致密火山巖儲層水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化與現(xiàn)場試驗

尚立濤，劉 宇，張 楊，齊士龍，喬 巖，李存榮

（1.中國石油集團工程技術(shù)研究院有限公司，北京 102206；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江大慶 163453）

致密油氣儲層可應(yīng)用縫控壓裂技術(shù)提高單井產(chǎn)量[1]，通過人工裂縫參數(shù)的優(yōu)化來實現(xiàn)井控單元內(nèi)儲量的最大動用。致密火山巖儲層以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主（表1），氣孔發(fā)育程度較差，部分溶孔發(fā)育，裂縫或微裂縫發(fā)育差，主要巖性為凝灰?guī)r、火山角礫巖，巖石孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，低孔、低滲、致密。核磁共振具有雙峰特點，既存在微孔又有相對較大的孔隙，儲層非均質(zhì)性嚴重，束縛水飽和度高，一般為52.0%～92.0%，與孔隙度線性關(guān)系差。全直徑相滲儲層為親水巖石，呈兩相流特征。孔隙度小，空氣滲透率低，孔隙結(jié)構(gòu)差，束縛水飽和度高，兩相滲流范圍小。可動氣飽和度為17.0%～67.3%，束縛水飽和度為32.6%～52.4%，束縛水飽和度大于45.0%的占69.2%。致密火山巖儲層直井改造效果差，需要應(yīng)用水平井大規(guī)模分段壓裂工藝實現(xiàn)開發(fā)。隨著鉆遇儲層物性變差，可縮小壓裂裂縫間距保持單井產(chǎn)量，對裂縫間距與改造規(guī)模深度優(yōu)化，實現(xiàn)經(jīng)濟開發(fā)。

表1 致密火山巖儲層分類標準

1 致密火山巖儲層流動特征

1.1 巖心滲透率隨驅(qū)替壓差的變化

根據(jù)巖心測得儲層孔隙度主要為3%～17%，平均為9%，滲透率主要為0.001×10-3～0.7×10-3μm2，平均為0.012×10-3μm2，屬于低孔致密儲層。氣藏非均質(zhì)性較強，孔、滲之間不具有明顯相關(guān)性。致密火山巖氣藏微觀孔隙結(jié)構(gòu)的孔喉半徑主要為0.001～1.000 μm，參照基礎(chǔ)氣測孔滲數(shù)據(jù)，觀察巖心表面發(fā)育氣孔情況表明，氣藏儲氣空間主要依靠氣孔發(fā)育程度，滲流能力受到氣孔間孔喉及裂隙發(fā)育情況的制約。

隨著氣體的進入，地層水不斷被排出?？紫对酱?，則氣液之間的毛管力越小，氣體克服向前運移的阻力就越小，因此，氣體總是先沿著孔隙大的部位運移。根據(jù)實驗，當氣體到達出口，且流速穩(wěn)定（流動通道形成）時，可以認為氣體發(fā)生了突破。不同含水巖心氣驅(qū)壓力和動態(tài)滲透率實驗表明，隨著含水飽和度的降低，氣體的視滲透率（流動速度）開始增加緩慢，當含水飽和度降低時，氣體的流速急劇增大，開始發(fā)生明顯氣竄。巖心在較高含水的情況下，增大驅(qū)替壓差能夠有效排出孔隙可動水，增大氣流速率，但隨著含水飽和度的降低，氣驅(qū)壓差的影響逐漸減弱，巖心含水飽和度約在54%就能夠發(fā)生明顯氣竄。巖心孔滲條件差異較大，但孔滲條件和發(fā)生氣竄時的含水飽和度無明顯關(guān)系，形成此差異是因為火山巖成巖過程中，碎屑巖存在很大差異，特殊的孔喉組合還會影響火山巖的孔隙度和滲透率。對比不同巖心實驗結(jié)果，滲透率越高，發(fā)生氣竄的臨界飽和度越小。致密火山巖開采過程中需要有效降低儲層含水飽和度，降低儲層含水約束，可通過增加生產(chǎn)壓差來實現(xiàn)，有效生產(chǎn)壓差應(yīng)超過7 MPa。

1.2 氣體非線性滲流特征與應(yīng)力敏感性

致密火山巖儲層在含水條件下，單相氣體滲流都呈非線性；高含水條件下，非線性特征較為明顯。含水條件下，巖心滲透需要突破毛管力的影響，儲層的非線性可用啟動壓力梯度表征，啟動壓力梯度隨著含水率的增大而增大。由于物性的差別，啟動壓力梯度受制于含水飽和度和孔喉分布。

