Modeling of Fracture Initiation for Staged Hydraulic Jetting Fracturing
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摘要: 优化设计水力喷射分段压裂施工方案时,需要较为准确地预测不同位置的起裂压力。基于Westergaard理论,建立了考虑裂缝诱导应力场的水力喷射分段压裂起裂模型,分析了受第一条裂缝诱导应力影响的后续裂缝起裂压力,并与现场实际压裂数据进行对比;同时,分析了不同裂缝高度、裂缝净压力、原地最小水平主应力和与第一条裂缝的距离对第二条裂缝起裂压力的影响。计算结果显示,模型计算值与压裂试验数据吻合较好。在实际施工参数条件下,裂缝面净压力每增大5 MPa,后续压裂起裂压力增大3 MPa;第一条裂缝高度每增加10 m,后续裂缝起裂压力增加2 MPa,诱导应力场影响范围增加30 m;与第一条裂缝距离越近,后续裂缝起裂压力越高,最大增幅可达21%;原地最小水平主应力增大,诱导应力场的影响范围并不会增大。研究结果对优化设计水力喷射分段压裂施工方案具有一定的指导作用。Abstract: It is necessary to accurately predict the fracture initiation pressure at different positions when a staged hydraulic jet fracturing program is designed and optimized. In this paper,therefore, a fracture initiation model which takes the induced stress field into consideration is established for the staged hydraulic jet fracturing on the basis of Westergaard theory. The effect of the induced stress of the first fracture on the following initiation fracture was investigated and compared with the actual fracturing data. In addition, an analysis was conducted to determine the effect of fracture height, net fracture pressure, minimum horizontal in-situ principal stress and fracture spacing from the first to the second one on the initiation pressure of the second fracture.The calculated results showed that the model calculations and the test values were maintained identical. In situations with practical parameters, the following initiation pressure increased by 3 MPa if the net pressure at the fracture plane increased by 5 MPa. It increased by 2 MPa, and the influential range of induced stress field enlarged by 30 m if the height of first fracture increased by 10 m. The following initiation pressure increased with the shortening of the spacing to the first fracture, with maximum increase ratio 21%. The minimum horizontal