致密砂巖油藏水平井分段壓裂布縫與參數(shù)優(yōu)化

蒲春生， 陳慶棟， 吳飛鵬， 何延龍， 孫 威

(1.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.中國石油大學(xué)(華東)復(fù)雜油氣開采物理-生態(tài)化學(xué)工程與技術(shù)研究中心，山東青島 266580)

鄂爾多斯盆地長7超低滲透致密砂巖油藏物性差，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、吼道細(xì)小、面孔率低，天然裂縫發(fā)育[1]。油藏開發(fā)表明,直井開發(fā)效果差，水平井分段壓裂可有效增大單井控制面積，獲得理想開發(fā)效果[2]。分段壓裂時(shí)多條裂縫間會(huì)出現(xiàn)地應(yīng)力干擾，有利于在儲(chǔ)層中形成以水力裂縫為主裂縫和以天然裂縫為次裂縫的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層的有效改造，并大幅度提高單井產(chǎn)能[3-4]。

鄂爾多斯盆地采用直注水井與水平生產(chǎn)井聯(lián)合的注采井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，水平生產(chǎn)井的水平段長達(dá)1 500 m，在該類井網(wǎng)下，簡單地對裂縫長度、裂縫數(shù)量和導(dǎo)流能力等參數(shù)優(yōu)化已無法滿足開發(fā)要求[5-11]，還應(yīng)根據(jù)井網(wǎng)和井型的特點(diǎn)進(jìn)行裂縫展布形態(tài)設(shè)計(jì)[12-14]，但目前相關(guān)理論研究較為欠缺。因此，筆者根據(jù)鄂爾多斯盆地長7致密砂巖油藏開發(fā)資料，結(jié)合致密砂巖油藏分段壓裂微地震監(jiān)測分析結(jié)果，基于水電相似原理設(shè)計(jì)了水力裂縫與天然裂縫相溝通的體積縫網(wǎng)電模擬試驗(yàn)?zāi)Ｐ?，對水平井分段壓裂裂縫展布形態(tài)進(jìn)行了分析，在得到最優(yōu)裂縫展布形態(tài)后建立了相應(yīng)的油藏?cái)?shù)值模型，對裂縫幾何參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化。

1 壓裂方式優(yōu)選

電模擬試驗(yàn)是研究儲(chǔ)層油氣滲流特征的重要試驗(yàn)?zāi)M技術(shù)[15-18]，其理論依據(jù)為水電相似原理，即儲(chǔ)層中不可壓縮流體在多孔介質(zhì)中的穩(wěn)定滲流符合達(dá)西定律及拉普拉斯方程，穩(wěn)定電壓場中的電流滿足歐姆定律及拉普拉斯方程，當(dāng)二者的幾何形態(tài)和邊界條件滿足一定關(guān)系時(shí)，由數(shù)學(xué)推理可知壓力場與電壓場是高度相似的。通過測量電場中的電流和不同位置處的電壓，利用相似關(guān)系即得到儲(chǔ)層多孔介質(zhì)中滲流場中的產(chǎn)量、壓力分布等參數(shù)。

水電相似包括幾何相似、流度相似、壓力相似、流速相似以及流量相似，各相似系數(shù)滿足如下關(guān)系：

CpCK/μ=ClCv

(1)

(2)

式中：Cp為壓力相似系數(shù)；CK/μ為流度相似系數(shù)；Cl為幾何相似系數(shù)；Cv為流速相似系數(shù)；CQ為流量相似系數(shù)。

根據(jù)相似原理，將尺寸為1 000 m×600 m×20 m的油藏設(shè)計(jì)為100 cm×60 cm×2 cm的試驗(yàn)?zāi)Ｐ?，?0 cm長的銅棒模擬水平段長為600 m的水平井；以電導(dǎo)率為150 μS/cm的KCl溶液模擬黏度2 mPa·s原油在滲透率為0.3 mD儲(chǔ)層中的流動(dòng)。

