準(zhǔn)噶爾盆地石炭系長直井段井網(wǎng)立體壓裂參數(shù)優(yōu)化研究

王 健， 張景臣， 王 波， 劉 昊， 孔 輝， 李 恒

1中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院 2中國石油大學(xué)(北京)

0 引言

準(zhǔn)噶爾盆地石炭系火山巖儲層具有低孔特低滲、縱向跨度大、天然裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性嚴(yán)重等特點，以往采用的單井水平井分段壓裂方式，裂縫延伸困難，縫網(wǎng)波及范圍有限，滿足不了其增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的需求[1]。通過國內(nèi)外有關(guān)體積壓裂文獻調(diào)研，認為天然裂縫發(fā)育、巖石脆性強度大、水平主應(yīng)力差小的儲集層，通過大規(guī)模體積壓裂技術(shù)易形成以主裂縫為主干的縱橫交錯的縫網(wǎng)系統(tǒng)[2]。北美的Jonah 油氣田[3]采用多井簇、密切割技術(shù)，極大地提高了儲集層的動用程度。國內(nèi)直井采用多層連續(xù)分壓技術(shù)，出現(xiàn)縱向多層動用率低，部分層段產(chǎn)能貢獻率低等難點[4]。楊遠等[5]在對體積壓裂概念和特點研究的基礎(chǔ)上，總結(jié)出影響體積壓裂的主控因素和適應(yīng)條件。李憲文等[6]提出精細化分層、優(yōu)化分層工藝技術(shù)是有效提高直井多層開發(fā)效益的方向。金成志等[7]提出利用人工裂縫干擾降低應(yīng)力差的復(fù)雜裂縫壓裂工藝，達到增大改造體積、提高單井產(chǎn)能目的。周文高[8]建立了弱層理頁巖儲層水力裂縫擴展的三維有限模型，計算分析了地應(yīng)力差、層理面性質(zhì)、注液速率對水力裂縫在弱層理面擴展路徑的影響規(guī)律。李進步等[9]通過在蘇里格氣田開展體積壓裂試驗，有效地提高了儲層整體改造程度和單井產(chǎn)能。

基于上述研究，文章提出多井整體改造、密切割成縫網(wǎng)的改造思路，采用三維壓裂生產(chǎn)設(shè)計一體化數(shù)模擬軟件Petrel構(gòu)建了石炭系火山巖油藏三維地質(zhì)模型、三維地應(yīng)力模型、天然裂縫模型和水力壓裂模型等，并從施工排量、鋪砂量、簇間距等工程因素方面分析了其對壓裂儲層裂縫的影響規(guī)律。結(jié)合本次數(shù)值模擬結(jié)果和現(xiàn)場實踐證明，借鑒水平井體積壓裂思想，對石炭系直井采用一次改造形成多縫，實現(xiàn)全井段改造，可極大限度提高致密儲集層縱向改造體積，提高單井產(chǎn)能，為實現(xiàn)石炭系油藏儲層的有效動用提供技術(shù)保障。

1 研究區(qū)概況

九區(qū)M井區(qū)石炭系油藏位于克拉瑪依市東北45 km，探明含油面積11.71 km2，石油地質(zhì)儲量594.73×104t，可采儲量56.5×104t。全區(qū)主要發(fā)育5條斷裂，走向近北東—南西向，最大水平主應(yīng)力方向以北西—南東方向為主；天然裂縫較為發(fā)育，以斜交縫、網(wǎng)狀縫為主，裂縫傾角分布在50°～90°之間；巖石類型為安山玄武巖類、凝灰?guī)r和砂礫巖，且三大類巖性均含油，含油級別相對較高的是砂礫巖和安山玄武巖。儲層分析孔隙度在7.63%～10.52%，平均滲透率在0.42～0.73 mD，表現(xiàn)為低孔特低滲儲層；儲層分布零散、跨度大，兩向應(yīng)力差較小，儲層上下遮擋作用較弱；地層原油黏度4.7 mPa·s，原始地層壓力系數(shù)1.07；凝灰?guī)r脆性好(脆性指數(shù)>50%)、砂礫巖脆性低，縱向遮擋弱。利用巖石物理力學(xué)參數(shù)軟件ROCK LAB對M1井進行層段解釋，顯示目的層段平均楊氏模量約為2.87×104MPa，平均最小水平主應(yīng)力約13.63 MPa，最大水平主應(yīng)力約16.58 MPa，泊松比0.28。