in-situ principal stress had no effect on the influential range of induced stress field. It was shown that the fracture initiation model established in this paper was better accordant with the field testing data. The following fracture initiation pressure was significantly affected by the net fracture pressure, the fracture height and the spacing to the first fracture, but was hardly affected by the minimum horizontal in-situ principal stress. The research results in this paper played an instructive role for the design and optimization of staged hydraulic jet fracturing programs.
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克深9气田天然气地质储量587×108 m3，气井平均完钻井深7 785.00 m，是目前塔里木油田勘探开发最深的气田。该气田于2014年开始试采，目前气藏压力保持程度高达87%，开发潜力巨大，为西气东输工程提供了资源保障。克深9气田井底温度高达185 ℃，地层压力接近200 MPa，盐上地层倾角大，吉迪克组地层、致密砂岩储层机械钻速低，盐膏层溢流、漏失和卡钻故障频发，安全钻井难度大[1]。
克深9气田勘探开发初期借鉴了塔里木库车山前钻井完井技术成果，盐上高陡地层应用垂直钻井工具解决了防斜打直难题。但吉迪克组含砾地层、白垩系致密砂岩储层使用国产常规PDC钻头，平均机械钻速分别只有1.50和0.57 m/h。盐膏层配套钻井技术不成熟，窄安全密度窗口溢漏故障处理技术单一，使用传统压井工艺反复调整钻井液密度找平衡点，处理效率低，钻井液漏失量大，盐膏层卡钻时有发生，盐膏层钻井故障处理时间长（克深903井盐膏层钻井故障处理时间长达85 d）；虽然钻成了井深超过8 000.00 m的超深井，但整体平均机械钻速低、钻井周期长（克深903井钻井周期长达567 d），严重制约了该气田的勘探开发进程。
为了解决上述工程技术难点，塔里木油田开展了超深井钻井关键技术攻关，在盐上高陡地层推广应用垂直钻井工具，匹配高效PDC钻头；在致密砂岩储层引进360旋转齿钻头、涡轮+孕镶钻头提速技术；针对盐膏层安全钻井难点，应用高密度油基钻井液，探索应用控压放水技术，增加盐膏层窄密度窗口处理技术手段；总结井下故障处理经验，形成盐膏层安全钻井技术措施。将以上技术集成应用，形成了克深9气田复杂超深井钻井关键技术，现场应用效果显著，大幅度缩短了盐膏层钻井故障处理时间，平均钻井周期从420 d缩短至368 d。
1. 地层岩性特点与钻井技术难点
1.1 地层岩性特点
克深9气田目的层为白垩系巴什基奇克组，发育一套盐膏层，盐顶埋深超过6 500.00 m。该气田超深井采用五开井身结构：一开，采用ϕ660.4 mm钻头钻进，下入ϕ508.0 mm套管封固地表疏松地层；二开，采用ϕ431.8 mm钻头钻进，下入ϕ365.1 mm套管封固上部疏松地层；三开，采用ϕ333.4 mm钻头钻进，下入ϕ293.5 mm+ϕ273.1 mm复合套管封固盐上地层；四开，采用ϕ241.3 mm钻头钻进，下入ϕ206.4 mm尾管封固盐膏层，完井作业阶段ϕ196.8 mm套管回接至井口；五开，采用ϕ168.3 mm钻头钻进，下入ϕ139.7 mm尾管封目的层。该井身结构使用抗外挤强度150 MPa的ϕ206.4 mm高强度套管专封盐膏层，备用一层套管处理复杂情况。该气田已完钻的9口井均采用上述五开井身结构，盐上井眼直径大，满足Power-V等各种提速工具的井眼尺寸要求。三开ϕ293.5 mm+ϕ273.1 mm复合套管下深近7 000.00 m，套管浮重高达4 900 kN，选用90DB型钻机（最大载荷超过6 850 kN），应用7 500 kN套管卡盘、7 500 kN吊环等下套管工具，精确计算通井钻具组合刚度比，使用单根三稳定器通井钻具组合，解决了大井眼下超高负荷套管的技术难题。