設(shè)計(jì)了傳統(tǒng)雙翼壓裂、分段壓裂的試驗(yàn)?zāi)Ｐ?采用絕緣膠帶包覆銅棒，并在一定位置露出銅棒導(dǎo)電，用以模擬套管完井的分段射孔，將薄鋁片固定在對應(yīng)的裸露銅棒處模擬傳統(tǒng)雙翼裂縫；用2片薄鋁片結(jié)合銅絲插孔構(gòu)成的導(dǎo)電網(wǎng)架模擬水平井分段壓裂形成的復(fù)雜縫網(wǎng)。設(shè)計(jì)了裂縫總長度均為3 000 m的等長裂縫、啞鈴形裂縫和紡錘形裂縫3種模型進(jìn)行模擬試驗(yàn)。

4種試驗(yàn)?zāi)Ｐ途O(shè)置生產(chǎn)井井底流壓為10 MPa，注水井注入壓力為26 MPa進(jìn)行模擬，測得穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)的電流、電壓，其中電壓采集點(diǎn)間距為2.0 cm×2.0 cm。根據(jù)水電相似原理，將電流、電壓分別轉(zhuǎn)換為水平井產(chǎn)液量及油藏壓力，4種模型的試驗(yàn)壓力分布如圖1所示。

圖1 不同壓裂模型的油藏壓力分布Fig.1 Reservoir pressure of different fracturing models

模擬油藏生產(chǎn)壓力區(qū)間為10～26 MPa，從低至高將其劃分為5個(gè)壓力等級(jí),對4種模型的試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，得到不同壓裂方式下各壓力等級(jí)油藏區(qū)域所占總區(qū)域的百分比，如圖2所示。

綜合分析圖1、圖2，可以得出以下結(jié)論：

1) 傳統(tǒng)雙翼壓裂模型的壓力分布近似為向注水井四周曲率逐漸變大的橢圓形，注水井與水平井間壓力非均勻分布明顯，端部密集，越靠近水平段中間越稀疏，說明端部壓降較大，注入水易沿注水井與水平井端部連線突破，導(dǎo)致中部原油難以驅(qū)動(dòng)。

圖2 不同壓裂模型油藏壓力分布統(tǒng)計(jì)Fig.2 Statistics of reservoir pressure of different fracturing models

2) 等長分段壓裂模型的壓力分布與傳統(tǒng)雙翼壓裂相類似，二者的主要區(qū)別在近井區(qū)域，等長分段壓裂的等壓線凹進(jìn)現(xiàn)象較弱、分布較平緩；從圖2可以看出，分段壓裂后低壓區(qū)域進(jìn)一步增大，說明分段壓裂儲(chǔ)層改造區(qū)域比傳統(tǒng)壓裂的大，可以更好地改善近井地帶的滲流環(huán)境。

3) 對比分析等長分段壓裂模型、啞鈴形分段壓裂模型和紡錘形分段壓裂模型可知，紡錘形布縫模型等壓線分布較等長布縫和啞鈴形布縫模型趨于均勻，水平井兩端裂縫距注水井距離變長，等壓線變均勻，說明其可延緩注入水沿壓裂形成的裂縫流入生產(chǎn)井井底，延長無水采油期，增大注入水波及面積，進(jìn)而提高采收率。

4) 由圖2可知，紡錘形、等長形、啞鈴形分段壓裂的不同壓力等級(jí)所占比例類似，紡錘形布縫不同壓力等級(jí)在趨于線性方面略優(yōu)，結(jié)合圖1可知，紡錘形布縫的水平井周圍等壓線分布較平緩，未出現(xiàn)啞鈴形及等長布縫的水平井端部等壓線過于密集、腰部過于稀疏的現(xiàn)象，在紡錘形布縫的注水井周圍表現(xiàn)為較規(guī)則的以橢圓形整體往前推進(jìn)的形態(tài)，因此，認(rèn)為在改造體積相同時(shí)，紡錘形布縫形成的壓力分布更合理。

試驗(yàn)測得圖1中4種模型的電流分別為60.55，104.50，106.88和103.92 mA，由相似準(zhǔn)則計(jì)算得到水平井產(chǎn)液量分別為13.02，22.47，22.96和22.34 m3/d。由此可知，分段壓裂與傳統(tǒng)壓裂相比，產(chǎn)能增大近一倍。紡錘形布縫產(chǎn)能較等長布縫低2.7%，但紡錘形布縫方式使注采井組內(nèi)壓力分布均勻，可防止過早水竄。因此，認(rèn)為在五點(diǎn)法聯(lián)合注采井網(wǎng)中采用紡錘形布縫方式進(jìn)行分段壓裂可取得較好的開發(fā)效果，但需根據(jù)油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果優(yōu)化具體儲(chǔ)層及井網(wǎng)中紡錘形布縫的參數(shù)。

