克深气田兼具裂缝性致密储层和超深超高压特征^[1-3]，目的层为下白垩统巴什基奇克组，属于扇三角洲—辫状河三角洲前缘沉积，砂体厚度大(为280~320m)，横向叠置连片，隔/夹层不发育^[4-5]。埋藏深度大(为6500~8000m)导致压实作用强、地应力高^[6-8]，储层基质物性较差; 储层孔隙度平均为4.1%，渗透率平均为0.05mD，裂缝发育，以充填—半充填高角度缝为主，其次为斜交缝及网状缝^[9]。基于井控安全考虑，克深区块储层钻完井过程采用了较高密度钻井液(密度普遍大于2.0g/m³)^[10]，对目的层伤害较严重，同时储层基质较致密，90%以上新井需进行储层改造才可效益投产。针对该区块储层改造采用的缝网改造技术，在天然裂缝较发育储层取得了一定的改造增产效果。对人工裂缝形态及整体改造措施的精准评估分析，是提高改造针对性的必要手段。目前，已开发大量直接及间接的技术方法，对改造后的人工裂缝形态进行分析研究，包括地面测斜仪、井下微地震、压后生产测井，以及光纤监测、液体及陶粒示踪剂监测、直接钻验证井取心等^[11-18]。对于“三超”井(即超深、超高压、超高温)的改造评估，井控风险及实际操作难度导致以上技术手段均未有效应用，仅进行了个别试验，至今尚未形成针对“三超”井改造后高效评估的技术手段。本文基于缝网改造施工压力变化情况，与压裂施工理论曲线压力上升—地层破裂—压力下降—裂缝延伸—压力稳定这一过程进行详细的对比研究。参考井下微地震解释认识，以实例井分析证实，克深区块超深井改造形成缝网的有效性不足，需对目前缝网改造技术深化研究。

克深裂缝性超深超高温超高压储层改造难点包括：①施工压力高(70%施工井施工压力近120MPa, 最高为136MPa)。由于储层埋藏深、孔隙压力高且构造应力强，使得该类储层施工压力高，施工难度大、风险高，甚至出现由于井口压力超过设备限压无法进行施工的现象。②均匀布酸困难(储层纵向跨度最大近300m)，常规酸化解堵难以奏效。由于钻完井阶段采用高密度钻井液，储层伤害严重且伤害深度大，常规酸化仅能处理近井地带，不能有效处理储层深部伤害。目的层跨度大，小层物性差异导致储层纵向全动用困难。克深13井经酸压改造日产气6×10⁴m³，后经重复加砂压裂获得高产，区块勘探获得突破。③水力压裂砂堵风险高。由于该类储层天然裂缝异常发育，极易形成多裂缝等复杂裂缝形态，同时施工排量低、施工压力高使得该类储层加砂压裂时易出现脱砂甚至砂堵。

针对克深储层改造难点，储层改造过程中采用的重要工艺技术措施之一为横向沟通天然裂缝与纵向投球分层相结合的缝网体积改造。①横向缝网改造。借助较为发育的天然裂缝系统，使人工水力裂缝沟通尽量多的天然裂缝，同时采用纤维等暂堵剂实施暂堵转向，打开更多天然裂缝，形成由人工裂缝与天然裂缝共同构成的缝网系统。②纵向分层改造。极端工况条件下，机械分层风险高，库车山前超深巨厚储层多采用组合颗粒暂堵球(1mm+3mm+5mm+8mm)与纤维相结合的暂堵分层工艺，实现多层改造，提高储层纵向动用程度。

缝网体积改造技术在库车山前取得了较好的应用效果，但储层改造后低产井比例仍较高，其“三超”特点要求单井必须高产才具有开发价值^[19]。因此，需要对该改造技术进行更加高效评估分析，提高“三超”井体积改造技术水平。

随着储层改造技术的发展，体积/缝网改造已成为主流技术^[20-22]，在页岩气储层、致密气储层、致密油储层等非常规储层领域得到广泛应用。缝网改造技术在塔里木油田已经得到广泛应用，但受限于改造后评估手段^[23-24]，对缝网改造技术适用性的认识研究不够深入，需对缝网改造地质条件及力学条件结合实例井进行分析。