2 工區(qū)三維模型的建立

2.1 三維地質(zhì)模型和地應(yīng)力模型

根據(jù)九區(qū)M井區(qū)地質(zhì)特征和儲層物性，基于鉆井?dāng)?shù)據(jù)、單井測井解釋成果及地震數(shù)據(jù)，建立三維地質(zhì)工程一體化模型。本文基于Petrel三維壓裂生產(chǎn)設(shè)計一體化軟件，建立了一個2 400 m(x方向)×1 450 m(y方向)×1 200 m(z方向)的井組模型。模型工區(qū)面積3.48 km2，北面以檢A井?dāng)嗔褳榻?，西面以新港轄區(qū)為界，東部和南部以到古A井?dāng)嗔褳榻?；厚? 200 m，縱向包括C1～C5層，網(wǎng)格精度40 m×20 m×0.5 m，共1 106 300個網(wǎng)格。

利用序貫高斯模擬算法[10]、采用地震反演體做約束建立孔隙度模型，顯示工區(qū)孔隙度7.95%～10.72%，平均孔隙度9.51%。通過相控建模[11]和層速度精細處理相結(jié)合的方法建立三維孔隙壓力模型，顯示主要目的層的孔隙壓力值為5.5～10 MPa，平均7.75 MPa，其中M3井處于高值部位。在相控基礎(chǔ)上用孔隙度協(xié)同模擬建立含油飽和度模型，并采用井震結(jié)合的方法提高其精度，顯示含油飽和度0～80%，平均含油飽和度50%。根據(jù)三維體密度垂向積分原理獲取上覆巖層壓力并建立其模型，其值在11.6 ～21.9 MPa之間，平均為16.75 MPa。通過有效應(yīng)力比值法建立出最小水平主應(yīng)力模型和最大水平主應(yīng)力模型，顯示最小水平主應(yīng)力12.78～14.48 MPa，平均值13.63 MPa，最大水平主應(yīng)力15.25～17.9 MPa，平均值16.58 MPa。通過調(diào)整儲層滲透率使孔隙度、含油飽和度在井、粗化網(wǎng)格、模型中的數(shù)值分布頻率基本一致，顯示工區(qū)滲透率在0.5～0.75 mD之間。

以M1井為例，對其2019年6月～2020年5月的平均日產(chǎn)油量進行歷史擬合(見圖1)，計算結(jié)果與實測結(jié)果在較小的誤差范圍內(nèi)接近，說明模型與油層實際情況比較接近，能較為準(zhǔn)確地反映工區(qū)實際情況，滿足研究需求。

圖1 M1井一年的產(chǎn)量歷史擬合結(jié)果

2.2 天然裂縫模型

電阻率成像測井顯示工區(qū)裂縫非常發(fā)育(見圖2)，主要以斜交縫、網(wǎng)狀縫為主，裂縫傾角分布在50°～90°之間，以高角度裂縫為主?？傮w裂縫十分發(fā)育且分布規(guī)律明顯，主要集中在距石炭系頂面300 m以內(nèi)，裂縫總體密度平均11條/m。

圖2 檢B井EMI圖像識別裂縫類型

在井組模型基礎(chǔ)上充分考慮天然裂縫在原始地層中的分布和擴展情況，給定天然裂縫產(chǎn)狀、密度、尺寸等參數(shù)，構(gòu)建天然裂縫模型。

3 模擬過程與結(jié)果分析

要實現(xiàn)壓裂改造的成功，獲得較大儲層改造體積的縫網(wǎng)，首先需要與地質(zhì)上密切結(jié)合，其次合理的工程參數(shù)設(shè)計也尤為重要。施工排量、簇間距、攜砂量、壓裂液用量及黏度等因素都會影響天然裂縫的開啟以及裂縫的復(fù)雜程度，從而影響儲層改造效果[12]。