克深9气田自上而下钻遇第四系，新近系库车组、康村组、吉迪克组，古近系苏维依组、库姆格列木群组和白垩系巴什基奇克组、巴西改组地层。以克深905井为例，第四系地层埋深0～749.00 m，岩性为大段砂砾岩、小砾岩与泥岩、粉砂质泥岩呈不等厚互层，蹩跳钻严重、可钻性差；新近系地层埋深749.00～6 495.00 m，上部为大段砾岩夹薄层泥岩，中下部为砂泥岩互层，吉迪克组地层普遍含砾石，可钻性差；古近系地层埋深6 495.00～7 375.00 m，苏维依组地层为厚层泥岩、含膏泥岩夹粉砂岩，库姆格列木群组地层自上而下为泥岩段、盐膏段、白云岩段和膏泥岩段，钻进中易发生井漏、盐膏层缩径、坍塌和卡钻等故障；白垩系地层埋深7 375.00～7 695.00 m（未钻穿），岩性为细砂岩、粉砂岩夹泥岩，存在高压气层易溢流、井漏、掉块卡钻和可钻性差等难题[2]。
1.2 钻井技术难点
1）盐上高陡地层防斜打直打快难度大。盐上井段平均长近7 000.00 m，占全井井深的90%，井斜控制难度大，使用传统钟摆钻具组合或满眼钻具组合，钻井参数受限，机械钻速偏低。例如，克深7井在3 520.00～7 090.00 m井段使用常规钻具组合钻进，钻井周期长达355 d，平均机械钻速仅0.66 m/h。吉迪克组地层普遍含砾石，压实程度高，可钻性差。例如，克深7井钻进吉迪克组地层时使用了27只钻头，平均单只钻头进尺仅59.00 m，平均机械钻速0.46 m/h，钻头起出后发现磨损严重。
2）盐膏层安全钻井难度大。盐膏层井段高压盐水与薄弱漏层同存，安全密度窗口窄，盐水层压力系数最高达2.60，采用节流循环调整钻井液密度重新建平衡处理溢漏时，会陷入溢漏交替转换的恶性循环，处理效率低，钻井液漏失量大，同时，盐水侵造成钻井液性能恶化，会导致井壁坍塌。例如，克深7井在钻至井深7 764.16 m时发生盐水溢流，此时钻井液密度2.35 kg/L，采用传统处理方法，用密度2.50～2.55 kg/L的钻井液节流循环压井发生井漏，因安全密度窗口窄，导致后期溢流、井漏频繁交替出现，钻井液性能恶化导致井壁垮塌严重，被迫提前下套管封隔复杂层段，钻井时间损失85 d，漏失钻井液达1 445.3 m3。
3）白垩系致密砂岩储层可钻性差，钻井周期长。致密砂岩储层埋藏超深，压实程度高、研磨性极强，常规PDC钻头钻进效率低。例如，克深904井钻进7 657.93～7 902.29 m致密砂岩储层井段用时43.0 d，平均机械钻速只有0.57 m/h，共使用5只PDC钻头，平均单只钻头进尺48.87 m[3-5]。
2. 钻井关键技术
针对克深9气田超深井钻井技术难点，从垂直钻井工具、PDC钻头优选、致密储层提速、盐膏层安全钻井、控压放水、油基钻井液等方面进行了技术攻关，形成了复杂超深井钻井关键技术。
2.1 垂直钻井工具+高效PDC钻头技术
库车山前构造带多口井钻井实践表明，垂直钻井工具能解决高陡地层防斜打直打快的难题，解放钻井参数，发挥PDC钻头的优势。为此，塔里木油田在钻进盐上高陡地层时主要选用了Power-V 垂直钻井工具，并联合国内外厂家研制了高效PDC钻头。
2.1.1 Power-V垂直钻井工具
Power-V垂直钻井工具稳定性好，适用于井下各种复杂环境，近钻头推靠巴掌旋转指向纠斜，类似三稳定器满眼钻具组合钻进，满足下套管前通井钻具组合刚性需要。目前，塔里木油田主要应用了PD900型和PD1100型Power-V垂直钻井工具，适用于ϕ444.5，ϕ431.8，ϕ333.4 和ϕ311.1 mm井眼，工作参数为：转速60～200 r/min、排量38～75 L/s、最高承压170 MPa、最高耐温150 ℃、使用寿命超过200 h。施工过程中每趟钻要实测钻井泵的上水效率，准确计算工作压降；施加钻压保证钻具不发生弯曲，井底振动在中等程度以下；倒划眼时排量降至正常钻进排量的80%～90%，转速降至50～60 r/min[6]。
2.1.2 高效PDC钻头的研制
