涇河油田水平井密切割增能體積壓裂探索及認識

李凌川, 李克永

(1. 中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院, 鄭州 450006; 2. 西安科技大學 地質(zhì)與環(huán)境學院, 西安 710054)

0 引言

鄂爾多斯盆地涇河油田長8油藏為典型的裂縫型致密油藏,基質(zhì)儲層物性差,非均質(zhì)性強,儲量豐度低。孔隙度為4.0%～10.0%,平均為6.5%；滲透率為0.10～2.40 mD,平均為0.26 mD；儲量豐度為15.52×104t/km2,油井基本無自然產(chǎn)能,采用常規(guī)直井壓裂開發(fā)效益差[1-3]。2012—2013年試驗水平井分段壓裂工藝,水平井初期產(chǎn)量達到6～10 t,是周圍直井的3～5倍。然而,隨著生產(chǎn)時間的延長,受儲層物性致密,裂縫型油藏補充能量難度大,以及注水易水竄等因素影響,部分壓裂水平井產(chǎn)量遞減較快,第1年產(chǎn)量遞減率達 39.2%,預(yù)測彈性能量開發(fā)采收率僅1.96%[4-6]。如何針對涇河長8致密油的地質(zhì)特征和工程難點,優(yōu)化儲層改造工藝技術(shù)和施工參數(shù),以進一步提產(chǎn)量、控遞減是實現(xiàn)該類油藏效益開發(fā)的核心要義。

近年來,大規(guī)模密切割體積壓裂逐步發(fā)展為頁巖氣、頁巖油等非常規(guī)油氣資源普遍應(yīng)用的提產(chǎn)增效核心技術(shù),不少學者通過建立裂縫擴展數(shù)值模型,對密切割體積壓裂進行仿真模擬,分析簇間距、排量、井距及裂縫復(fù)雜程度等因素對增效效果的影響[7-11]。但是這些裂縫擴展數(shù)值模型大都基于二維均質(zhì)封閉油藏,未考慮天然裂縫分布以及孔隙壓力與地應(yīng)力的耦合,無法模擬天然裂縫發(fā)育儲層壓裂改造過程中的裂縫擴展規(guī)律。因此,該文基于ABAQUS有限元+粘結(jié)單元耦合數(shù)值模擬方法,充分考慮孔隙壓力與地應(yīng)力耦合、任意天然裂縫分布,采用多核心并行計算,模擬研究射孔簇間距、施工排量、液體黏度等因素對水力裂縫擴展的影響。該研究結(jié)果可為同類致密油密切割體積壓裂設(shè)計優(yōu)化提供參考。

1 儲層改造難點及不足

1.1 壓裂技術(shù)難點

1.2 現(xiàn)有壓裂技術(shù)的不足

近年來,涇河油田水平井分段壓裂方式由裸眼封隔器分段壓裂工藝向套管固井完井下的可鉆橋塞分段壓裂和連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝轉(zhuǎn)變,水平井壓裂改造的針對性進一步加強,壓后實現(xiàn)了井筒全通徑,為油井后期綜合治理提供了保障[12-16]。但由于儲層非均質(zhì)性強,層內(nèi)連通性差,單井產(chǎn)量受水平段鉆遇天然裂縫發(fā)育程度影響較大,水平井壓后整體表現(xiàn)出產(chǎn)量低、采出程度低等問題。通過分析前期壓裂井資料,認為產(chǎn)出低的原因如下：

1)前期壓裂規(guī)模小,儲層改造體積不足。前期壓裂單段液量(120～500 m3)、單段砂量(20～50 m3)規(guī)模普遍較小,施工排量較低(3～8 m3/min),導(dǎo)致儲層改造體積不夠。

2)裂縫間距過大,縫間儲量得不到充分動用。前期水平井裂縫間距普遍大于50 m,縫間應(yīng)力干擾作用得不到充分利用,裂縫復(fù)雜程度及縫間儲量動用效率低。

3)壓裂液體系普遍采用凍膠,不利于溝通天然裂縫。前期壓裂改造大量采用凍膠攜砂提高加砂量,但高黏凍膠不容易進入天然裂縫或基質(zhì)儲層,壓裂裂縫的復(fù)雜程度降低。