對比不同離心力T2 圖譜形態(tài)顯示，致密火山巖儲層束縛水建立較為理想的離心力為5～7 MPa。核磁解釋成果表明，火山巖可動水飽和度較小，主要為25%～40%，可動水飽和度與巖心的孔、滲之間不存在線性關(guān)系。根據(jù)以往的研究[2-4]，滲透率比值的立方根與對應(yīng)有效覆壓比值的對數(shù)具有很好的線性相關(guān)性。隨著有效應(yīng)力的增大，滲透率先迅速減小后緩慢下降，符合指數(shù)遞減規(guī)律；當有效應(yīng)力恢復(fù)至初始值時，滲透率不能完全恢復(fù)。致密火山巖儲層實驗結(jié)果表明，整體滲透率傷害程度中等。

1.3 致密火山巖氣藏滲流特征

為了準確描述啟動壓力梯度、滑脫效應(yīng)和應(yīng)力敏感對致密火山巖滲流的影響，在廣義達西定律基礎(chǔ)上，考慮啟動壓力梯度等因素的非達西滲流特征，建立了封閉邊界致密火山巖氣藏滲流模型，并通過流量標準化壓力及導(dǎo)數(shù)曲線分析了啟動壓力梯度、滑脫效應(yīng)和應(yīng)力敏感對滲流機理的影響[5-9]。

1.3.1 數(shù)學(xué)模型

天然裂縫氣相方程：

基質(zhì)氣相方程[5-9]：

根據(jù)提取的特征參數(shù)和實驗室實驗結(jié)果，建立基礎(chǔ)的致密火山巖滲流模型，在不同基礎(chǔ)物理屬性（滲流主控因素）和不同間距條件下分析滲流速度和有效滲流區(qū)域變化。在滲流模型基礎(chǔ)上，通過數(shù)值模擬建立不同巖性不同裂縫間距模型，觀察壓力場及流線場變化。

1.3.2 滲流速度場和壓力場

壓后多條人工裂縫同時生產(chǎn)時，隨著壓力波的傳播，每一條人工裂縫周圍均會形成一定范圍的波及區(qū)域[10]。在水平氣井生產(chǎn)初期，人工裂縫能夠控制的滲流面積比較小，各波及區(qū)域不會相交，即人工裂縫之間不存在相互干擾，即裂縫線性流和裂縫徑向流（縫間距較大時會出現(xiàn)）階段。隨著生產(chǎn)的進行，各波及區(qū)域逐漸擴大、并相交，最終形成一定范圍的干擾區(qū)。地層線性流階段，出現(xiàn)縫間干擾現(xiàn)象。再生產(chǎn)一段時間，多條裂縫會形成一個整體的波及區(qū)域，即擬徑向流階段。

由于裂縫的高導(dǎo)流能力，裂縫內(nèi)壓力低于儲層基質(zhì)壓力，在裂縫周圍形成細長橢圓形的壓力波。隨著生產(chǎn)的進行，壓力波范圍逐漸擴大。壓裂段數(shù)是影響壓裂水平井產(chǎn)能的重要因素，裂縫間距能否與儲層適配，對于水平井的開發(fā)尤為重要。分別對儲層滲透率為0.01，0.05，0.10，0.50，1.00，5.00×10-3μm2的致密火山巖氣藏儲層進行模擬計算，研究不同滲透率級別儲層與之適應(yīng)的裂縫間距匹配關(guān)系。

1.3.3 致密火山巖氣藏裂縫滲流間距圖版

有效滲流區(qū)域優(yōu)化為不同滲透率條件下單縫波及面積隨裂縫間距變化的曲線。從圖1 中可以看出，隨著裂縫間距增加，由于縫間干擾減小，單縫波及面積逐漸增加；后期縫間距增加到一定程度，裂縫未能控制整個儲層，單縫波及面積隨裂縫間距逐漸減小。裂縫間距應(yīng)選擇控制區(qū)內(nèi)靠近峰值的數(shù)值，峰值為該方法下的最優(yōu)裂縫間距，峰值對應(yīng)的波及面積最優(yōu)?；趦訚B透率與最優(yōu)裂縫間距、儲層滲透率與最優(yōu)波及面積的散點圖，得到致密火山巖裂縫間距優(yōu)化圖版（圖2）。儲層滲透率越大，最優(yōu)裂縫間距越大，裂縫波及面積也越大。

圖1 不同滲透率下裂縫波及面積隨間距變化

圖2 最優(yōu)裂縫間距與儲層滲透率擬合圖

儲層滲透率與最優(yōu)裂縫間距擬合函數(shù)關(guān)系：

儲層滲透率與最優(yōu)單縫波及面積擬合函數(shù)關(guān)系：

式中：D 為最優(yōu)裂縫間距，m；k 為儲層滲透率，10-3μm2；φi為圖版孔隙度，%（本文取11.3）；h為儲層有效厚度，m；hi為圖版有效厚度，m，（本文取30）；m、n為變量指數(shù)，m=0.001、n=0.34；M為單縫波及面積，104m3。

