Calculation Method for Complex Fracture Network Area of Shale Fracturing Based on Octree Grid
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摘要:
深层页岩气主要采用切割压裂技术开发，但基于微地震监测计算储层改造体积的压裂效果评价方法只适用于中深层页岩气体积压裂，不适用评价深层页岩气密切割压裂效果。为此，基于八叉树网格，建立了一种压裂复杂缝网面积估算模型，通过估算压裂复杂缝网面积评价深层页岩气密切割压裂效果。压裂复杂缝网面积估算模型将微地震事件分解为八叉树网格，并基于网格等效面积方法构建了三维复杂缝网面积等效模型，实现了在无需重构缝网的情况下对缝网面积的高效估算。为了定量评价所建模型的计算误差，建立了基于高斯混合模型的合成微地震事件点生成方法。模拟结果表明，压裂复杂缝网面积估算模型具有良好的计算效率和估算精度。现场应用实例表明，与传统的储层改造体积评价方法相比，储层改造缝网面积法能够更加精细地表征深层页岩气密切割压裂的效果。
Abstract:Deep shale gas is mainly developed by cutting fracturing technology. However, the fracturing effect evaluation method based on microseismic event monitoring for calculating stimulated reservoir volume (SRV) is only suitable for volume fracturing of shale gas wells in medium and deep formations, and it is not applicable for evaluating the tight cutting fracturing effectiveness of deep shale gas wells. Therefore, a model for estimating the area of complex fracture network based on the octree grid was established to evaluate the effectiveness of tight cutting fracturing in deep shale gas wells by estimating the complex fracture network area. This model decomposes microseismic events into octree grids and a three-dimensional complex fracture network area equivalent model based on the grid equivalent area method was constructed, by which the area of fracture network can be efficiently estimated without reconstructing the fracture network. In order to quantitatively evaluate the calculation error of this model, a set of synthetic microseismic event point generation methods based on the Gaussian mixture model was established. The simulation results show that this method has high calculation efficiency and estimation accuracy. Field application examples show that compared with the traditional SRV evaluation method, the method can more accurately evaluate the effectiveness of tight cutting fracturing in deep shale gas wells.
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准噶尔盆地已探明油气当量超过100×108 t，已成为中国石化西部新区“增储上产”的重要战略接替领域[1-3]。但准噶尔盆地油气储层埋藏较深，区域地质构造复杂，面临诸多钻井工程技术难题，严重影响了该盆地油气勘探开发的综合效益[4-6]。其中，高地应力条件下硬脆性页岩地层易井壁失稳，极易诱发井壁坍塌、起下钻遇阻和卡钻等井下故障。同时，山前构造带地应力强且复杂，钻井液安全密度窗口窄，进一步加剧了硬脆性页岩地层井壁失稳的问题[7-8]。统计资料表明，准噶尔盆地油气钻探开发中存在井壁失稳问题的井约占50%以上，每年由此造成的经济损失超8 000万元[9]。因此，硬脆性页岩地层井壁失稳问题已经成为制约准噶尔盆地油气勘探开发的关键技术难题之一。