2 密切割增能體積壓裂參數(shù)優(yōu)化

密切割體積壓裂技術(shù)是指在一定的水平段長度條件下,通過縮短水力裂縫間距實現(xiàn)密集布縫,充分利用誘導(dǎo)應(yīng)力干擾來增加裂縫復(fù)雜程度,從而提升單井縫控儲量及最終采收率。涇河油田前期水平井段間距普遍在50 m以上,過大的裂縫間距無法充分利用誘導(dǎo)應(yīng)力干擾來克服較大的水平應(yīng)力差值,裂縫形態(tài)以“單一主裂縫”為主,復(fù)雜程度及改造體積偏小,油井產(chǎn)量遞減快。因此,有必要探索試驗密切割體積壓裂,為提高儲層改造體積,延緩單井遞減尋求一種更為有效的壓裂技術(shù)。

2.1 模型構(gòu)建

涇河油田長8儲層非均質(zhì)性強,天然裂縫發(fā)育,單一均質(zhì)模型無法考慮孔隙壓力與地應(yīng)力耦合,復(fù)雜裂縫擴展模擬精度低。為此,基于ABAQUS有限元+粘結(jié)單元耦合數(shù)值模擬方法,采用常規(guī)有限元+嵌入式零厚度粘結(jié)單元相結(jié)合,利用常規(guī)有限元單元模擬儲層基質(zhì),零厚度的粘結(jié)單元模擬壓裂裂縫和天然裂縫,粘結(jié)單元與儲層基質(zhì)單元通過共節(jié)點連接,通過共用節(jié)點處理基質(zhì)與裂縫單元間的應(yīng)力、位移和孔隙壓力等傳遞作用。構(gòu)建的模型具有以下幾方面的優(yōu)勢：

1)考慮孔隙壓力與地應(yīng)力耦合。采用孔隙壓力與地應(yīng)力完全耦合的數(shù)值模型,可模擬孔隙壓力變化對地應(yīng)力的影響,同時也可以模擬地應(yīng)力的變化對孔隙壓力的影響,實現(xiàn)孔隙壓力與地應(yīng)力的耦合。

將所有策略線性排列，表示策略位于an之前.由式(25)、 (26) 可知H(P)是關(guān)于時間t的非減函數(shù)，H(P)在f(P)=0處取得極值點，即常微分方程式(22)的穩(wěn)定點，更新過程{P(t),t≥0}的納什均衡點.令H(P)=gn(P)，為用戶使用混合策略的目標函數(shù)值之和，則有：

2)考慮任意天然裂縫分布。模型基質(zhì)單元網(wǎng)格劃分后,采用零厚度的Cohesive單元全域嵌入或部分嵌入,可模擬不同的儲層類型和裂縫形態(tài)。

3)多核心實現(xiàn)并行計算。模型采用多核心并行計算,能夠大幅度提升模擬計算速度,縮減模擬時間。

裂縫型儲層的壓裂裂縫擴展模型如圖1所示。采用四邊形結(jié)構(gòu)體對模型進行網(wǎng)格劃分,同時為減少計算量,對天然裂縫分布區(qū)域采用局部網(wǎng)格加密,網(wǎng)格數(shù)量51 684個。主要模擬參數(shù)見表1。

圖1 裂縫型儲層壓裂裂縫擴展模型Fig.1 Fracture propagation model of fractured reservoir

表1 主要模擬參數(shù)Table 1 Main simulation parameters

2.2 簇間距

涇河油田前期水平井裂縫間距普遍大于50 m,為此有必要研究50 m以下間距的裂縫擴展形態(tài)。假設(shè)射孔簇數(shù)為3簇,模擬簇間距為20 m,25 m,30 m和40 m條件下的裂縫展布形態(tài)如圖2所示?？梢钥闯?射孔簇間距較小時,不同射孔簇間的縫間干擾現(xiàn)象嚴重,裂縫形態(tài)更加復(fù)雜,中間射孔簇形成的裂縫長度小于兩端射孔簇,這是由于中間裂縫在兩側(cè)裂縫的應(yīng)力干擾作用下延伸困難,因而有效縫長較短；射孔簇間距增大,相應(yīng)的干擾作用逐步減弱,不同射孔簇形成的裂縫形態(tài)復(fù)雜性降低,簇間儲量得不到充分動用。