缝网压裂是近年来伴随天然裂缝性储层压裂理论研究而发展起来的一项新型压裂理论和工艺技术^[20]。前人采用边界元法进行深入研究，提出了以净压力系数R_n及人工裂缝与天然裂缝夹角表征缝网形成条件^[25-26]。对于水平井：人工裂缝与天然裂缝夹角为90°，当R_n=5时，多裂缝形成的缝网较为明显和充分; 当R_n=2时，缝网有一定的延伸，但不充分; 当R_n=1时，人工裂缝不连接天然裂缝，缝网不发育。对于直井：当人工裂缝与天然裂缝夹角为0°时，即使R_n=5，人工裂缝与天然裂缝也不连接，不能形成缝网; 在人工裂缝与天然裂缝夹角为5°时，若R_n=5，能形成较好的缝网，若R_n=2，人工裂缝与天然裂缝不连接，不能形成缝网。

要改变人工裂缝的延伸轨迹并形成缝网，主要受两个参数的控制：一是人工裂缝与天然裂缝的夹角，二是水平主应力差^[27-28]。依据人工裂缝与天然裂缝的相互作用，提出了在人工裂缝与天然裂缝夹角较小的情况下(小于30°)，无论水平主应力差值多大，天然裂缝都可能会张开，改变原有的延伸路径，为形成缝网创造条件。而在夹角中等情况下(为30°~60°)，若水平主应力差值较小(相差30%以内)，天然裂缝会张开，具有形成缝网的条件; 若水平主应力差值较大(相差50%以上)，天然裂缝不会张开，人工裂缝直接穿过天然裂缝向前延伸，不具有形成缝网的条件。在夹角较大的情况下(大于60°)，无论水平主应力差值多大，天然裂缝都不会张开，人工裂缝直接穿过天然裂缝向前延伸，不具有形成缝网的条件。

实现缝网压裂的主要途径是合理利用储层水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系。当裂缝延伸净压力大于储层天然裂缝或胶结弱面张开所需的临界压力时产生分支缝，或当裂缝延伸净压力达到某一数值时可直接在岩石本体产生分支缝，形成初步的缝网系统; 以主裂缝为缝网系统的主干，分支缝可能在偏离主裂缝延伸一定长度后又恢复到原来的裂缝方位，或者张开一些与主裂缝呈一定角度的分支缝，最终都可形成以主裂缝为主干的纵横交错的网状缝系统，这种实现网状效果的压裂技术统称为缝网压裂技术。缝网有两层含义：①主裂缝支撑/酸蚀缝长达到预期目标; ②在主裂缝基础上形成多缝直至形成缝网系统。

对于天然裂缝较发育的储层改造，水力裂缝与天然裂缝相交后可能出现4种情况：水力裂缝恰好延伸至天然裂缝(图 1a); 水力裂缝与天然裂缝相交，液体滤失进入天然裂缝，导致天然裂缝张开(图 1b); 水力裂缝穿过天然裂缝向前延伸(图 1c); 水力裂缝穿过天然裂缝向前延伸同时液体进入天然裂缝，引起天然裂缝开启(图 1d)。

图 1

图 1 水力裂缝与天然裂缝相交后4种形态 Fig. 1 Four scenarios of hydraulic fractures intersection with natural fractures 蓝色表示水力裂缝; 红色表示天然裂缝

在水力裂缝与天然裂缝相交后的4种形态中，图 1d为理想状态，即水力裂缝不断延伸过程中，穿过更多天然裂缝，同时水力作用开启天然裂缝，最终水力裂缝与天然裂缝相互作用形成缝网系统，极大提高改造体积。此时应满足的力学条件为：

式中t——施工过程中某一时间点;

p_net(t)——施工过程中的净压力，MPa;

σ₁——最大水平主应力，MPa;

σ₃——最小水平主应力，MPa;

θ——天然裂缝与水力裂缝夹角，(°);

T_o——岩石抗张强度，MPa。

由公式(1)可知，泵注液体过程中，净压力大于岩石抗张强度，即可保证裂缝沿最大主应力方向不断向前延伸; 同时，由于泵注作用，液体进入天然裂缝时使天然裂缝开启，相交点处天然裂缝内的净压力即为p_net(t)，该净压力要满足大于作用于天然裂缝面上的正应力即可使天然裂缝进一步张开，并随着液体泵入而不断延伸。

