致密砂巖油藏水平井密切割壓裂改造參數(shù)優(yōu)化

任佳偉 ，張先敏 ，王賢君 ，王維

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；2．低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安710018；3.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；4.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院，黑龍江 大慶 163000）

0 引言

松遼盆地北部致密油儲層為典型致密砂巖儲層，勘探潛力巨大。與北美、新疆等典型致密砂巖油藏相比，儲層具有埋深較淺、原始地層能量不足、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、天然裂縫基本不發(fā)育、水平應(yīng)力差小等特征[1-2]。大慶油田采用“水平井+體積壓裂”技術(shù)對儲層進(jìn)行改造，并獲得成功，但在實(shí)踐過程中，經(jīng)常面臨著對人工裂縫形態(tài)認(rèn)識不明確、單井產(chǎn)量遞減快、整體經(jīng)濟(jì)效益差等問題[3]。礦場開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明：通過“細(xì)分切割”致密油儲層，進(jìn)行密切割壓裂設(shè)計(jì)，可使基質(zhì)單元最小化，有效縮短滲流距離，是非常規(guī)油氣田進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量的主體技術(shù)手段[4-6]。

密切割壓裂改造技術(shù)的關(guān)鍵在于裂縫間距的縮小，但隨著裂縫間距減小，單井人工裂縫總條數(shù)隨之增加，各簇裂縫的擴(kuò)展相互影響，人工裂縫的起裂及擴(kuò)展情況相當(dāng)復(fù)雜[7-9]；因此，密切割壓裂改造技術(shù)在目標(biāo)油藏的適用性還有待研究。再者，壓裂施工過程中，通常采用極限分簇限流技術(shù)實(shí)現(xiàn)小間距壓裂施工，該技術(shù)在保證每簇裂縫可壓開的同時(shí)，也會(huì)導(dǎo)致每條裂縫的分流量降低，單條裂縫的改造規(guī)模隨之降低[5，10]。 因此，有必要優(yōu)化裂縫條數(shù)及與儲層相適應(yīng)的裂縫導(dǎo)流能力，確定最佳裂縫參數(shù)組合，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)水平井高效動(dòng)用和規(guī)模開發(fā)。

為解決以上問題，本文采用數(shù)值模擬方法，建立裂縫擴(kuò)展及產(chǎn)能預(yù)測模型，明確目標(biāo)油藏體積壓裂裂縫形態(tài)，闡明密切割壓裂改造技術(shù)在目標(biāo)油藏的適用性，分析裂縫間距、導(dǎo)流能力2個(gè)關(guān)鍵改造參數(shù)對體積壓裂改造效果的影響規(guī)律，通過協(xié)同優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)對密切割體積壓裂規(guī)模的最優(yōu)化設(shè)計(jì)。

1 水力壓裂裂縫擴(kuò)展特征

明確致密砂巖儲層水力裂縫形態(tài)是選擇壓裂改造方式的基礎(chǔ)。水力壓裂裂縫（亦稱人工裂縫）擴(kuò)展形態(tài)受巖石脆性、三向（水平最大、最小方向和垂向）主應(yīng)力特征、天然裂縫發(fā)育情況等多種因素影響[11]。目前研究裂縫擴(kuò)展規(guī)律的方法主要有室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方法和數(shù)值模擬方法。國內(nèi)外學(xué)者利用真三軸壓裂設(shè)備開展模擬實(shí)驗(yàn)，研究了復(fù)雜縫網(wǎng)形成的基礎(chǔ)條件[12-14]。然而，大慶地區(qū)較難發(fā)現(xiàn)儲層天然露頭，而人工巖心又難以準(zhǔn)確反映巖石擴(kuò)展的實(shí)際規(guī)律；因此，通過物理模擬實(shí)驗(yàn)研究裂縫擴(kuò)展規(guī)律的基礎(chǔ)條件并不完善。體積壓裂數(shù)值模擬方法具有適用性強(qiáng)、經(jīng)濟(jì)高效等優(yōu)點(diǎn)，被廣泛應(yīng)用于壓裂設(shè)計(jì)及參數(shù)優(yōu)化[15-17]。鑒于此，本文基于ABAQUS平臺，采用擴(kuò)展有限元方法（XFEM）模擬水力壓裂裂縫擴(kuò)展形態(tài)，在數(shù)值模型中添加黏聚力損傷（cohesive）單元來模擬天然裂縫。模型主要輸入?yún)?shù)見表1。

表1 模型基本參數(shù)