2 裂縫幾何參數(shù)優(yōu)化

使用Eclipse軟件油水兩相黑油模型BlackOil建立了試驗(yàn)?zāi)Ｐ停M所用超低滲致密砂巖油藏參數(shù)為：平均油層厚度12 m，平均滲透率為0.3 mD，平均孔隙度為9%，地層原油黏度為2.25 mPa·s，原始地層壓力為18.7 MPa，原始含油飽和度為49.7%，地層原油密度為0.822 5 kg/L，選取平面方向上網(wǎng)格步長為10 m×10 m，垂直方向上步長4 m，水平井垂直于儲(chǔ)層最大主應(yīng)力方向。模擬礦場的每段兩簇裂縫，簇間距15 m，根據(jù)現(xiàn)場監(jiān)測資料設(shè)置次裂縫間距10 m、縫長50 m、次裂縫導(dǎo)流能力3 D·cm。

模擬應(yīng)用于礦場的五點(diǎn)法聯(lián)合注采井網(wǎng)油藏尺寸為1 800 m×600 m，井距600 m，排距150 m，生產(chǎn)水平井水平段長度為1 500 m，在水平井跟部及趾部均預(yù)留50 m，4口直注水井位于模型的4個(gè)角上，配注量均為12 m3/d；水平生產(chǎn)井位于模型中間，采取定壓生產(chǎn)，井底流壓為10.7 MPa。

2.1 裂縫展布形態(tài)優(yōu)化

由電模擬試驗(yàn)結(jié)果可知，在五點(diǎn)法聯(lián)合注采井網(wǎng)下，紡錘形分段壓裂有利于油藏的合理開發(fā)，但紡錘形的具體展布形態(tài)對開發(fā)結(jié)果有較大影響。

筆者設(shè)計(jì)了一種連線法對裂縫形態(tài)進(jìn)行優(yōu)化，即將井距中點(diǎn)與油藏長邊界上不同位置連線，使用該連線與油藏邊界組成的多邊形確定紡錘形的具體展布形態(tài)，分別設(shè)計(jì)了邊界上連接點(diǎn)離注水井距離為300，400，500，600，700，800和900 m的試驗(yàn)?zāi)Ｐ停鋳A角β分別為45.0°，37.0°，31.0°，26.6°，23.2°，20.6°和18.5°，將其標(biāo)識(shí)為方案A，B，C，D，E，F(xiàn)和G，其中方案F的裂縫展布如圖3所示。

圖3 方案F裂縫展布示意Fig.3 Fracture pattern of Scheme F

設(shè)計(jì)壓裂段數(shù)為15段30簇，主裂縫導(dǎo)流能力為20 mD，分別對7種方案進(jìn)行模擬，得到不同裂縫展布形態(tài)下水平井在不同開發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)(見表1)和水驅(qū)規(guī)律曲線(見圖4)。

表1 不同裂縫展布形態(tài)下各開發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)

圖4 不同裂縫展布形態(tài)下的水驅(qū)規(guī)律曲線Fig.4 Water-drive curves of different fracture patterns

從表1和圖4可以看出：

1) 隨夾角β的變大，控制裂縫展布形態(tài)的多邊形面積變大，儲(chǔ)層改造的體積相應(yīng)增大，水平井初期單井產(chǎn)能有所增大。

2) 開發(fā)前3年，方案A改造體積最大，采出程度最高,比方案G高1.50百分點(diǎn)。

3) 生產(chǎn)5年時(shí)，方案A的采出程度最高，但方案A，B和C的注入水前緣已到達(dá)水平井兩端裂縫，形成水竄，方案A的含水率比方案G高17.32%，差別明顯。