2 壓裂規(guī)模與工程參數(shù)優(yōu)化

分段壓裂最優(yōu)裂縫間距除考慮儲層流動性與壓裂裂縫干擾外，還應(yīng)考慮施工泵注排量與壓裂規(guī)模對改造體積有重要影響[11-16]，間接影響裂縫間距。致密火山巖儲層埋藏深，儲層溫度為120～150 ℃，壓裂施工壓力高，主體仍然采用延緩交聯(lián)胍膠壓裂液體系。水平井分段壓裂應(yīng)用固井滑套壓裂工藝與裸眼分段投球壓裂工藝，施工排量為5～12 m3/min，厚度為15～30 m，儲層單段壓裂液量一般為600～1 500 m3，加砂量為50～100 m3。基于儲層的基本地質(zhì)參數(shù)，通過波及體積計算得到泵注排量與壓裂液量同時變化時對應(yīng)的最優(yōu)裂縫間距。裂縫間距隨著壓裂液總量的增加而增大，也隨著泵注排量的增加而增大，最優(yōu)裂縫間距為30～45 m（圖3）。壓裂裂縫干擾真實存在，WW1P1 井儲層物性略好，平均滲透率為0.45×10-3μm2，改造平均裂縫間距45 m，壓裂時未產(chǎn)生干擾；WW1P2 井儲層物性偏差，平均滲透率0.05×10-3μm2，改造平均裂縫間距30 m，壓裂時各段停泵壓力梯度逐漸升高，裂縫干擾明顯（圖4），說明改造充分；考慮流動性與干擾特征，致密火山巖儲層壓裂裂縫間距優(yōu)化結(jié)果比較合理。

圖3 不同改造規(guī)模及施工排量與間距優(yōu)化

圖4 不同間距壓裂井停泵壓力梯度統(tǒng)計

3 現(xiàn)場試驗與分段產(chǎn)量監(jiān)測

按照致密火山巖儲層優(yōu)化設(shè)計圖版施工8 口水平井，平均單井壓裂16 段，單段壓裂液用量1 000 m3，加砂量80 m3，壓裂后平均單井日產(chǎn)氣12×104m3，II 類、III 類致密火山巖儲層改造獲得理想效果。WW1-P5 井鉆遇火山巖長度890 m，Ⅱ類有效儲層長度558.9 m，Ⅲ類有效儲層長度102.5 m。分24 段壓裂，平均裂縫間距35 m。為認識不同儲層產(chǎn)氣貢獻能力以及相同儲層試驗不同改造規(guī)模對產(chǎn)量的貢獻能力，壓裂時添加24 種具有獨特譜圖的氣體示蹤劑，并對示蹤劑注入用量和工藝進行了優(yōu)化，氣體示蹤劑注入量滿足連續(xù)取樣要求，壓裂后取樣分析各段產(chǎn)氣貢獻能力。試驗結(jié)果表明，II 類儲層產(chǎn)氣貢獻相對更高，14 段產(chǎn)氣貢獻占83.39%，平均貢獻5.96%；III 類儲層通過改造可以獲得一定的產(chǎn)能，7段產(chǎn)氣貢獻占13.55%，平均貢獻1.94%；干層產(chǎn)氣貢獻明顯更低，3 段產(chǎn)氣貢獻占3.06%，平均貢獻1.02%。II 類儲層單段壓裂液量與產(chǎn)氣貢獻占比有明顯正相關(guān)性，改造規(guī)模越大對產(chǎn)量越有利，最優(yōu)單段施工液量為800～1 000 m3（圖5）；單段壓裂加砂量與產(chǎn)氣貢獻占比有明顯正相關(guān)性，最優(yōu)單段施工加砂量為60～80 m3（圖6），繼續(xù)增大施工液量與加砂量單段產(chǎn)量沒有繼續(xù)增大。

圖5 II 類儲層液量與產(chǎn)氣貢獻率統(tǒng)計

圖6 II 類儲層加砂量與產(chǎn)氣貢獻率統(tǒng)計

4 結(jié)論

（1）致密火山巖儲層巖心物性、應(yīng)力敏感評價、巖心氣驅(qū)等實驗表明，孔隙連通性差，儲集空間為氣孔和微裂縫，應(yīng)力敏感中等，儲層束縛水含量較高。高含水條件下，共滲區(qū)間小，氣體滲流呈明顯的非線性特征，儲層滲流非線性特征的主控因素為巖石孔滲以及含水飽和度。

（2）基于壓裂水平井流動壓力場的分析，建立了分段壓裂裂縫間距優(yōu)化圖版，形成了以滲流為基礎(chǔ)的裂縫優(yōu)化系統(tǒng)，根據(jù)儲層不同物性得出最優(yōu)裂縫間距。

（3）根據(jù)水平井壓裂后分段產(chǎn)能測試，確定了致密火山巖壓裂單段最優(yōu)施工液量為800～1 000 m3，單段最優(yōu)加砂量為60～80 m3，與不同改造規(guī)模、施工排量及裂縫間距優(yōu)化結(jié)果基本一致，可有效指導(dǎo)壓裂方案優(yōu)化，提高設(shè)計針對性與開發(fā)效益。