模型設(shè)置不同天然裂縫密度和水平應(yīng)力差（即最大水平主應(yīng)力σH與最小水平主應(yīng)力σh之差）的組合條件。初始模型示意見圖1，裂縫擴(kuò)展情況如圖2（圖中藍(lán)色表示基質(zhì)，裂縫中紅色表示裂縫擴(kuò)展開度）所示。

圖1 初始模型示意

圖2 不同水平應(yīng)力差和天然裂縫密度組合下的裂縫擴(kuò)展形態(tài)

由圖2可知：隨著天然裂縫密度的增加和水平應(yīng)力差的減小，人工裂縫較容易溝通應(yīng)力薄弱的天然裂縫面并發(fā)生轉(zhuǎn)向，形成復(fù)雜裂縫。當(dāng)儲層天然裂縫不發(fā)育時(shí)，即使水平應(yīng)力差為0，人工裂縫擴(kuò)展結(jié)果依然以單一裂縫為主，前人通過物理模擬實(shí)驗(yàn)也得出相同結(jié)論[4，18-19]；因此，天然裂縫發(fā)育及小水平應(yīng)力差是儲層形成復(fù)雜裂縫的必要條件。

大慶油田致密砂巖儲層水平應(yīng)力差在3～6 MPa，天然裂縫發(fā)育不普遍。基于現(xiàn)有理論認(rèn)識并結(jié)合圖2判斷：大慶致密砂巖儲層體積壓裂后的人工裂縫難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)，而是主要形成沿最大水平主應(yīng)力方向上的橫切裂縫?；诖苏J(rèn)識，在不考慮天然裂縫存在的條件下，設(shè)計(jì)不同裂縫間距，進(jìn)行了多種條件組合的算例模擬。模擬結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同裂縫間距下裂縫擴(kuò)展形態(tài)及最大水平主應(yīng)力云圖

由圖3可知：當(dāng)裂縫間距分別為2.5，5.0 m時(shí)，后擴(kuò)展裂縫受先擴(kuò)展裂縫應(yīng)力干擾的影響，裂縫扭曲嚴(yán)重，中間裂縫擴(kuò)展尺寸小，總裂縫長度也受到影響；而當(dāng)裂縫間距分別為10.0，20.0 m時(shí)，二者均形成簡單雙翼裂縫，此時(shí)應(yīng)力干擾對裂縫擴(kuò)展形態(tài)影響較小，各簇裂縫均可獨(dú)立擴(kuò)展，先后擴(kuò)展的主裂縫相互平行且尺寸相近。由此得出，目標(biāo)油藏實(shí)施小間距（不大于20.0 m）密切割壓裂，具備較好的可壓條件。

2 密切割壓裂改造技術(shù)的適用性

水平井密切割壓裂設(shè)計(jì)的技術(shù)核心之一是裂縫間距的優(yōu)化設(shè)計(jì)。在進(jìn)行裂縫間距優(yōu)化設(shè)計(jì)時(shí)，有必要量化研究液體在地層中的有效（極限）滲流距離。借鑒Mayerhofer等[20-21]提出的液體有效滲流距離與驅(qū)替壓差的關(guān)系式（式（1）），綜合致密砂巖非線性滲流室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，分析目標(biāo)油藏致密砂巖儲層有效滲流距離的變化規(guī)律。

式中：λ為啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；pr為地層壓力，MPa；pw為井底流壓，MPa；pr-pw為驅(qū)替壓差，MPa；εf為人工裂縫寬度，m；L為有效滲流距離，m；K為儲層（基質(zhì)）滲透率，10-3μm2。

根據(jù)式（1），選取不同儲層滲透率值，計(jì)算出儲層實(shí)際啟動(dòng)壓力梯度，再使用試算法編程進(jìn)行有效滲流距離的求解，最終得到不同儲層滲透率與驅(qū)替壓差組合條件下的有效滲流距離（見圖4）。

圖4 不同驅(qū)替壓差下液體有效滲流距離與儲層滲透率的關(guān)系

由圖4可知：不同驅(qū)替壓差所對應(yīng)的液體有效滲流距離有限；隨著儲層壓力下降，驅(qū)替壓差減小，液體有效滲流距離減小。而且，隨著儲層滲透率降低，啟動(dòng)壓力梯度更高，油氣滲流難度增加，液體有效滲流距離明顯降低。對于水平井多級壓裂，縮小裂縫間距意味著縮短了基質(zhì)流體流向裂縫的距離，滲流所需驅(qū)替壓差也會(huì)減小，基質(zhì)流體更易向人工裂縫供液，油井產(chǎn)量可獲得明顯提升。因此，致密砂巖儲層可通過密切割壓裂改造縮短儲層流體的有效滲流距離，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