圖2 不同射孔簇間距條件下裂縫擴展形態(tài)Fig.2 Fracture propagation pattern under different perforation cluster spacing

根據(jù)Sneddon[17-20]提出的裂縫轉(zhuǎn)向判別模型：

(1)

式中：σH-h為原始水平主應(yīng)力差,MPa；σx(in),σy(in)為裂縫i對裂縫n施加的誘導(dǎo)應(yīng)力分量,MPa；v為泊松比,無因次。

水平井分段多簇壓裂示意圖如圖3所示。

圖3 水平井分段多簇壓裂示意圖Fig.3 Schematic diagram of segmented multi cluster fracturing of horizontal wells

基于以上裂縫轉(zhuǎn)向判別模型,計算不同縫內(nèi)凈壓力條件下的誘導(dǎo)應(yīng)力差與距裂縫中心距離的分布,如圖4所示。可以看出,壓裂誘導(dǎo)應(yīng)力差隨縫內(nèi)凈壓力的增加而增大,隨距離裂縫中心的距離先增大后減小。涇河油田長8儲層水平兩向應(yīng)力差值為6～10 MPa,為了保持足夠的縫內(nèi)凈壓力,與裂縫中心距離為5～8 m時,水平兩向誘導(dǎo)應(yīng)力差較大,因此合理的射孔簇間距為10～16 m。

圖4 誘導(dǎo)應(yīng)力差隨距裂縫中心距離的變化曲線Fig.4 Variation curve of induced stress differencewith distance from crack center

2.3 施工排量

前期水平井單簇施工排量較小,約為3.0 m3/min,假設(shè)射孔簇數(shù)為4簇,模擬不同單簇施工排量為3.0 m3/min,4.0 m3/min,5.0 m3/min和6.0 m3/min時的裂縫展布特征如圖5所示。可以看出,隨著施工排量增大,裂縫的復(fù)雜程度增加,儲層改造范圍不斷擴大。這是由于提高施工排量能夠大幅度增加注入壓力,使儲層的孔隙壓力增加,天然裂縫更容易起裂擴展形成復(fù)雜縫網(wǎng)。不同單簇施工排量下裂縫總長度變化規(guī)律如圖6所示。單簇施工排量3.0 m3/min條件下,壓裂裂縫的總長度為1 705 m；單簇施工排量4.0 m3/min,壓裂裂縫總長度增加至2 820 m,增加幅度達到65%；但隨著單簇施工排量進一步增大,縫長增加幅度逐步減小。因此,優(yōu)化單簇施工排量為4.0～6.0 m3/min。

圖5 不同施工排量下裂縫擴展情況Fig.5 Fracture propagation under different construction displacement

圖6 裂縫總長度隨單簇施工排量變化曲線Fig.6 Variation curve of total crack length with single cluster construction displacement

2.4 壓裂液黏度

前期壓裂液體系普遍采用凍膠,在170 s-1剪切速率下連續(xù)剪切90 min后黏度≥60 mPa·s。 假設(shè)射孔簇數(shù)為4簇時,模擬研究不同壓裂液黏度5 mPa·s,10 mPa·s,20 mPa·s和50 mPa·s條件下的裂縫擴展情況如圖7所示?？梢钥闯?隨著壓裂液黏度的不斷增大,裂縫分布長度逐步增加,分布寬度逐步降低。不同壓裂液黏度對裂縫總長度的影響也表明,隨著壓裂液黏度增大,裂縫總長度不斷增加,但壓裂液黏度增加至一定范圍后,裂縫總長度的增加幅度逐漸降低。因此,低黏壓裂液能夠顯著提升近井筒周圍裂縫復(fù)雜程度,壓裂液黏度越低,壓裂液更容易濾失進入天然裂縫中形成復(fù)雜裂縫。優(yōu)化前置液階段采用5～10 mPa·s低黏壓裂液溝通天然裂縫,擴大裂縫復(fù)雜程度；攜砂液階段采用50～60 mPa·s高黏壓裂液,采取連續(xù)加砂方式提高加砂強度和裂縫導(dǎo)流能力,實現(xiàn)較大的改造體積并建立主縫高導(dǎo)流帶。

