王文東,蘇玉亮,慕立俊,唐梅榮,高 麗

(1.中國石油大學石油工程學院,山東青島 266580；2.長慶油田油氣工藝研究院,陜西西安 710021； 3.中國石油遼河油田分公司,遼寧盤錦 124010)

致密油藏直井體積壓裂儲層改造體積的影響因素

王文東1,蘇玉亮1,慕立俊2,唐梅榮2,高 麗3

(1.中國石油大學石油工程學院,山東青島 266580；2.長慶油田油氣工藝研究院,陜西西安 710021； 3.中國石油遼河油田分公司,遼寧盤錦 124010)

基于三疊系長7致密儲層地質(zhì)特征建立直井典型縫網(wǎng)模型,利用數(shù)值模擬方法對體積壓裂與常規(guī)壓裂的開發(fā)效果進行對比,模擬不同縫網(wǎng)形態(tài)、裂縫間距及導流能力對體積壓裂儲層改造體積(VSR)的影響。結(jié)果表明:體積壓裂改造方式能夠改善油藏的滲流環(huán)境,增加儲層動用程度,大幅度提高單井產(chǎn)能；儲層改造體積越大,壓后產(chǎn)量越高；相同改造體積下,開發(fā)效果與井筒連通的有效裂縫體積密切相關(guān)；裂縫間距及主、次裂縫導流能力對儲層改造體積的影響較大。

致密油藏；儲層改造體積；縫網(wǎng)形態(tài)；導流能力

超低滲透致密儲層物性差,孔隙結(jié)構(gòu)復雜、面孔率低、喉道細小,常規(guī)壓裂技術(shù)很難達到預期的增產(chǎn)效果[1-2]。但是儲層中天然裂縫發(fā)育,壓裂施工中可以通過優(yōu)化排量、低液體黏度等技術(shù)達到縫內(nèi)凈壓力裂縫開啟條件,使得沿主裂縫壁面延伸并溝通多條次生裂縫與微裂縫,最終在地層中形成復雜裂縫網(wǎng)絡(luò),從而大幅度提高壓后單井產(chǎn)能,該技術(shù)即為體積壓裂技術(shù)[3]。在致密儲層改造實例中,復雜的網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)與井筒有效的連接,雙翼裂縫的裂縫長度與導流能力的概念已經(jīng)不再適用,因此提出儲層改造體積來描述單井的生產(chǎn)動態(tài)。筆者研究致密儲層典型縫網(wǎng)形態(tài)的儲層改造體積及縫網(wǎng)參數(shù)對單井生產(chǎn)動態(tài)的影響。

1 地質(zhì)概況及概念模型的建立

長慶油田三疊系長7儲層類型單一,主要受巖性控制,構(gòu)造變化緩和,平均埋深2.241 km,原始地層壓力16.8 MPa,平均孔隙度8.8%,平均滲透率0.19×10-3μm2。區(qū)域水平最大主應(yīng)力與最小主應(yīng)力的差值變化較小,最大主應(yīng)力方向為北偏東75°。巖心觀測及現(xiàn)場測試結(jié)果顯示該儲層中發(fā)育有兩組天然裂縫,主要為北東向,其次為北西向?；陂L7儲層地質(zhì)特征建立考慮最大主應(yīng)力方向的概念模型,并首次采用等效加密法(EQ-LGR)對不同縫網(wǎng)形態(tài)、縫網(wǎng)參數(shù)的體積壓裂典型方案進行模擬研究。模型中以主裂縫(沿最大主應(yīng)力方向北東75°)為縫網(wǎng)系統(tǒng)的主干,次裂縫沿主裂縫壁面延伸并與天然裂縫交錯形成復雜縫網(wǎng)[4],通過合并加密技術(shù)將主次裂縫貫通。定義“主裂縫長度a”和“次裂縫寬度b”來表征裂縫擴展的廣度和寬度[5]見圖1,縫網(wǎng)系統(tǒng)所包括的范圍即為單井的儲層改造體積的范圍?？p網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)的裂縫間距以及主、次裂縫導流能力各不相同,裂縫間距s指的是每兩條平行次裂縫間的距離。

圖1 儲層改造體積定義與等效加密模型示意圖Fig.1 Definition of stimulated reservoir volume&schematic diagram of EQ-LGR model

