超低滲透油藏老井寬帶體積壓裂縫網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化

王飛 齊銀 達(dá)引朋 楊立安

1. 長慶油田公司油氣工藝研究院；2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室

鄂爾多斯盆地超低滲透油藏具有物性差(0.5×10-3μm2)、壓力系數(shù)低 (0.85)、啟動壓力高、滲流能力差、天然裂縫發(fā)育等特征，目前產(chǎn)量已占長慶油田原油總產(chǎn)量近1/3，是長慶油田5 000萬噸長期穩(wěn)產(chǎn)的重要基礎(chǔ)［1-4］。李書恒等［5］闡述了超低滲透油藏開發(fā)技術(shù)對策，提出“超前注水、縮小井距、提高注采井?dāng)?shù)比、提高人工裂縫長度與導(dǎo)流能力”的開發(fā)思路，并在莊9井區(qū)長8油藏進(jìn)行了成功試驗(yàn)，但隨著開發(fā)時(shí)間的延長，受儲層致密、人工裂縫等因素影響，采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)(480 m×130 m)開發(fā)的超低滲透油藏注采系統(tǒng)難以建立，單井產(chǎn)量持續(xù)下降。為了提高單井產(chǎn)量，前期采用常規(guī)重復(fù)壓裂技術(shù)手段，措施后常規(guī)壓裂措施有效率低于80%，單井日增油小于1.0 t，且遞減快，無法實(shí)現(xiàn)改善開發(fā)效果目的，其原因是常規(guī)重復(fù)壓裂無法形成復(fù)雜縫網(wǎng)、裂縫與井網(wǎng)不匹配。王忍峰等提出了多裂縫壓裂工藝，通過采用暫堵劑實(shí)現(xiàn)縫內(nèi)暫堵壓裂，形成不同方向多條支縫，以降低滲流阻力和擴(kuò)大泄油面積，但該工藝未對形成的裂縫形態(tài)進(jìn)行具體描述，多裂縫與井網(wǎng)匹配性不穩(wěn)定［6］。李建山等報(bào)道了老井混合水壓裂在超低滲透油藏的應(yīng)用，該技術(shù)引入了“體積壓裂”理念，在不同階段采用不同的壓裂液，整個(gè)壓裂過程將混合水體積壓裂技術(shù)與多級暫堵技術(shù)相結(jié)合，依靠體積壓裂擴(kuò)大儲層的改造體積，大幅度地提高單井產(chǎn)量，但該技術(shù)增大改造體積的同時(shí)，裂縫帶寬及帶長的過度增加會溝通水驅(qū)前緣，導(dǎo)致措施后含水上升過快，降低油井最終采收率［7］。本文以華慶長6超低滲透油藏為研究對象，以改善油藏開發(fā)效果為目的，模擬計(jì)算重復(fù)壓裂裂縫合理帶寬，并在此基礎(chǔ)上優(yōu)化主、次裂縫導(dǎo)流能力及裂縫半長等縫網(wǎng)參數(shù)，提出了超低滲透油藏老井寬帶體積壓裂技術(shù)思路。

1 油藏開發(fā)特征

超低滲透油藏以華慶長6油藏為例，油藏埋深2 200 m左右，有效厚度20.0 m，孔隙度11.5%，滲透率 0.41×10-3μm2，孔隙類型以殘余粒間孔為主，面孔率一般為0.2%～6.8%，總體上屬于低孔隙度、超低滲透率儲層［8］。采用480 m×130 m井網(wǎng)布井，菱形反九點(diǎn)法面積注水，超前注水方式進(jìn)行開發(fā)。目前該區(qū)塊已開發(fā)近10年，面臨以下開發(fā)問題：一是儲層致密，注采驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢，投產(chǎn)后油井長期低產(chǎn)；二是油藏壓力保持水平低(＜90%)，低產(chǎn)井連片分布，區(qū)塊整體開發(fā)效果差；三是水驅(qū)范圍小，注入水沿裂縫突進(jìn)，無法建立驅(qū)替系統(tǒng)，采出程度低(＜5%)，剩余油在人工裂縫側(cè)向大量富集，常規(guī)重復(fù)壓裂裂縫帶寬較窄，難以突破低壓采空區(qū)，混合水體積壓裂裂縫帶長和帶寬過度增加會溝通水驅(qū)前緣，措施后含水率大幅度升高，影響措施效果。