基于上述所建立的地質(zhì)力學(xué)模型，對目標(biāo)區(qū)塊4口老井(M1、M2、M3、M4)和6口新井(M5、M6、M7、M8、M9、M10)建立了立體井網(wǎng)模型，利用Kinetix壓裂模擬功能，在充分考慮儲層非均質(zhì)、應(yīng)力各向異性基礎(chǔ)上采用全耦合數(shù)值法求解，不但能夠模擬裂縫擴展機制，而且還能考慮水力裂縫和天然裂縫的相互作用，真正實現(xiàn)模擬復(fù)雜縫網(wǎng)形態(tài)的目的?？紤]到本次是以整個區(qū)塊作為參考目標(biāo)，在井網(wǎng)情況下對目標(biāo)直井進行立體壓裂，由于控制成本的需要，井區(qū)施工壓裂液黏度較小，因此將施工排量、簇間距和每段攜砂量等作為主控工程因素，分析其對壓裂儲層裂縫的影響規(guī)律，并根據(jù)不同施工條件下的裂縫擴展效果優(yōu)選出了合適的施工參數(shù)。

3.1 施工排量優(yōu)化

老井初次壓裂采用小排量、小液量的方式壓裂，隨著生產(chǎn)時間推移，生產(chǎn)效果逐漸下降，即初期產(chǎn)量高，但穩(wěn)產(chǎn)較差，因此擬對新井采用大排量壓裂。

由于老井管線和設(shè)備的限制，擬對老井的施工排量設(shè)置為3.0 m3/min、3.8 m3/min、4.5 m3/min，對新井的施工排量設(shè)置為10 m3/min、12 m3/min、14 m3/min等6種情況開展裂縫擴展模擬研究。結(jié)果表明，隨著排量的增大，縫長增大，但當(dāng)排量增大到一定值后反而會導(dǎo)致縫長小幅度降低。綜合考慮裂縫擴展效果和壓裂施工設(shè)備條件，較為適宜的壓裂施工排量為M1、M3井3 m3/min，M2、M4井3.8m3/min，6口新井12 m3/min。

3.2 簇間距優(yōu)化

在多裂縫壓裂設(shè)計中，如何合理設(shè)置水力裂縫間距、最大限度形成縫網(wǎng)是儲層改造過程中的關(guān)鍵問題，因此，簇間距的確定成為長直井“大段多簇”壓裂設(shè)計的核心。在同等條件下，簇間距越小，中間簇越難形成有效壓裂裂縫，但簇間距過大又不利于形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。綜合地質(zhì)和施工條件確定老井的單段改造長度為25 m，單段簇間距設(shè)置5 m、10 m、15 m；新井的單段改造長度為60 m，單段簇間距設(shè)置10 m、15 m、20 m等6種情況開展裂縫擴展模擬研究。結(jié)果表明，在M1、M3井簇間距5 m，M2、M4井簇間距10 m，M7、M8、M10井簇間距15 m，M5、M6、M9井簇間距20 m時，裂縫擴展最好。

3.3 砂量優(yōu)化

在選優(yōu)出施工排量和簇間距的基礎(chǔ)上，對單段鋪砂量進行優(yōu)化設(shè)計。數(shù)值模擬結(jié)果表明，在4口老井每段砂量50 m3，M6井每段砂量70 m3，M5、M7、M8、M9、M10井每段砂量80 m3左右時，裂縫擴展最好。

由上述水力壓裂數(shù)值模擬結(jié)果可以看出：

(1)施工排量對壓裂裂縫的形態(tài)有較大影響。當(dāng)排量較小時，縫內(nèi)凈壓力不足以開啟天然裂縫，僅有少量人工次生裂縫衍生，帶寬很窄，復(fù)雜縫網(wǎng)難以實現(xiàn)；隨著排量的增大，人工裂縫長度增加，溝通天然裂縫變多，縫網(wǎng)變復(fù)雜，但此時繼續(xù)增大排量，裂縫擴展的效果反而不明顯。此外，由于支撐劑的沉降和重力作用，攜砂液將支撐劑攜帶至儲層的中下部，而地層中的高滲透帶具有鋪砂不均的情況，所以選定合理的排量既可以避免非儲層段無效裂縫高度，還可以有效提高對儲層段動用程度，加大裂縫長度，從而提高油井產(chǎn)能。