圖7 壓裂液黏度對裂縫擴展的影響Fig.7 Effect of fracturing fluid viscosity on fracture propagation

2.5 滲吸置換

針對涇河油田長8致密低滲儲層敏感性強的特征,為進一步減小儲層傷害,降低壓裂成本,優(yōu)選采用滲吸滑溜水及低濃度胍膠壓裂液體系。前置液階段大排量注入低摩阻表面活性劑類的滲吸滑溜水,補充地層深部能量,實現(xiàn)油水滲吸置換,并攜帶小粒徑支撐劑段塞,充填微裂縫,減小液體濾失；攜砂液階段泵注高黏度攜砂壓裂液,以獲得滿足油藏長期導(dǎo)流能力的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。采用的壓裂液配方為：1)滲吸滑溜水為0.2%防膨劑+0.3%滲吸劑+清水；2)低濃度胍膠壓裂液為0.22%HPG+0.2%防膨劑+0.2%破乳助排劑+0.2%環(huán)保型殺菌劑+0.2%低溫破膠助劑+清水,交聯(lián)劑為中低溫強交聯(lián)劑。滲吸劑為表面活性劑與改性納米二氧化硅復(fù)合而成,降低油水界面張力10-3～10-2mN/m,潤濕角改變能力126°～147°,可在油滴、納米流體和巖心三相接觸處形成楔型薄膜(如圖8所示),剝離原油,增油率達到50%～60%。

圖8 自發(fā)滲吸與潤濕性轉(zhuǎn)變示意圖Fig.8 Schematic diagram of spontaneous imbibitionsand wettability transition

壓裂施工結(jié)束后燜井進行滲吸擴散,使壓裂液流動到低孔隙壓力區(qū),能大幅提高地層壓力保持水平,擾動并開啟遠端天然裂縫,增大儲層改造體積和裂縫復(fù)雜程度,加速剩余油向水力裂縫流動。為明確壓裂后燜井時間,利用涇河油田長8致密油藏的巖心開展了滲吸室內(nèi)實驗,分析壓裂液與儲層之間的相互作用。實驗選用同一層位、物性參數(shù)相近的6塊巖心,各巖心具體參數(shù)見表2。

表2 涇河油田長8儲集層巖心參數(shù)Table 2 Core parameters of Chang8 reservoir in Jinghe Oilfield

實驗步驟：1)根據(jù)SY/T 5336—2006巖心分析方法對巖心樣品進行前期處理準備工作,在清洗、烘干、冷卻后使用游標卡尺測量巖心長度和直徑,使用天平測量干質(zhì)量；2)通過抽真空或驅(qū)替的方法對清洗烘干后的巖心飽和原油,在地層溫度55 ℃下,將飽和原油后的巖心繼續(xù)浸泡在原油中300 h；3)利用優(yōu)選出的壓裂液體系按照現(xiàn)場施工程序?qū)毫岩哼M行交聯(lián)、破膠,然后將破膠液過濾得到的濾液作為實驗反應(yīng)液；4)將充分飽和原油后的巖心浸泡入實驗反應(yīng)液中,利用全自動靜態(tài)滲吸測量裝置24 h不間斷記錄巖樣的質(zhì)量變化情況,直至巖樣質(zhì)量不再發(fā)生變化時結(jié)束實驗。

對滲吸實驗各個時間節(jié)點的數(shù)據(jù)進行處理,得到相應(yīng)時間節(jié)點的巖心內(nèi)原油的相對含量,計算巖心靜態(tài)滲吸過程中的滲吸采收率。不同巖心滲吸實驗結(jié)果如圖9所示。

圖9 滲吸采收率隨時間變化規(guī)律Fig.9 Variation law of imbibition recovery with time

可以看出,隨著滲吸時間的增加,滲吸采收率不斷增大,20 d以內(nèi)滲吸采收率增長較快,當滲吸時間達到約45 d時,滲吸采收率增長幅度趨于平緩,因此基于巖心滲吸實驗結(jié)果,壓裂后燜井時間不低于45 d。同時,考慮燜井期間的壓降變化率,若單日壓降變化率小于0.1 MPa/d時,井底壓力與地層壓力達到平衡,從壓降角度認為達到開井條件。