以目標(biāo)油藏現(xiàn)有典型生產(chǎn)井為例。采用油藏?cái)?shù)值模擬軟件建立致密砂巖儲層多簇體積壓裂水平井產(chǎn)量預(yù)測模型，基本參數(shù)見表2。通過在基質(zhì)及裂縫區(qū)域定義不同類型的巖石壓實(shí)模型，實(shí)現(xiàn)儲層孔滲物性參數(shù)與油藏孔隙壓力的耦合，從而模擬基質(zhì)區(qū)域的應(yīng)力敏感性及人工裂縫閉合動(dòng)態(tài)，在基質(zhì)區(qū)域設(shè)置啟動(dòng)壓力梯度。

表2 地質(zhì)模型基本參數(shù)

根據(jù)水平井壓后實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，采取歷史擬合方法驗(yàn)證模型的正確性（見圖5）。模擬結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)情況吻合較好，相對誤差較小，驗(yàn)證了模型的正確性，說明該模型可作為基礎(chǔ)模型開展相關(guān)研究。

圖5 水平井實(shí)際生產(chǎn)情況與歷史擬合曲線

開展裂縫間距分別為70，50，30，10 m條件下的產(chǎn)能模擬。對比投產(chǎn)3 a后地層含油飽和度變化（見圖6）。

圖6 不同裂縫間距條件下的儲層含油飽和度分布

由圖6可以看出：當(dāng)裂縫間距分別為50，70 m時(shí)，儲層剩余油動(dòng)用區(qū)域集中在人工主裂縫周圍，裂縫之間存在明顯的剩余油未動(dòng)用區(qū)域；當(dāng)裂縫間距分別為10，30 m時(shí)，儲層整體動(dòng)用程度提高，剩余油得到了連片動(dòng)用。因此，密切割壓裂改造技術(shù)在目標(biāo)油藏具有較好的適用性。

3 密切割壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化

密切割壓裂隨著裂縫間距減小，每條裂縫所控制的基質(zhì)中的油氣范圍減小，儲層所需裂縫導(dǎo)流能力發(fā)生變化，因此，在縮小裂縫間距的同時(shí)需要考慮裂縫導(dǎo)流能力的協(xié)同優(yōu)化。另外，裂縫半長及導(dǎo)流能力與壓裂規(guī)模呈非線性關(guān)系，當(dāng)裂縫半長增加到一定程度時(shí)，后期增加裂縫半長及導(dǎo)流能力需消耗更多的壓裂材料[5]。在密切割體積壓裂改造方式下，壓裂用液量及加砂量隨簇?cái)?shù)增加而顯著增加，單井壓裂成本明顯增加。若刻意追求高用液量及高加砂量，而不考慮投入產(chǎn)出比是不可行的；因而，應(yīng)在保證單井剩余油整體動(dòng)用的基礎(chǔ)上，探索產(chǎn)能與壓裂成本之間的最佳匹配方式。

基于所建立的基礎(chǔ)模型，分別設(shè)定裂縫導(dǎo)流能力為 50×10-3，100×10-3，150×10-3，200×10-3，250×10-3，300×10-3，350×10-3，400×10-3μm2·m，裂縫間距分別為 10，20，30，40，50，60 m，定井底流壓 6 MPa進(jìn)行生產(chǎn)。 不同裂縫參數(shù)組合方案下的單口水平井3 a累計(jì)產(chǎn)油量分析結(jié)果見圖7。

圖7 不同裂縫參數(shù)組合下單口水平井3 a累計(jì)產(chǎn)油量

由圖7可知，在裂縫導(dǎo)流能力一定的條件下，隨著人工裂縫間距的增加，累計(jì)產(chǎn)油量減少。因此，在保證經(jīng)濟(jì)開發(fā)的前提下，盡可能縮小裂縫間距，采取密切割壓裂開發(fā)，可達(dá)到較好的增產(chǎn)效果。在裂縫間距一定的條件下，隨著裂縫導(dǎo)流能力增加，累計(jì)產(chǎn)油量增加，但當(dāng)導(dǎo)流能力增加到一定閾值后，累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度明顯減小。在小裂縫間距條件下，裂縫導(dǎo)流能力對致密砂巖儲層水平井產(chǎn)量的影響程度有限。這是由于，當(dāng)基質(zhì)向裂縫供液能力達(dá)到上限后，再增加裂縫導(dǎo)流能力也不會(huì)提高產(chǎn)量。因此，在密切割壓裂改造時(shí)，刻意追求過高的裂縫導(dǎo)流能力，難以達(dá)到預(yù)期的效果。