从图 1d形态形成过程可知，水力裂缝穿过多条天然裂缝后，若存在部分未开启的天然裂缝，通过缝内暂堵使其张开的一个重要条件是增加净压力，达到使未开启天然裂缝开启的力学临界值。泵注过程中，由于液体进入天然裂缝会改变天然裂缝面的受力状态，在适当降低天然裂缝面的正应力且不增加净压力的情况下，也可能开启天然裂缝，达到该状态前提是天然裂缝本身渗透率较高且泵注液体黏度足够低，对超深致密储层改造而言，很难同时满足这两个条件。因此，缝内暂堵开启更多天然裂缝需明显提高人工裂缝内净压力。

克深2-A井为位于库车山前克拉苏构造带克深2构造的一口开发井，该井目的层段巴什基奇克组埋深大(为6853m)、地层压力高(压力系数为1.75)、温度高(为175℃)、地应力高(大于145MPa); 测井解释气层65.0m/18层、差气层48.5m/24层，储层平均孔隙度为7.18%，平均含气饱和度为68.01%。该井全井段裂缝走向主要为北西—南东向，其次为近东西向，倾向以南西向为主，倾角主要为60°~90°; 钻井诱导缝走向(即最大水平主应力方向)为北西—南东向，主要裂缝方向与现今最大水平主应力方向呈小角度相交，即在现今构造应力场中大部分裂缝容易保持开启。

改造原则：以冻胶、纤维携砂为主，形成主裂缝，利用纤维在人工裂缝内的桥堵作用，增加缝内净压力，促进裂缝转向; 降阻水加砂为辅，制造大规模网状复杂裂缝，优选颗粒暂堵球与纤维分两级进行层间转向。邻井井底设置微地震监测装置，实时监测解释人工裂缝延伸状况。

实际施工参数：挤入地层总液量1664m³，注入井筒总砂量49.87m³，挤入地层总砂量49.87m³; 最大施工压力为105.3MPa，最小施工压力为53MPa; 最大排量为7.1m³/min，最小排量为0.6m³/min(图 2)。

图 2

图 2 克深2-A井缝网分级改造第一级施工曲线 Fig. 2 The first stage operating curve of multi-stage network fracturing in Well Keshen 2-A

克深2-A井第一次注入滑溜水期间，加入3段段塞并混注25kg纤维，目的是在缝内形成暂堵效应，迫使人工裂缝转向或开启新的天然裂缝。由施工曲线可判断，储层在A点起裂，该点处排量和施工压力分别为2.9m³/min和95.5MPa，随着排量提升至7.0m³/min，施工压力稳步下降至85MPa左右，形成一个压力稳定的平台区(图中紫色水平线)，该平台区可看作是排量稳定后人工裂缝稳定延伸阶段，之后施工压力开始下降，可认为缝高扩展或人工裂缝与天然裂缝相交后滤失增加导致净压力下降; 随后加入纤维暂堵段塞，进入地层后在B点处施工压力开始升高，但是升高幅度有限，可认为加入纤维暂堵后净压力稍微增加，但未达到加入纤维暂堵之前的净压力水平。施工后半段采用冻胶携砂，由于摩阻升高，造成施工压力有所升高。

根据缝网改造力学条件分析，使人工裂缝转向或与人工裂缝相交的未张开的天然裂缝张开，则需要更大的净压力。分析克深2-A井加入纤维暂堵后净压力变化情况，认为其不具备迫使裂缝转向或打开未开启天然裂缝的条件。根据缝网改造的地质条件分析，认为该井全井段天然裂缝走向与最大水平主应力方向近平行为主，人工裂缝与天然裂缝呈小角度相交且相交的条数较少，不利于形成缝网。综合分析表明，该井改造段塞暂堵后并未形成缝网系统。

投球暂堵主要利用颗粒暂堵球及纤维堆积作用，阻塞近井筒裂缝及射孔炮眼的流通通道，使井底压力增加并开启下一个闭合压力较大的层位，液体流入下一个新开启的裂缝，进行下一级改造，在改造结束后，纤维及颗粒暂堵球开始降解并随返排液排出井筒，恢复裂缝与井筒的流通通道。