4) 生產(chǎn)10年時(shí)，方案E的采出程度最高，方案A由于水竄嚴(yán)重采出程度最低。

5) 方案F和G的見水時(shí)間最晚，但由于二者儲(chǔ)層改造體積過小，產(chǎn)能有限，其生產(chǎn)20年的采出程度較方案E低。

綜合以上分析可知，增大油藏的改造體積使生產(chǎn)初期單井產(chǎn)量升高，但隨著改造體積變大水平井端部裂縫與注入井的距離變短，在生產(chǎn)一定時(shí)間之后，注入水前緣易到達(dá)人工裂縫端部形成水竄，難以有效驅(qū)替油藏中部原油，導(dǎo)致產(chǎn)油量降低，使其采出程度反而低于儲(chǔ)層改造體積較小的模型。綜合考慮生產(chǎn)井初期產(chǎn)能、最終采出程度與含水率，確定在該井網(wǎng)下合理的裂縫展布形態(tài)為方案E，即邊界上連接點(diǎn)距離注水井700 m，夾角β為23.2°。

2.2 壓裂段數(shù)優(yōu)化

使用方案E的紡錘形展布形態(tài)，主裂縫導(dǎo)流能力為20 D·cm、次裂縫導(dǎo)流能力為3 D·cm，分別設(shè)計(jì)了10段20簇、11段22簇、12段24簇、13段26簇、14段28簇、15段30簇、16段32簇、17段34簇等8個(gè)模型，模擬得到不同壓裂段數(shù)下水平井在各開發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)(見表2)。

表2 不同壓裂段數(shù)下各開發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)

分析表2可知：

1) 隨壓裂段數(shù)的增加，單井初期產(chǎn)能變大，壓裂段數(shù)大于14段時(shí)，初期產(chǎn)能隨壓裂段數(shù)增大的幅度變小，這是由于隨著壓裂段數(shù)的增多，裂縫間的距離變得更小，縫間干擾嚴(yán)重，致使每條裂縫的產(chǎn)量降低，水平井的產(chǎn)能達(dá)到極限。

2) 在壓裂段數(shù)少于14段時(shí)，在水平井生產(chǎn)的所有階段內(nèi)采出程度均隨壓裂段數(shù)的增多而增大，但不同壓裂段數(shù)的含水率差別較小。

3) 當(dāng)壓裂段數(shù)多于14段時(shí)，各階段不同壓裂段數(shù)的含水率差別明顯，表現(xiàn)為壓裂段數(shù)越多見水越早，生產(chǎn)10年后壓裂17段含水率比壓裂14段高5.48%，其采出程度開始比壓裂14段和15段的采出程度低。

4) 生產(chǎn)20年后壓裂14段的采出程度最高，含水處于中等水平。

綜合分析各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)可知：適當(dāng)增加水平井壓裂段數(shù)有利于改善致密砂巖油藏的開發(fā)效果，但過多的壓裂段數(shù)對初期產(chǎn)能提高影響有限。隨著壓裂段數(shù)的增多，水平井端部裂縫離注水井的距離更短(見圖5)，在生產(chǎn)一段時(shí)間后注入水更容易沿著水平井端部裂縫流入井底，致使含水率上升、儲(chǔ)層最終采收率降低。因此，在確定了最優(yōu)裂縫展布形態(tài)后，綜合考慮最終采出程度和含水率等因素，確定水平井合理壓裂段數(shù)為14段28簇。

圖5 不同壓裂段數(shù)下端部裂縫距注水井的距離Fig.5 Distance between fracture tip and injection well of different number of sections

2.3 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

對方案E確定的油藏裂縫展布形態(tài)進(jìn)行14段28簇壓裂，設(shè)計(jì)了主裂縫導(dǎo)流能力為10，15，20和25 D·cm的模型，模擬得到不同裂縫導(dǎo)流能力下水平井在各開發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)(見表3)。

表3 不同裂縫導(dǎo)流能力下各開發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)

從表3可以看出：采出程度隨裂縫導(dǎo)流能力增大而增大，當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力低于15 D·cm時(shí)采出程度隨導(dǎo)流能力增大的幅度較大;裂縫導(dǎo)流能力為15，20和25 D·cm時(shí)，不同階段的生產(chǎn)狀況基本一致，說明當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力超過15 D·cm時(shí),裂縫導(dǎo)流能力的變化對生產(chǎn)狀況影響較小。因此，可認(rèn)為在該儲(chǔ)層及井網(wǎng)井型下導(dǎo)流能力為15 D·cm的裂縫可實(shí)現(xiàn)較好的開發(fā)效果。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