以該典型生產(chǎn)井為例。參考實(shí)際壓裂施工數(shù)據(jù)，在保持輸入地層液量5 642 m3、加砂總量1 330 m3不變的前提下，使用壓裂工藝設(shè)計(jì)軟件，得到4種裂縫間距條件下裂縫參數(shù)組合的壓裂設(shè)計(jì)方案（見圖8a），基于地質(zhì)工程一體化思想，將壓裂設(shè)計(jì)方案結(jié)果導(dǎo)入油藏?cái)?shù)值模擬模型，進(jìn)行開發(fā)效果預(yù)測。產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果見圖8b，儲層含油飽和度分布見圖9。

圖8 相同壓裂投入下不同壓裂設(shè)計(jì)方案及其產(chǎn)量預(yù)測

圖9 相同壓裂投入和不同裂縫間距下的儲層含油飽和度分布

由圖8可知：在相同壓裂投入的前提下，當(dāng)裂縫間距由20 m增加到80 m，總裂縫條數(shù)減小，單簇裂縫壓裂規(guī)模隨之增大，平均裂縫半長由165 m增加到286 m，平均裂縫導(dǎo)流能力由62×10-3μm2·m增加到425×10-3μm2·m，但單井累計(jì)產(chǎn)油量由12408t降低至7924t。綜合產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果及含油飽和度分布（見圖8b、圖9）可以得出：在壓裂輸入地層液量和加砂量不變的前提下，水平井采用“密切割+中低導(dǎo)流能力”壓裂設(shè)計(jì)方案，可有效提高單井產(chǎn)量，同時(shí)控制和降低成本。

4 應(yīng)用效果

在大慶油田某致密油試驗(yàn)區(qū)開展了水平井QH004井密切割壓裂礦場改造試驗(yàn)。目標(biāo)試驗(yàn)區(qū)平均滲透率為0.37×10-3μm2，平均孔隙度為12.5%，水平應(yīng)力差為2.9 MPa，但天然裂縫不發(fā)育。理論及微地震監(jiān)測分析認(rèn)為，常規(guī)壓裂工藝難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)，人工裂縫形態(tài)為橫向縫。

為此，在保證優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率基礎(chǔ)上，針對QH004井實(shí)施密切割壓裂設(shè)計(jì)方案：改造裂縫間距為30 m，布縫共20段52簇，采用胍膠壓裂液體系，平均施工排量為16 m3/min。將試驗(yàn)區(qū)QH006，QH007兩口常規(guī)壓裂水平井（均采用胍膠壓裂液體系）作為對比井，對比其壓裂改造參數(shù)及壓后生產(chǎn)效果（見表3、圖10）。

表3 水平井壓裂設(shè)計(jì)施工參數(shù)對比

圖10 試驗(yàn)井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

由表3可知，QH004井與2口對比井相比，裂縫間距縮小至30 m，單井改造簇?cái)?shù)明顯增加。從壓后投產(chǎn)效果看，QH004井通過密切割壓裂儲層改造后，因其持續(xù)供液能力較強(qiáng)，初期產(chǎn)油量平均為11.09 t/d，投產(chǎn)4 a后產(chǎn)油量穩(wěn)定在4.04 t/d，累計(jì)產(chǎn)油量及年均產(chǎn)油量較對比井均明顯提升，穩(wěn)產(chǎn)期顯著增加，產(chǎn)量遞減也得到有效控制，壓裂投資回收周期明顯縮短。

5 結(jié)論

1）目標(biāo)油藏致密砂巖儲層天然裂縫發(fā)育不普遍，水力壓裂裂縫擴(kuò)展特征以切割雙翼縫為主，需采取密切割壓裂改造思路，增加儲層改造體積，提高單井產(chǎn)量。

2）裂縫間距和裂縫導(dǎo)流能力關(guān)系著密切割壓裂改造體積的大小，由于致密砂巖儲層基質(zhì)供液能力有限，刻意追求過高的導(dǎo)流能力難以達(dá)到預(yù)期效果。

3）在相同壓裂投入條件下，“密切割+中低導(dǎo)流能力”的壓裂設(shè)計(jì)方式，可有效擴(kuò)大儲層動(dòng)用范圍，提高單井產(chǎn)量；同時(shí)，該壓裂模式在提升產(chǎn)量的基礎(chǔ)上，還可控制和降低壓裂成本。

4）密切割體積壓裂礦場應(yīng)用試驗(yàn)表明，相比常規(guī)壓裂水平井，密切割壓裂水平井累計(jì)產(chǎn)油量及年均產(chǎn)油量明顯提高，增產(chǎn)效果顯著。該技術(shù)可為該地區(qū)致密砂巖油藏水平井壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化提供借鑒。