为了解决硬脆性泥页岩地层井壁失稳的问题，专家学者陆续研发了一系列防塌钻井液：余加水等人[10]采用高浓度的包被剂，配合氯化钾的强抑制作用、超细碳酸钙及乳化沥青的强封堵作用，达到了稳定白垩系和侏罗系泥岩地层井壁的效果；刘四海等人[11]针对南缘山前构造硬脆性泥页岩破碎带剥落掉块的问题，开发了具有强抑制和强封堵作用的钾盐–石灰–聚合物钻井液，但需要严格控制有害固相含量，对现场固控设备要求较高；邱春阳等人[12]利用渗透成膜封堵剂、沥青防塌剂和超细碳酸钙的协同增效作用，强化封堵硬脆性泥页岩地层的微裂缝，并利用有机胺、KPAM增强钻井液的抑制性，取得了较好的井壁稳定效果。综合上述分析可知，现有防塌钻井液主要通过优化物理封堵与化学抑制性能来强化钻井液的井壁稳定性能，缺乏对硬脆性页岩微纳米尺度组构表征的研究，造成钻井液“多尺度”致密封堵性能优化缺少依据。
为此，笔者针对准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳的问题，在研究硬脆性页岩微纳米尺度组构特征的基础上，探讨了基于多尺度封堵协同稳定井壁的技术对策，构建了分别适用于开发井与探井的多尺度致密封堵水基钻井液，并进行了现场试验，为解决准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳的问题提供了技术支撑。
1. 基于多尺度封堵协同稳定井壁的技术对策
选用准噶尔盆地清水河组、头屯河组页岩岩样，采用X-射线衍射方法分析了其矿物组成，利用扫描电子显微镜与氮气吸附试验分析了其组构特征。从矿物组成分析结果（见表1和表2）可看出，清水河组和头屯河组页岩岩样的黏土矿物以伊/蒙混层为主，且伊/蒙混层与伊利石含量大于90%，岩石脆性指数平均为56.06%，属于典型的硬脆性页岩。由扫描电子显微镜扫描结果（见图1）和氮气吸附试验结果（见图2）可知，清水河组和头屯河组地层微裂缝发育，缝隙开度的分布范围为0.24～5.93 μm；同时发育大量的纳米裂隙，裂隙直径平均为14.48 nm。综合上述分析可知，准噶尔盆地硬脆性页岩的微观组构具有“裂隙（纳米）–微裂缝（微米）”的多尺度特征，其中硬脆性页岩地层微裂缝与纳米裂隙是钻井液进入地层的天然通道，也是导致井壁失稳的关键因素。
表 1 准噶尔盆地清水河组、头屯河组页岩全岩矿物分析结果Table 1. Whole-rock mineral analysis results of shales from Qingshuihe Formation and Toutunhe Formation in Junggar Basin地层 全岩矿物含量，% 脆性
指数石英 斜长石 方解石 白云石 菱铁矿 赤铁矿 黏土矿物 清水
河组30 8 2 3 1 3 53 0.4839 32 9 2 4 2 51 0.5424 34 7 1 5 4 49 0.5763 头屯
河组34 15 10 3 3 4 31 0.6667 33 13 8 3 5 38 0.6111 29 11 10 5 2 8 35 0.4833 ![]()
图 2 硬脆性页岩的氮气吸附孔径分布曲线Figure 2. Pore size distribution curve of nitrogen adsorption in hard and brittle shales表 2 准噶尔盆地清水河组、头屯河组页岩黏土矿物分 析结果Table 2. Clay mineral analysis results of shales of Qingshuihe Formation and Toutunhe Formation in Junggar Basin地层 黏土矿物相对含量，% 高岭石 绿泥石 伊利石 伊/蒙混层 间层比 清水河组 1 0 2 97 75 1 0 1 98 70 2 0 1 97 75 头屯河组 2 3 7 88 65 2 3 9 86 65 2 3 5 90 70 因此，针对准噶尔盆地硬脆性页岩的微纳米尺度缝隙发育特征，根据多元协同井壁稳定理论[13]，采取基于多尺度封堵协同稳定井壁的技术对策，即强化钻井液对硬脆性页岩的“多尺度”致密封堵性能，增强钻井液抑制页岩表面水化的能力，确定合理钻井液密度实现有效应力支撑井壁，实现协同强化稳定井壁，为准噶尔盆地硬脆性页岩井壁稳定钻井液优化提供依据。
1.1 多尺度致密封固井壁
对于微纳米尺度缝隙发育的硬脆性页岩地层，加强钻井液封堵–固结井壁能力，阻止钻井液压力传递与滤液侵入，是实现硬脆性页岩地层井壁稳定“标本兼治”的关键技术措施[14]。但常用封堵剂的粒径多处于微米尺度，超细碳酸钙、沥青等难以匹配硬脆性页岩“裂隙（纳米）–微裂缝（微米）”的多尺度封堵要求，无法进入页岩内部形成致密封堵层[15-17]。D-3井三开钻遇清水河组硬脆性页岩地层时，先后采用超细碳酸钙、沥青、成膜剂和聚合醇等多种封堵剂来提高钻井液的封堵防塌性能，但仍无法满足封堵微纳米尺度缝隙的要求，频繁出现井壁掉块、起下钻遇阻和沉砂卡钻等复杂情况，清水河组井段的平均井径扩大率高达21.89%。
因此，优先选用纳米封堵剂、化学封堵剂等，加强钻井液“物理封堵、化学固结”井壁的能力[18]，快速有效地封固页岩微裂缝与纳米裂隙，达到“多尺度”致密封堵效果，一方面能够阻缓钻井液压力传递和滤液侵入，减弱页岩表面水化效应，尽可能地保持近井壁岩石的原有强度，另一方面也为合理密度钻井液有效应力支撑井壁提供必要条件。
1.2 有效应力支撑井壁