YP-8 井為位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的一口水平井，生產(chǎn)層位為長7層，水平段長1 536 m，采用五點(diǎn)法聯(lián)合注采井網(wǎng)注水開發(fā)，4口直注水井的配注量均為12 m3/d。該井鉆遇油層939 m，差油層398 m，油層鉆遇率100%，平均孔隙度7.99%，儲(chǔ)層平均滲透率0.269 mD，含油飽和度46.88%，采用套管固井完井方式。

根據(jù)上述研究結(jié)果，建議縫網(wǎng)形態(tài)如圖6所示，即壓裂14段28簇，段間距92.7 m，裂縫導(dǎo)流能力15 D·cm。

現(xiàn)場施工基本按研究結(jié)果進(jìn)行，壓裂15段30簇、段間距85.8 m、裂縫導(dǎo)流能力16.7 D·cm，具體改造裂縫參數(shù)見表4。

該井初期日產(chǎn)液量22.66 m3，日產(chǎn)油量18.11 t，含水率20.08%，從生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(見圖7)可以看出：初期產(chǎn)能較高，基本達(dá)到預(yù)期效果；生產(chǎn)形勢較為穩(wěn)定，產(chǎn)量遞減率相對較小。

圖6 YP-8 井建議縫網(wǎng)形態(tài)Fig.6 Proposed fracture pattern of Well YP-8

段數(shù)噴點(diǎn)1位置/m噴點(diǎn)2位置/m垂深/m簇間距/m半縫長/m第1段3 659.003 644.002 058.5015.00100.00第2段3 556.003 541.002 056.4015.00135.00第3段3 475.003 460.002 056.1015.00160.00第4段3 389.003 374.002 055.9015.00205.00第5段3 288.003 273.002 055.7015.00245.00第6段3 186.003 171.002 054.6015.00285.00第7段3 089.003 074.002 054.6015.00300.00第8段3 009.002 994.002 054.2015.00300.00第9段2 916.002 901.002 053.8015.00300.00第10段2 839.002 824.002 053.7015.00275.00第11段2 768.002 753.002 053.0015.00250.00第12段2 711.002 696.002 052.3015.00205.00第13段2 592.002 577.002 050.9015.00170.00第14段2 483.002 468.002 049.9015.00140.00第15段2 262.002 247.002 049.9015.00105.00

圖7 YP-8 井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.7 Production data of YP-8

4 結(jié) 論

1) 在天然裂縫發(fā)育的特低滲透致密砂巖油藏中采用水平井分段壓裂，可實(shí)現(xiàn)天然裂縫和水力裂縫相交錯(cuò)的復(fù)雜縫網(wǎng)，有效改善近井地帶滲流環(huán)境,提高開發(fā)速度和效益。

2) 通過電模擬試驗(yàn)可知，在五點(diǎn)法聯(lián)合注采井網(wǎng)中生產(chǎn)水平井分段壓裂時(shí)，采用紡錘形布縫方式產(chǎn)能較高、且儲(chǔ)層壓力分布均化，裂縫端部與注水井之間距離較長，能防止過早水竄。

3) 1 800 m×600 m五點(diǎn)法聯(lián)合注采井網(wǎng)中，兩水井中點(diǎn)與油藏長邊界上距注水井700 m處連線時(shí)開發(fā)效果最好，其對應(yīng)夾角β為23.2°。

3) 增加壓裂段數(shù)可提高單井初期產(chǎn)能，但生產(chǎn)一定時(shí)間后，過多的裂縫會(huì)導(dǎo)致注入水沿水平井端部裂縫水竄，影響注入水波及面積，致使最終采出程度降低，水平段長1 500 m水平井的合理壓裂段數(shù)為14段，段間距為92.7 m。

4) 對于鄂爾多斯盆地致密砂巖油藏，15 D·cm導(dǎo)流能力的裂縫即可實(shí)現(xiàn)較好的開發(fā)效果。

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