在该层内延伸扩展到一定高度，但并未完全穿透第9层(图 12a)。第9层泥岩夹煤岩、页岩起裂，水力裂缝能够沟通7~11层，产层厚度约占缝高的36.7%，由于起裂层及第6层、第7层和第11层均较厚，裂缝并未完全沟通其他储层(图 12b)。第11层泥岩夹石灰岩、页岩起裂，相同工况下，水力裂缝垂向可以沟通第10~13层，产层厚度占缝高的比例达到42.3%，对比来看该层位起裂可以沟通较多的产层(图 12c)。因此，合压起裂层位在11层(泥岩夹石灰岩、页岩)，排量为12m3/min及以上、压裂液黏度为25mPa·s时压裂效果最佳。
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图 12 不同层位起裂裂缝扩展图 Fig. 12 Propagation pattern of fractures initiating with different layers |
(1) 不同区域龙潭组储层岩性、矿物组分、岩石力学及地应力参数差异明显，泥页岩、煤岩、石灰岩杨氏模量分别为10.72~45.31GPa、1.85~ 13.00GPa、25.12~59.38GPa，泊松比分别为0.20~ 0.45、0.12~0.47、0.11~0.37；煤岩、石灰岩及页岩最小水平主应力差为0.97~8.61MPa，加上岩性界面的影响，裂缝穿层难度大。
(2) 龙潭组煤系储层水力压裂模拟实验表明，主要形成3种裂缝扩展形态：T形缝、钝化缝及穿层缝，主要受垂向应力差异系数、水平应力差异系数及岩性界面强度影响。总体来看主控因素是岩性界面强度，岩性界面强度越低越容易形成T形缝及钝化缝，岩性界面强度越高，越易形成穿层缝。
(3) 排量、黏度及起裂位置对裂缝扩展形态影响明显，优选页岩及泥岩夹石灰岩、页岩层段进行射孔压裂，排量保持在12m3/min及以上，压裂液黏度控制在25mPa·s左右，利于促进裂缝的穿层扩体。
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