岩石力学分析表明，硬脆性页岩地层井壁坍塌失稳的主要原因是钻井液流体压力较低，即钻井液密度偏低，井壁岩石所受应力超过其抗剪切强度，从而产生剪切破坏所造成的，一般表现为剪切破坏而井壁剥落掉块，造成井径扩大、起下钻遇阻和卡钻等井下故障[19]。因此，前期探井钻井过程中，由于缺乏钻井液密度等重要的邻井资料，现场施工时只能通过提高钻井液密度来改善井壁失稳；但由于硬脆性页岩微纳米尺度缝隙发育，钻井液封固井壁能力不足，单纯通过提高钻井液密度来维持井壁稳定，会进一步加剧钻井液压力传递与滤液侵入，促进页岩水化，产生更显著的水化应力，反而削弱了有效应力支撑井壁的作用。D-21井三开井段钻进头屯河组时，振动筛返出大量井壁掉块，频繁通过提高钻井液密度来维持井壁稳定，但沥青、超细碳酸钙等封堵剂的加量明显不足，形成了“井壁失稳—提高钻井液密度—失稳加剧—再提高钻井液密度”的恶性循环。D-21井钻至井深4 087.00 m时发生井塌卡钻，解卡无效后只能填井侧钻。
因此，保证井壁力学稳定性的必要条件是利用已钻邻井实测地层压力、地层破裂压力试验等资料，精准预测地层压力、坍塌压力和破裂压力剖面，确定合理的钻井液安全密度窗口，通过有效应力支撑井壁。但值得注意的是，加强钻井液“物理封堵、化学固结”井壁的能力，是合理密度钻井液提供有效应力支撑井壁的关键。
1.3 强化抑制页岩表面水化
前期采用复合盐水钻井液，由于其中的氯化钾、氯化钠能增强钻井液的水化抑制性能，一定程度上改善了准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳的问题。因此，优先选用氯化钾、氯化钠作为低成本复合无机盐抑制剂，一方面可以提高钻井液的抑制性能，另一方面还可以降低钻井液的水活度，发挥有限化学活度平衡防塌作用。此外，重点探井钻井施工时，为了尽量避免复合盐水对电阻率测井精度的影响，优选采用新型聚胺强抑制剂[20]，增强钻井液的水化抑制性能。
2. 多尺度致密封堵水基钻井液
基于以多尺度致密封堵为核心的协同稳定井壁技术对策，在现用聚合物钻井液基础上，重点优化了钻井液的多尺度封堵与抑制性能，构建了适用于开发井的多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1、适合于探井的多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-2，并评价了钻井液YHDF-1和YHDF-2的流变性、滤失性、封堵防塌和水化抑制性能。
2.1 钻井液构建
选用纳米封堵剂WS-1（D50为160 nm）、铝基化学封堵剂DLP-1，发挥纳米封堵剂WS-1“吸附–架桥–填充”和化学封堵剂DLP-1“沉淀–固结–封堵”协同增效作用封堵纳米裂隙 [21]，同时配合使用沥青类封堵防塌剂SDOS、粒径级配超细碳酸钙QS-2封堵页岩微裂缝，实现“多尺度”致密封堵效果。选用聚胺强抑制剂SDJA增强钻井液的抑制性，保证探井钻井液的抑制性；KCl和NaCl复合使用，提高开发井钻井液的抑制性能。
通过配伍性评价及处理剂加量优化，构建了多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1（适用于开发井）和YHDF-2（适用于探井）。YHDF-1的基本配方为4.00%膨润土浆＋0.50%NaOH＋0.15%FA36＋3.00%SMP-II＋3.00%SPNH＋2.00%SDOS＋2.50%WS-1＋1.00%DLP-1＋5.00%NaCl＋3.00%KCl＋5.00%QS-2＋3.00%LUBE＋2.00%SF260，可以根据钻井需要用重晶石调整密度。YHDF-2的基本配方为4.00%膨润土浆＋0.50%NaOH＋0.15%FA367＋3.00%SMP-II＋3.00%SPNH＋2.00%SDOS＋2.50%WS-1＋1.00%DLP-1＋0.70%SDJA-2＋5.00%QS-2＋3.00%LUBE＋2.00%SF260，可以根据钻井需要用重晶石调整密度。
2.2 性能评价
2.2.1 流变性和滤失性
采用六速旋转黏度计和中压滤失仪评价密度1.6 kg/L钻井液YHDF-1和YHDF-2的流变性和滤失性能，结果见表3。由表3可知，钻井液YHDF-1和YHDF-2的黏度和切力老化前后变化很小，老化后的API滤失量小于3.0 mL，高温高压滤失量小于7.0 mL。这说明钻井液YHDF-1、YHDF-2的流变性和降滤失性良好，其抗温能力可达150 ℃，能满足准噶尔盆地钻井对钻井液流变性和滤失性的要求。
表 3 钻井液流变性和滤失性评价结果Table 3. Evaluation results of rheology and filtration of drilling fluids配方 测试
条件表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/
PaAPI滤失量/mL 高温高压滤失量/mL pH值 YHDF-1 老化前 78.0 63.5 14.5 3.5/8.5 1.6 11 老化后 64.0 54.0 10.0 2.5/7.5 1.4 5.8 10 YHDF-2 老化前 78.0 64.0 14.0 6.0/12.0 2.0 11 老化后 74.0 63.0 11.0 5.0/9.5 1.4 6.4 10 注：老化条件为在温度150 ℃下滚动16 h，高温高压滤失量测试条件为150 ℃/3.5 MPa。 2.2.2 封堵防塌性