3 現(xiàn)場試驗及分析

3.1 壓裂實施概況

A井部署在鄂爾多斯盆地南部涇河油田,水平段長1 350 m,目的層位長811油層。根據(jù)該井長811砂體厚度和垂向上、下砂體及遮擋層分布情況,結(jié)合目的層物性參數(shù)、鄰井距離及地質(zhì)要求,優(yōu)化采用可溶橋塞分段壓裂工藝完成了18段82簇密切割體積壓裂施工,簇間距5～14 m,單段最大射孔簇數(shù)6簇,施工排量15 m3/min,低黏前置液比例60%～65%,累計入地液量26 715 m3,入地砂量2 485 m3,水平段進液強度和加砂強度分別為19.8 m3/m和2.9 t/m。壓裂施工中配套19 mm暫堵球保證多簇射孔均勻起裂,暫堵效果明顯,最高暫堵后壓力上升30 MPa。

3.2 壓后效果分析

微地震監(jiān)測共識別定位出634個有效微地震事件,平臺微地震事件延伸平均長度258 m,平均寬度53 m,高度53 m,方位在72°～89°,如表3和圖10所示。通過對每一段暫堵前后微地震事件延伸長寬高的對比,結(jié)果表明多級暫堵效果較好,每次暫堵后都有新的區(qū)域被改造,出現(xiàn)新的破裂區(qū)域。通過震源機制反演得到每個微地震事件破裂的類型、傾角及方位,將破裂方位相近或相鄰的微裂縫連在一起,孤立的微裂縫被排除掉,建立微地震有效微裂縫網(wǎng)格,計算有效的壓裂改造體積E-SRV為8.3×106m3,說明儲層改造程度比較充分,獲得了比較大的有效改造體積。

表3 A井暫堵前后微地震監(jiān)測結(jié)果Table 3 Microseismic monitoring results before and after temporary plugging of well A

圖10 A井微地震監(jiān)測事件圖Fig.10 Microseismic monitoring event map of well A

壓后瞬時停泵壓力為8.7 MPa,關(guān)井壓力僅為6.8 MPa,與井區(qū)平均值10.0 MPa相比明顯偏低；燜井后開井壓力為3.6 MPa,壓降為0.213 MPa/d,壓降速率較快,證明儲層天然裂縫發(fā)育。通過升排量擬合分析,部分層段延伸壓力梯度明顯小于區(qū)塊平均值0.016 MPa/m,施工曲線壓降較大,進一步證實儲層發(fā)育天然裂縫。目前該井機抽生產(chǎn),日產(chǎn)液量31.8 t,日產(chǎn)油量3.3 t,含水率89.6%,動液面10 m,說明地層能量充足,壓裂增能效果明顯,返排率35%,產(chǎn)油量有望進一步提高。

4 結(jié)論

1)縮小射孔簇間距可以加劇不同射孔簇間的縫間干擾現(xiàn)象,裂縫形態(tài)更加復(fù)雜。涇河油田長8致密油儲層合理的射孔簇間距為10～16 m；增大排量有助于提升縫內(nèi)凈壓力,從而更容易溝通天然裂縫形成復(fù)雜縫網(wǎng),為實現(xiàn)體積改造,單簇施工排量需達到4～6 m3/min。

2)低黏壓裂液能夠顯著提升近井筒周圍裂縫復(fù)雜程度,前置液階段采用5～10 mPa·s低黏壓裂液更容易溝通天然裂縫,攜砂液階段采用50～60 mPa·s高黏壓裂液,可以連續(xù)攜砂提高加砂強度和裂縫導(dǎo)流能力。

3)壓裂施工結(jié)束后燜井進行滲吸擴散,能大幅提高地層壓力保持水平,擾動并開啟遠端天然裂縫,加速剩余油向水力裂縫流動。涇河油田長8致密油壓裂后燜井合理時間約為45 d。