前期此類油藏采用常規(guī)壓裂措施有效率低于80%，增油幅度低，且遞減快，難以實(shí)現(xiàn)改造油藏開發(fā)效果的目的。分析此類油藏改造難點(diǎn)主要為：(1)常規(guī)復(fù)壓以裂縫二次充填為主，裂縫側(cè)向剩余油難以挖潛；(2)地層能量較低，油井重復(fù)改造后，雖然初期產(chǎn)量較高，但沒有能量補(bǔ)充，隨著開采產(chǎn)量遞減較快，無穩(wěn)產(chǎn)期。

2 寬帶體積壓裂帶寬的確定

體積壓裂技術(shù)最先應(yīng)用于頁巖氣、致密砂巖氣以及頁巖油的開發(fā)，經(jīng)歷了技術(shù)探索、啟蒙、突破，目前在國內(nèi)已應(yīng)用到致密油油藏及部分超低滲透油藏的開發(fā)。體積壓裂的增產(chǎn)機(jī)理是在水力壓裂的過程中，通過在主裂縫側(cè)向形成多條分支縫或者溝通天然裂縫［9-10］，最終形成不同于常規(guī)壓裂的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，將可以進(jìn)行滲流的有效儲集體“打碎” ,使裂縫壁面與儲層基質(zhì)的接觸面積最大, 使得油氣從任意方向的基質(zhì)向裂縫的滲流距離最短, 極大地提高儲層整體滲透率, 實(shí)現(xiàn)對儲層在長、寬、高三維方向的全面改造，該技術(shù)不僅可以大幅度提高單井產(chǎn)量, 還能夠降低儲層有效動用下限, 最大限度提高儲層動用率和采收率。對于具有低滲透、高強(qiáng)度、兩向應(yīng)力差小及天然裂縫發(fā)育的儲層，采用體積壓裂有利于形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)。該技術(shù)目前多用于自然能量開發(fā)的致密油藏水平井的初次改造，對注水開發(fā)的超低滲透油藏定向井實(shí)施體積壓裂重復(fù)改造的實(shí)例較少。

本文借鑒體積壓裂理念，結(jié)合超低滲透油藏的開發(fā)地質(zhì)特征和剩余油分布規(guī)律，提出了老井寬帶體積壓裂技術(shù)思路：以初次人工裂縫為主縫，重復(fù)壓裂開啟的天然裂縫和新的人工裂縫為支縫形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)(圖1)，增加重復(fù)改造裂縫帶寬，動用側(cè)向剩余油，從而提高油井產(chǎn)能。

圖1 初次壓裂人工裂縫(a)與寬帶體積壓裂裂縫(b)示意圖Fig. 1 Sketch of the artificial fracture (a) induced by first fracturing and the fracture (b) induced by wide zone SRV

對寬帶體積壓裂所形成的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，采用等效加密法(EQ-LGR)實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)的構(gòu)建。所建縫網(wǎng)模型中以主裂縫(沿最大主應(yīng)力方向北東75°)為主干，次裂縫沿主裂縫壁面延伸并與天然裂縫交錯(cuò)形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，由合并加密技術(shù)將主次裂縫貫通。縫網(wǎng)長度a、縫網(wǎng)寬度b和縫網(wǎng)高度h分別表征主次裂縫擴(kuò)展的廣度、寬度和高度［11］， 縫網(wǎng)系統(tǒng)所包括的范圍即為該井對儲層進(jìn)行改造的體積，引入儲層改造體積加以描述，表達(dá)式為