因此，对于投球分层工艺，判断其成功的关键是投球后的压力是否达到地层第一层破裂压力之上，从而压开更高应力的储层。部分学者认为，天然裂缝较发育的储层，其地层破裂压力受地应力影响较小，统计克深2区块及克深8区块改造井地层破裂压力与最小主应力关系(图 3)，证实天然裂缝发育的储层，其地层破裂压力与地应力仍直接相关。

图 3

图 3 地层破裂压力与最小水平主应力关系 Fig. 3 Relationship between formation fracturing pressure and minimum horizontal principal stress

因此，对于天然裂缝较发育的储层，投球暂堵后，施工压力增加到第一层破裂压力之上才能压开新的层位(图 4), 第一次层间暂堵后，施工压力升至B点，未高于A点，未压开新层; 第二次层间暂堵后，施工压力升高至C点后降落，说明压开新层。

图 4

图 4 投球分层改造施工压力示意图 Fig. 4 Schematic diagram of operating pressure of layering stimulation through ball injection

克深2-A井完成第一级压裂改造后，采用颗粒暂堵球+纤维+转向液实施层间转向，暂堵第一级储层，压开第二级储层，实际施工中，转向液到达井底，再次起泵，施工压力有所上升，后期最高施工压力为C点(图 5)，但该点处摩阻较高，与前期最高施工压力A点相比，实际作用到C点井底的压力有限，不能压开更高应力储层。

图 5

图 5 克深2-A井缝网改造加砂压裂施工曲线 Fig. 5 Sand fracturing operating curve of network fracturing in Well Keshen 2-A

邻井井下微地震监测事件点解释证明(图 6)，克深2-A井纵向暂堵转层并不成功，第一级改造微地震事件点解释结果显示，整个改造段内均有事件点，可认为储层纵向已产生多条裂缝; 第二级改造微地震事件点解释结果显示，没有超出第一级改造微地震解释的事件点范围; 从两级改造总的微地震事件点解释复合图可看出，两级改造的微地震解释事件点重合率较高，证明两级改造的裂缝开启及延伸在大致相同的范围内，暂堵转向没有实现纵向转层的目的。

图 6

图 6 克深2-A井缝网改造微地震监测事件点解释平视图 Fig. 6 Interpretation of micro-seismic monitoring event points during network fracturing in Well Keshen 2-A

对于克深2-A井，缝内转向及层间转向的显示均不明显。分析其原因，认为缝内转向及暂堵层间转向均要求准确判断人工裂缝起裂条数及延伸状况，进而设计合理的缝内暂堵剂及层间转向剂用量。而对于库车山前超深巨厚储层(大于300m)压裂，至今无法判断人工裂缝起裂位置及人工裂缝条数，且井控风险高，产液剖面测试少，从而限制了改造后评估对人工裂缝认识水平的提高。同时，由于采取储层全动用策略，部分井纵向射孔段大于10段，且目的层段同属于巴什基奇克组，小层间最小水平主应力差异不大，进一步增加了判断人工裂缝的难度。以克深2-A井为例，改造后采用9mm油嘴放喷，油压为88.2MPa，日产气量达到83×10⁴m³，但高产不代表实现了预期的缝网体积改造目标。由于采取多级改造，无形中增加了改造用液量与加砂量，改造规模的扩大，有利于提高改造后的产量，该因素应为克深2-A井取得较好改造效果的主要原因。

(1) 克深区块超深巨厚储层具有水平主应力差值大及天然裂缝发育等特点，采用缝内暂堵实现人工裂缝转向难度大，通过分析暂堵剂进入人工裂缝后施工压力变化，可判断是否实现了缝内转向。

(2) 超深巨厚储层对暂堵工艺技术的要求高，通过分析克深2-A井缝网改造过程中压力曲线变化特征，证实目前的投球暂堵分层技术难以实现精细分层改造。

(3) 库车山前“三超”储层体积改造，纵向改造程度及人工裂缝横向展布特征评估手段不足，建议加强“三超”井改造直接监测技术及改造后评估技术研究，为超深层改造提供高效技术支持。