吉迪克组地层埋深5 000.00 m以深，压实程度高，普遍含砾石及石英颗粒，研磨性极强。克深7井吉迪克组地层使用常规PDC钻头钻进，复合片崩齿多，鼻部、肩部和碳化钨基底磨损严重，表明该地层研磨性极强，常规PDC钻头复合片抗冲击能力不足，导致钻头先期崩齿损坏失效。针对地层岩性特点和钻头磨损情况，联合史密斯钻头公司研制了X516、SI616和SDI516系列钻头，其具有以下特点：复合片的抗冲击性和抗研磨性高、布齿密度高，切削齿出露高度低，从而限制了钻头主切削齿吃入深度，可降低崩齿概率。联合DBS钻头公司研制了MM55RH和FX65D系列钻头，其中，MM55RH型钻头采用H3切削齿，提高了耐高温性，R1后缀齿平衡钻头轴向钻压，提高了钻头工作的稳定性，多重力平衡设计降低局部切削齿载荷；FX65D型钻头具有强热稳定性，并采用双排齿设计，提高了抗冲击性和研磨性[7-9]。
X516、SI616、SDI516系列钻头在1口井进行了现场试验，平均单只钻头进尺242.50 m，平均机械钻速1.40 m/h；FX65D、MM65H3系列钻头在1口井进行了现场试验，平均单只钻头进尺197.00 m，平均机械钻速1.42 m/h。与克深7井同层段国产常规PDC钻头相比，平均单只钻头进尺提高3～4倍，平均机械钻速提高3.0倍。
库车组—康村组上部地层为砂泥岩互层，地层可钻性好，选用中低密度布齿、强攻击性的PDC钻头。统计分析克深9气田该层段PDC钻头应用效果发现，百施特MS1953SS型、新速通STS915K型和DBS的SF56H3型、SF55H3型等钻头应用效果较好，其中，克深905井应用了STS915K型钻头，单只钻头进尺1 415.00 m，机械钻速高达26.20 m/h。
2.2 致密砂岩储层钻井提速技术
克深 9 气田致密砂岩储层约含50%的砾石，PDC钻头可钻性级值10～14。克深7井使用常规平面齿PDC钻头钻进储层的平均机械钻速只有0.57 m/h，平均单只钻头进尺48.87 m。为提高致密砂岩储层钻进速度，引进了史密斯360旋转齿钻头，并采用涡轮钻具+孕镶钻头提速技术，通过超高转速刻划磨蚀替代传统PDC的剪切破岩[10]。
2.2.1 360旋转齿钻头
传统PDC钻头切削齿复合片与地层的接触面积小，轻微磨损后攻击性大幅降低。360旋转齿钻头的外肩部安装能够360°旋转的复合片，在地层反作用力下，复合片可360°自由旋转，能避免复合片受力集中导致的过早磨损，整个复合片可全部接触地层，实现圆周均匀磨损，提高了复合片的利用率，使钻头使用寿命大幅度提高[11]。
2.2.2 涡轮钻具+孕镶钻头提速技术
涡轮钻具利用钻井液的高压液能，通过多组抗冲击叶片产生800～2 000 r/min的高转速，带动钻头高速旋转；其采用全金属构件，结构牢固，抗冲蚀，使用寿命达500 h，可抗320 ℃高温。孕镶钻头由天然金刚石、硬质合金和孕镶材料高温堆焊集结，通过孕镶齿中金刚石的自锐刻划磨蚀岩石。涡轮钻具+孕镶钻头提速技术是钻进可钻性差、研磨性强、砾石层石英含量高等极难钻地层的有效手段[12]。
2.3 盐膏层安全钻井技术
克深9气田盐膏层平均厚度500.00 m左右，埋深超深，地层压力系数高，蠕变性强，缩径阻卡、井漏、溢流等井下故障频发，且易诱发卡钻。盐膏层卡钻故障处理难度大，解卡成功率低，易导致回填侧钻，造成巨大损失。例如，克深904井钻至井深6 883.24 m时（盐膏层）发生卡钻，套铣、磨铣处理效率低，回填侧钻耗时达45.0 d。盐底卡层是盐膏层钻井阶段的关键环节，由于盐底岩性组合差异大，标志层底板泥岩薄、钻时高，导致盐底卡层难度极大，如钻过标志层会发生恶性漏失，盐膏层缩径卡钻风险大；如未钻至标志层则出现漏封，多下一层套管导致目的层小井眼完井，制约完井投产。
通过多口井钻井探索，分析总结盐膏层复杂情况，制定了盐膏层安全钻井技术措施[13]：
1）钻开盐膏层前进行地层承压试验，保证钻开盐膏层时的安全密度。井口安装旋转控制头，为溢流关井后带压活动钻具、安全起钻创造条件，避免关井后活动钻具受限发生卡钻。
2）选用大水眼钻头，以满足采用大粒径堵漏材料堵漏要求。一旦发生井漏应立即吊灌起钻，防止由漏失转为溢流错过起钻安全时间。
3）钻井参数异常时，采取“进一退三”试钻方式钻进。
4）通过短起下钻判断盐膏层蠕变情况，起下钻时控制阻卡钩载不超过100 kN，以划眼处理为主；中完作业采取扩眼、提高钻井液密度和测蠕变等措施，增长安全下套管时间。