(2)多簇裂縫同步擴展時，應(yīng)力干擾對于裂縫延伸以及幾何形態(tài)作用明顯。當(dāng)簇間距過小時，簇間應(yīng)力干擾作用明顯，裂縫間抑制作用大，不利于裂縫的橫向擴展；隨著簇間距的增加，裂縫總長出現(xiàn)先增加后減小的趨勢。因此，選擇合理的簇間距有利于縫間相互干擾，形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

(3)隨著每段攜砂用量的提高，裂縫擴展長度顯著增大，但當(dāng)砂量持續(xù)增加到一定值后，縫網(wǎng)復(fù)雜程度、儲層改造效果及主裂縫長度整體變化微小，說明對石炭系火山巖低孔特低滲儲層采用大液量、中砂比的壓裂改造思路進行壓裂改造，可以及時補充地層能量，確保壓裂施工效果和油井取得較好的產(chǎn)量。

3.4 壓后產(chǎn)量模擬

根據(jù)模擬和分析結(jié)果分別對6口新井進行壓后產(chǎn)量模擬(圖3)，比較每口井的增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)情況，結(jié)果顯示研究區(qū)壓裂后181 d產(chǎn)油總量為6 724.5 t，平均每口井半年產(chǎn)油1 120.75 t。

圖3 新井壓后產(chǎn)量模擬

綜合來看，以支撐裂縫的擴展效果為依據(jù)，結(jié)合壓后產(chǎn)量模擬，選擇一套合適的現(xiàn)場壓裂工藝，能達到較好的改造效果，見表1。

表1 壓裂直井優(yōu)選施工參數(shù)

4 現(xiàn)場應(yīng)用情況

九區(qū)石炭系油藏前期老井采用油管壓裂、排量小、液量低、砂比高的常規(guī)壓裂方式進行壓裂，其生產(chǎn)效果隨生產(chǎn)時間的推移愈發(fā)下降，在2016年后產(chǎn)量下降趨勢尤為明顯。2021年對九區(qū)石炭系10口直井進行現(xiàn)場立體壓裂改造并實時跟蹤其產(chǎn)量，由表2可以看出，老井二次壓裂后初期產(chǎn)油量1.52～4.5 t/d，平均日產(chǎn)油量3.32 t，與二次壓裂前的平均日產(chǎn)油量2.09 t相比提高了58.85%；表3顯示新井壓裂后初期產(chǎn)油量2.26～8.02 t/d，平均日產(chǎn)油量6.03 t，與以往采用舊工藝的老井相比產(chǎn)量提高了122%，投產(chǎn)結(jié)果與模擬結(jié)果誤差小于15%。結(jié)果表明：對石炭系直井采用新工藝壓裂，支撐裂縫復(fù)雜程度較高，縫長較長，支撐劑運移較遠，壓裂改造效果明顯。

表2 老井二次壓裂后產(chǎn)量統(tǒng)計表

表3 新井壓裂后產(chǎn)量統(tǒng)計表

5 結(jié)論

(1)九區(qū)石炭系儲層壓裂過程中易形成分支裂縫，針對生產(chǎn)時間長、地層虧空嚴(yán)重的老區(qū)加密直井，適合采用立體壓裂的方式進行儲層改造。

(2)基于石炭系油藏水平應(yīng)力差異小、天然裂縫發(fā)育、有利于形成復(fù)雜裂縫的特點，借鑒非常規(guī)油氣藏實施體積壓裂的成功經(jīng)驗，提出石炭系長直井段立體井網(wǎng)體積壓裂設(shè)計方法，實現(xiàn)全井段的改造，有效增加了壓裂裂縫的復(fù)雜程度。

(3)通過數(shù)值模擬研究明確了對九區(qū)石炭系油藏進行直井立體壓裂的可行性，由現(xiàn)場施工10口直井的產(chǎn)量數(shù)據(jù)可知，其綜合產(chǎn)能較改造前大幅增加，說明對石炭系直井使用立體壓裂技術(shù)能極大提高壓裂改造效果和單井產(chǎn)能。