1）渗透性砂盘封堵试验。利用渗透性封堵试验装置（permeability plugging appertus，PPA），选用渗透率为400 mD的砂盘，在150 ℃/7.0 MPa条件下评价钻井液YHDF-1和YHDF-2的渗透性封堵性能，结果见图3。由图3（a）可知，现用聚合物钻井液QFD的PPA滤失量达39.2 mL，而钻井液YHDF-1和YHDF-2的PPA滤失量仅为17.8和13.2 mL。
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图 3 钻井液渗透性封堵性能评价结果Figure 3. Evaluation results of permeability and plugging performance of drilling fluids由图3（b）可知：现用聚合物钻井液QFD的瞬时滤失量为5.0 mL，静态滤失速率为2.8 mL/min1/2；钻井液YHDF-1和YHDF-2的瞬时滤失量分别为0.7和1.0 mL，静态滤失速率分别为1.6 和1.0 mL/min1/2。上述分析可知，钻井液YHDF-1和YHDF-2具有良好的渗透性封堵性能，能够快速地封堵微纳米尺度孔隙与裂缝，增强井壁稳定性。
2）压力传递试验。选用准噶尔盆地天然硬脆性页岩岩样，采用泥页岩水化–力学耦合模拟试验装置，评价了钻井液YHDF-1、YHDF-2的“多尺度”封堵性能，结果见图4。由图4可知：当上游、下游试验流体都为3%NaCl溶液时，下游流体压力迅速增大，仅需要0.8 h左右就可以完全“穿透”岩样，即上游、下游压力相等；当上游试验流体更换为现用聚合物钻井液QFD后，上游流体压力“穿透”页岩岩样所需时间增长至8.4 h；当上游试验流体更换为钻井液YHDF-1和YHDF-2后，上游流体压力“穿透”页岩岩样所需时间均大幅增长，分别为14.7和12.5 h。
计算页岩岩样渗透率可知，页岩岩样的原始渗透率为4.12×10−7 D，用钻井液QFD作用后，页岩岩样渗透率降至8.69×10−8 D；用钻井液YHDF-1和YHDF-2作用后，页岩岩样渗透率降至2.86×10−8和4.03×10−8 D，渗透率降低率达90%以上。综上所述，微纳米封堵剂WS-1与化学封堵剂DLP-1等协同作用，强化了钻井液YHDF-1和YHDF-2的“多尺度”封堵性能，能够有效封堵硬脆性页岩微纳米裂隙，阻缓钻井液压力传递及滤液侵入，增强井壁稳定性。
2.2.3 水化抑制性能
选用准噶尔盆地天然硬脆性页岩岩屑，测定其在清水、钻井液YHDF-1和YHDF-2中的滚动回收率，结果为：天然硬脆性页岩岩屑在清水、钻井液YHDF-1和YHDF-2中的滚动回收率分别为30.06%，95.53%和95.67%。这表明，钻井液YHDF-1和YHDF-2抑制页岩水化分散的性能较强。选用二级标准膨润土制作岩样，测定其在清水、钻井液YHDF-1和YHDF-2中的8 h线性膨胀率，膨润土岩样在清水中迅速水化膨胀，8 h线性膨胀率超过55%，在钻井液YHDF-1和YHDF-2中的8 h线性膨胀率仅分别为2.75%和3.75%。综合分析上述试验结果，钻井液YHDF-1和YHDF-2具有良好的抑制页岩水化分散、膨胀的性能。此外，聚胺强抑制剂SDJA或复合无机盐抑制剂都能抑制硬脆性页岩水化，可以解决重点探井钻井时复合盐水钻井液影响电阻率测井的问题。
3. 现场试验
多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1和YHDF-2分别在准噶尔盆地评价井D-72井、预探井D-12井进行了现场试验，均未发生与井壁稳定相关的井下故障，硬脆性页岩地层井段的平均井径扩大率小于10.0%，较好地解决了准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳的问题。
D-72井为部署在准噶尔盆地阜康凹陷东部北斜坡的一口评价直井，设计完钻井深4 360.00 m。D-72井三开钻遇清水河组和头屯河组，而清水河组和头屯河组发育棕红色泥岩、褐色泥页岩、灰绿色泥页岩，微裂缝发育，岩性硬脆，水化分散性强，井壁稳定性差，极易发生井壁掉块，严重影响钻井时效。该井三开开钻前调整钻井液性能，利用固控设备净化钻井液，将钻井液中膨润土含量控制在30～40 mg/L，漏斗黏度控制在60～65 s，逐步转换成多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1;进入清水河组前，一次加入2%～3%微纳米封堵剂WS-1、2%～3%封堵防塌剂SDOS和3%～5%超细碳酸钙QS-2等，提高钻井液的“多尺度”封堵性能，封堵页岩、煤层的微裂缝；根据钻遇地层情况，及时调整钻井液密度，钻进清水河组、头屯河组和西山窑组时的钻井液密度分别为1.55，1.58 和1.63 kg/L，实现有效应力支撑稳定井壁。同时，适当提高钻井液的黏度、切力和动塑比，以提高钻井液的携岩能力，保证井眼清洁。D-72井三开钻进过程中未发生与井壁稳定相关的井下故障，起下钻畅通无阻，电测一次成功率100%。该井头屯河组井段的井径扩大率最大为9.95%，平均为6.78%；而邻井D-2井未应用钻井液YHDF-1，头屯河组井段的井径扩大率最大为146.51%，平均为29.28%。