5）如果预测有高压盐水层，钻开盐水层前进行承压堵漏，将上部地层承压能力提高至2.40 kg/L以上。
6）盐底卡层时，钻至标志层前30.00～50.00 m，改用小直径钻头钻导眼卡层（单趟进尺不超过1个立柱的长度），再用原钻头进行扩眼。
2.4 控压放水技术
克深9气田盐膏层普遍发育高压盐水，通过分析盐水层的溢流特点、建立物理模型，结合油基钻井液抗污染能力强的特点，试验应用了控压放水技术，且应用效果明显，为高压盐水层安全钻进提供了新的技术手段。
1）高压盐水层定容分析。构造运动、盐岩塑性流动挤压盐水层储集体，导致形成高压盐水层。分析实钻盐水层的溢流情况发现，高压盐水主要存储于泥岩裂缝中，盐水层也是漏层，裂缝开启和闭合导致溢漏转换，置换现象导致溢流发现滞后。反复提高钻井液密度压井，关井套压无降低趋势；降低钻井液密度后，关井套压随之降低，说明高压盐水储集体定容特性明显，具备放水泄压的物理条件[14]。
2）井筒安全性评估。由于使用油基钻井液钻进，井筒安全性评估就是定量分析油基钻井液抗盐水污染性能。采用克深904井密度2.57 kg/L的油基钻井液进行试验，模拟地层高压盐水组分，配置Cl–1质量密度19.0×104 mg/L、密度1.18 kg/L的盐水，盐水加量分别为10%，20%，30%和80%。试验结果表明，盐水加量为30%时油基钻井液破乳失去流动性；盐水加量低于30%时，随着盐水体积比增加，油基钻井液逐渐增稠，经处理可恢复原有性能。综合评价认为，盐水侵入量低于10%时，钻井液性能处于可控状态。
3）控压放水作业程序。针对油基钻井液抗盐水污染能力强的特点，高压盐水储集体定容可实施控压放水作业。具体作业流程为：调节节流管汇节流阀的开度来控制井口套压，控制高压盐水进入井筒的速度，精准计量排放量、排放速率，单次放水量不超过井筒容积的10%；节流循环排污调整钻井液性能后，关井求压验证排放效果；出水速率变小时，可适当降低钻井液密度；通过多次循环放水作业，绘制总排放水量与关井套压的关系曲线，检验放水效果。放水作业的主要风险是盐结晶堵塞环空和节流管汇，导致套压突然增大，防治措施是当监测到振动筛析出结晶盐或者套压异常波动时，上下调整节流阀的开度直至套压平稳[15]。
2.5 油基钻井液技术
克深9气田盐膏层埋深近7 500.00 m，井温高达170 ℃，钻进高压盐水层时钻井液密度需高达2.50～2.60 kg/L，普遍应用VERSACLEAN油基钻井液，该钻井液最高密度超过2.50 kg/L，抗温达180 ℃，稳定性好，抗污染能力强。基本配方为：柴油+2.5%氯化钙+2.0%～3.0%VERSAMUL+2.0%～3.0%VERSACOAT HF+0.5%～1.0%VERSAGEL HT+1.0%～1.5% VERSATROL+0.1%～0.2%ECOTROL RD+0.3%～0.6%SOLTEX–O+2.0%～3.0%石灰+重晶石。钻井液主要性能为：密度2.20～2.50 kg/L，漏斗黏度80～140 s，动切力5～10 Pa，塑性黏度小于70 mPa∙s，初切力1～5 Pa，终切力5～12 Pa，油水比（95～75）/（5～25），150 ℃高温高压滤失量不大于10 mL，破乳电压不低于400 V[16]。
主要维护措施：控制油水比稳定在（90～85）/（10～15）范围内；监测氯离子变化情况，控制150 ℃高温高压滤失量不超过10 mL，维持破乳电压大于400 V；一旦高温高压滤液中见到自由水，且高温高压滤失量有增大趋势，及时加入VERSAMUL和VERSACOAT进行处理。向井浆补充重晶石提高密度时，同时补充乳化剂、润湿剂，以保持重晶石的润湿性。钻进过程中根据高温高压滤失量和破乳电压变化情况，调整乳化剂加量。
3. 现场应用
克深9气田第一轮钻了4口井，平均钻井周期420.0 d，平均机械钻速2.30 m/h，平均单井故障处理时效8.7%。复杂超深井钻井关键技术在2口井进行了现场试验，平均钻井周期368.0 d，平均机械钻速2.60 m/h，平均故障处理时效4.6%。与应用前相比，单井钻井周期平均缩短52.0 d，平均机械钻速提高13.0%，故障处理时效降低4.1百分点。