式中，VSR為儲層改造體積，m3；a為縫網(wǎng)長度，m；b為縫網(wǎng)寬度，m；h為縫網(wǎng)高度，m。

重復(fù)壓裂裂縫帶寬過大時(shí)，容易引起水淹，裂縫帶寬較小，則難以克服啟動壓力梯度，難以突破初次壓裂極限泄油半徑，對油井產(chǎn)能增加效果較差，因此對于重復(fù)壓裂，裂縫帶寬的范圍確定顯得尤為重要。將最小帶寬定義為初次壓裂泄油面積的橢圓短半軸的長度。由于重復(fù)壓裂裂縫帶寬過大會溝通水驅(qū)前緣，油井含水率上升過快，重復(fù)壓裂效果較差，以油井含水率和累增油百分比為評價(jià)指標(biāo)，在控制含水上升的條件下，累增油百分比達(dá)到最大時(shí)對應(yīng)的裂縫帶寬定義最大帶寬。以超低滲油藏B區(qū)塊X定向井井組為例，開展寬帶壓裂裂縫帶寬研究。

2.1 初次人工裂縫泄流面積確定最小帶寬

超低滲透油藏低孔低滲以及存在啟動壓力梯度，其初次壓裂極限泄油面積受限，難以建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)。通過重復(fù)體積壓裂可以降低滲流阻力，使壓降突破初次壓裂極限泄油半徑，提高產(chǎn)能，從而確定重復(fù)壓裂最小帶寬。

由于超低滲透油藏極限泄油面積較小，油井主要依賴于壓裂裂縫增大泄油面積，泄油面積呈橢圓狀，且裂縫半長、生產(chǎn)壓差、滲透率、啟動壓力梯度對橢圓形態(tài)起到重要影響，因此基于上述參數(shù)，設(shè)計(jì)不同裂縫帶寬，研究帶寬參數(shù)對泄油半徑的影響，建立了不同儲層滲透率下裂縫帶寬與泄油面積的關(guān)系圖版 (圖2)。

圖2 不同儲層滲透率下裂縫帶寬與極限泄油半徑的關(guān)系Fig. 2 Relationship between fracture zone width and limit drainage radius under different reservoir permeability

當(dāng)裂縫帶寬較小時(shí)，泄油短軸長度基本不變，裂縫帶寬增加到一定值，泄油半徑增加幅度變大。因此，考慮以此拐點(diǎn)處的帶寬作為重復(fù)壓裂最小帶寬。

2.2 含水率和累增油最佳匹配確定最大帶寬

重復(fù)壓裂增加裂縫帶寬可以充分動用側(cè)向剩余油，但是裂縫帶寬過大，會溝通水驅(qū)前緣，容易導(dǎo)致油井含水率上升過快，因此基于動用側(cè)向剩余油和避免溝通水驅(qū)前緣雙重因素考慮，求得措施后含水上升幅度與累計(jì)產(chǎn)油量的最優(yōu)匹配值，可確定重復(fù)壓裂裂縫最大帶寬。

帶寬越大，產(chǎn)油量越高，相應(yīng)含水率越高(圖3)。將含水率與累增油綜合對比分析可以看出，裂縫帶寬存在一個(gè)拐點(diǎn)，一旦裂縫帶寬超過該點(diǎn)對應(yīng)數(shù)值，會有含水率陡增的趨勢，該點(diǎn)所對應(yīng)的裂縫帶寬即為合理復(fù)壓最大帶寬(圖4)。

基于上述方法對B區(qū)塊研究井組油井的最小帶寬和最大帶寬進(jìn)行了模擬計(jì)算，結(jié)果表明合理帶寬與滲透率具有密切關(guān)系，隨著滲透率的增大，最小帶寬增大，而最大帶寬減小，該井組平均最小帶寬13 m，平均最大帶寬為46 m，由此確定該井組合理帶寬范圍為 13～46 m(表1)。

圖3 G127-160井不同帶寬的累產(chǎn)油、含水率Fig. 3 Cumulative oil production and water content of Well G1270160 under different zone widths

圖4 G127-160井最終含水率、累增油與裂縫帶寬關(guān)系Fig. 4 Variation of the ultimate water content and cumulative oilproduction of Well G1270160 with the fracture zone width

表1 B區(qū)塊研究井組研究井重復(fù)壓裂帶寬范圍統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistical fracture zone width range of fracturing in the study well of the study well group in Block B