D-12井是部署在准噶尔盆地中央坳陷阜康凹陷东部斜坡带的一口重点预探直井，设计完钻井深4 520.00 m。该井三开钻遇清水河组、头屯河组，而清水河组、头屯河组发育紫红色泥页岩、褐红色泥页岩，具有较强的水化膨胀、分散性能，且发育不同尺度的微裂缝–裂隙，局部地应力较强，会加剧井壁失稳问题。因此，该井三开采用多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-2，三开钻进过程中钻井液的流变性和滤失性能稳定，钻井施工顺利，未发生与井壁稳定相关的井下故障，电测一次成功率100%，清水河组井段的井径扩大率平均为7.96%，头屯河组井段的井径扩大率平均为9.86%。这表明钻井液YHDF-2能抑制硬脆性页岩水化分散、膨胀，封堵硬脆性页岩中的微裂缝与纳米裂隙。
4. 结 论
1）提出了基于多尺度封堵协同稳定井壁的技术对策，构建了多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1和YHDF-2。
2）现场试验效果表明，多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1和YHDF-2可以解决准噶尔盆地硬脆性页岩井壁失稳的问题。
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图 2 微地震事件点集的八叉树网格划分示意
Figure 2. Octree grid decomposition of microseismic event point set
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图 3 微地震事件点集对应的多层次网格结构
Figure 3. Multi-level grid structure corresponding to microseismic event points
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图 5 八叉树缝网面积计算模型模拟验证流程
Figure 5. Simulation and verification process of fracture network area calculation model based on octree grid
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图 6 不同数量裂缝缝网事件点集对应等效网格的提取
Figure 6. Extraction of equivalent grids corresponding to fracture network event point sets with different numbers of fractures
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图 7 不同裂缝数量缝网等效缝网面积和真实缝网面积的模拟计算结果
Figure 7. Simulated calculation results of equivalent fracture network area and actual fracture network area with different numbers of fractures
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图 8 不同裂缝数量缝网等效面积的平均相对误差
Figure 8. Average relative errors of equivalent fracture network area with different numbers of fractures
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图 9 B平台水平井压裂过程中监测得到的微地震事件点
Figure 9. Microseismic event points monitored during the fracturing process of horizontal wells on platform B
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图 10 B平台3口水平井事件点的数量和密度分布
Figure 10. Number and density distribution of event points for three horizontal wells on platform B
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图 11 B平台3口水平井150 d的累计产量
Figure 11. Cumulative gas production of three horizontal wells on platform B over 150 days
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图 12 B平台3口水平井SRV模型的计算结果
Figure 12. SRV model calculation results of three horizontal wells on platform B
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