1）垂直钻井工具+高效PDC钻头提速技术。克深9–2井盐上地层井段长6 749.00 m，251.00～6 749.00 m井段使用垂直钻井工具，将井斜角控制在1.0°以内。库车组地层应用STS915K、SF56H3强攻击性PDC钻头，康村组下部—吉迪克组地层应用史密斯SI516、MI516和X516高抗研磨性PDC钻头，共使用钻头16只，钻井周期140.0 d，平均单只钻头进尺422.00 m，平均机械钻速3.45 m/h，与该气田同层段平均钻井指标相比，平均机械钻速提高30.0%，单只钻头平均进尺提高73.0%，钻井周期缩短49.0 d，提速效果显著。
2）致密砂岩储层钻井提速技术应用效果。克深905井、克深9–1井使用360旋转齿钻头钻进致密砂岩储层，与使用常规固定齿PDC钻头的克深9井相比，平均单只钻头进尺提高39%，平均机械钻速提高40.0%～68.0%；克深902井使用了涡轮+孕镶钻头，平均单只钻头进尺提高59.0%，平均机械钻速提高86%（见表1）。
表 1 致密砂岩储层钻井提速技术应用效果Table 1. Application of speed-up drilling technology in tight sandstone reservoirs井号 提速技术 使用井段/m 单只钻头进尺/m 平均机械钻速/（m·h−1） 克深9井 常规PDC钻头 7 388.00～7 458.00 70.00 0.50 克深905井 360旋转齿钻头 7 488.00～7 585.00 97.00 0.84 克深9–1井 360旋转齿钻头 7 534.00～7 631.00 97.00 0.70 克深902井 涡轮+孕镶钻头 7 824.50～7 926.00 101.50 0.93 3）控压放水技术、盐膏层安全钻井技术措施和油基钻井液技术应用效果。克深907井、克深905井盐膏层井段平均长643.00 m，应用盐膏层安全钻井技术措施、高密度油基钻井液技术和控压放水技术，平均钻井周期65.0 d，未发生井下故障，与第一轮的4口井（盐膏层井段长574.00 m、钻井周期121.0 d）相比，盐膏层平均钻井周期缩短56.0 d。
克深905井钻至井深6 975.00 m时发生盐水溢流，此时钻井液密度2.45 kg/L，将钻井液密度提至2.58 kg/L压稳后，钻至井深7 229.00 m时频繁发生井漏，将钻井液密度降至2.56 kg/L时发生溢流，安全密度窗口0.02 kg/L，决定应用控压放水技术。该井控压放水18次，累计排放盐水189.9 m3，钻井液密度从2.58 kg/L逐步降至2.49 kg/L，不漏不溢，安全密度窗口由0.02 kg/L扩大至0.09 kg/L，使用密度2.49 kg/L的钻井液顺利钻至中完井深（见图1）。
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图 1 克深905井控压放水应用效果Figure 1. Application effect of pressure management water drainage in Well Keshen 905盐膏层井段使用油基钻井液钻进，其密度最高达2.58 kg/L，性能稳定，钻遇高压盐水层后多次实施控压放水，钻井液油水比最低降至70/30，未出现井壁垮塌情况，经过处理调整后钻井液性能恢复，表明该油基钻井液具有较强的抗盐水污染能力。
4. 结论与建议
1）垂直钻井工具+高效PDC钻头是盐上高陡地层最主要的钻井提速技术；致密砂岩储层应用360旋转齿钻头、涡轮钻具+孕镶钻井技术，提速效果显著，但涡轮钻具堵漏作业受限，长时间高泵压钻进对循环系统抗压性能要求高。
2）吉迪克组难钻地层应用史密斯、DBS高效PDC钻头钻进，取得了一定的提速效果，但平均机械钻速低于1.50 m/h，提速潜力巨大，建议试验应用个性化PDC钻头+扭冲工具+垂直钻井工具、非平面齿钻头+大扭矩螺杆+垂直钻井工具等多种提速工具。
3）控压放水技术仅适用于小储量盐水定容体；对于容水量大的高压盐水层，需继续探索高密度油基钻井液精细控压钻井技术，加大盐膏层油基钻井液堵漏技术研究力度，利用高效的堵漏技术提高薄弱地层的承压能力，增大安全密度窗口。
4）克深9气田超深井地质构造复杂，吉迪克组地层、盐膏层井下故障频发，目前主要靠经验判断处理，建议引进井下安全监测工具，实时掌握井下钻具的工作状态，及时发现井下安全隐患。
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