3 寬帶體積壓裂縫網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化

老井寬帶體積壓裂措施后的見水時(shí)間和累增油影響因素較多，主要包括裂縫半長、裂縫帶寬、主裂縫導(dǎo)流能力及次裂縫導(dǎo)流能力。裂縫半長和裂縫帶寬直接反映的是裂縫與油藏間的接觸面積，間接反映出裂縫網(wǎng)絡(luò)所控制的可采儲量，而主、次裂縫的導(dǎo)流能力表征的是原油在裂縫內(nèi)的滲流阻力。一般認(rèn)為在油藏的開發(fā)初期，裂縫的半長和帶寬越大，縫控儲量越大，措施后效果越好，但當(dāng)油藏注水開發(fā)進(jìn)入中后期，過大的儲層改造體積可能會溝通水驅(qū)前緣而導(dǎo)致油井過早見水，降低油井最終采收率。上文已對裂縫帶寬進(jìn)行了優(yōu)化，在此基礎(chǔ)上，對表征縫網(wǎng)特征的其他主要參數(shù)(裂縫半長、主裂縫導(dǎo)流能力和次裂縫導(dǎo)流能力)進(jìn)行優(yōu)化。

本文采用正交實(shí)驗(yàn)法進(jìn)行縫網(wǎng)參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)，基于最大合理帶寬(50 m)的前提下，對超低滲油藏B區(qū)塊研究井組寬帶體積壓裂縫網(wǎng)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，考慮影響重復(fù)壓裂效果的主要因素：裂縫半長、主裂縫導(dǎo)流能力及次裂縫導(dǎo)流能力。綜合3個(gè)不同的因素，設(shè)計(jì)正交實(shí)驗(yàn)，進(jìn)行三因素五水平正交方案設(shè)計(jì)，各因素、水平如表2所示。

表2 正交設(shè)計(jì)各因素、水平Table 2 Level of each factor in the orthogonal design

利用已建立的模型，以B區(qū)塊G127-160井為研究對象，根據(jù)表2的各因素水平取值及正交表的實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)了25個(gè)數(shù)值模擬實(shí)驗(yàn)方案，對該井進(jìn)行寬帶體積壓裂，引入累產(chǎn)油量作為最終的模擬結(jié)果 (表3)。

表3 縫網(wǎng)參數(shù)組合設(shè)計(jì)方案及模擬結(jié)果Table 3 Design scheme on the combination of fracturenetwork parameter and its simulation result

根據(jù)模擬結(jié)果計(jì)算3個(gè)因素的水平均值(K1～K5)和極差R(表4)，因素極差R越大，表明該因素對結(jié)果影響越大。因此可根據(jù)極差大小判斷各因素主次順序?yàn)椋毫芽p半長＞主裂縫導(dǎo)流能力＞次裂縫導(dǎo)流能力，據(jù)此確定G127-160井的最優(yōu)方案為：裂縫半長140 m，主裂縫導(dǎo)流能力0.15 μm2· cm，次裂縫導(dǎo)流能為0.04 μm2· cm(圖5)。

表4 縫網(wǎng)參數(shù)設(shè)計(jì)方案極差分析Table 4 Range analysis on the design scheme of fracture network parameter

圖5 G127-160井縫網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化Fig. 5 Optimization of the fracture network parameters of Well G127-160

4 結(jié)論

(1)受儲層致密、天然裂縫等因素影響，采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)的超低滲透油藏注采系統(tǒng)難以建立，剩余油在油井人工裂縫側(cè)向富集，因此通過重復(fù)壓裂增加裂縫帶寬，是動用側(cè)向剩余油的有效途徑。

(2)重復(fù)壓裂裂縫帶寬過大，容易引起水淹，裂縫帶寬過小，則難以克服啟動壓力梯度，通過數(shù)值模擬計(jì)算確定超低滲透油藏B區(qū)塊研究井組的合理帶寬范圍為13～46 m。

(3)在實(shí)際開發(fā)井網(wǎng)、井距及壓裂施工工藝限制范圍內(nèi)，以G127-160井為例，采用正交試驗(yàn)方法模擬計(jì)算最優(yōu)縫網(wǎng)參數(shù)方案：主裂縫導(dǎo)流能力0.15 μm2· cm，裂縫半長140 m，裂縫帶寬50 m，次裂縫導(dǎo)流能力0.04 μm2· cm，按此方案可取得較好效果。老井寬帶體積壓裂縫網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化研究為超低滲透油藏改善開發(fā)效果供了新的技術(shù)思路。