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。

2 計算結(jié)果分析

2.1 體積壓裂改造單井動態(tài)特征

本例中直井常規(guī)壓裂的縫長與體積壓裂主裂縫長度相同,次生裂縫網(wǎng)絡(luò)面積為2×104m2,裂縫網(wǎng)絡(luò)的導流能力為0.7 μm2·cm。致密儲層基質(zhì)滲透率極低,常規(guī)壓裂單井產(chǎn)能約為1 m3,單一裂縫的壓裂方式已經(jīng)不能滿足生產(chǎn)需求,因此想要獲得較高的產(chǎn)量必須進行體積壓裂改造。圖2給出了直井常規(guī)壓裂和體積壓裂改造生產(chǎn)10 a后的產(chǎn)量及壓力分布。從圖2(a)中可以看出,體積壓裂改造后單井產(chǎn)能較常規(guī)壓裂大幅度提高。圖2(b)中淺色區(qū)域代表的是油藏的初始壓力,生產(chǎn)初期常規(guī)壓裂的泄油區(qū)域僅在兩翼裂縫附近,而體積壓裂可以形成復雜裂縫網(wǎng)絡(luò),增大了與儲層的有效接觸面積,壓力波已經(jīng)擴散到次裂縫網(wǎng)絡(luò)邊緣；10 a末,垂直于主裂縫壁面方向的儲層動用程度也明顯增加,其泄油面積要遠大于前者。另一方面,復雜縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)內(nèi)部滲流模式也發(fā)生了改變,基質(zhì)向裂縫的“長距離”線性流變成“短距離”線性流,縫網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)基質(zhì)向裂縫流動的有效驅(qū)動壓力大大降低；相同的驅(qū)替壓差下,裂縫網(wǎng)絡(luò)對產(chǎn)能貢獻大于60%。由此可見,體積改造技術(shù)不僅能夠提高儲層動用,還可以改善油藏滲流環(huán)境,從而大幅度提高單井產(chǎn)能。

圖2 體積壓裂改造與常規(guī)壓裂改造單井動態(tài)特征Fig.2 Stimulated reservoir volume of vertical well and conventional fracturing well performance

2.2 儲層改造體積對單井產(chǎn)能的影響

致密儲層改造過程不同于頁巖儲層,由于儲層滲透率極低,如果地層中不能有效地溝通天然裂縫,將會導致產(chǎn)量極低或沒有產(chǎn)量,因此裂縫網(wǎng)絡(luò)體積將直接決定最終的開發(fā)效果[6-8]。以矩形縫網(wǎng)為例在縫網(wǎng)長寬比不同的情況下,研究儲層改造體積對單井生產(chǎn)動態(tài)的影響(表1)。

表1 不同儲層改造體積設(shè)計Table 1 Different stimulated reservoir volume design

圖3為不同儲層改造體積產(chǎn)油量對比(裂縫間距s為50 m)。由圖3可見不同儲層改造體積的單井初期產(chǎn)量變化不大,但是儲層改造體積越大,穩(wěn)產(chǎn)階段單井產(chǎn)量越高,最終累積產(chǎn)油量及采出程度也越大。開采10 a后,當VSR從112×104m3增加到252×104m3時,儲層改造體積增加了55%,累積產(chǎn)油量增加了26%,而當VSR從252× 104m3增加到448×104m3時,儲層改造體積增加了43%而累積產(chǎn)油量僅增加了8%,也就是說儲層改造體積增加了近一倍。累積產(chǎn)油量提高了不到1/10。這說明在相同的開發(fā)時刻,隨著儲層改造體積的增大,累積產(chǎn)油量增幅迅速降低,累積產(chǎn)油量逐漸趨于平緩。這主要是由于單井控制儲量十分有限,無限制增加儲層改造體積并沒有多大意義。同時,增加儲層改造體積還會加大壓裂規(guī)模,增加施工難度。

圖3 不同儲層改造體積產(chǎn)油量對比Fig.3 Comparison of oil production for different size of stimulated reservoir volume

圖4為縫網(wǎng)長寬比與累積產(chǎn)油量的關(guān)系。由圖4可見,在儲層改造體積相同的條件下,隨著縫網(wǎng)長寬比逐漸增大,單井的開發(fā)效果主要受到縫網(wǎng)長度即主裂縫長度的影響。a∶b=1∶4時次裂縫縫網(wǎng)長度雖然較大,但在開發(fā)過程中并不占明顯的優(yōu)勢,所以在體積壓裂設(shè)計中要達到理想壓裂效果也應(yīng)保證一定的縫網(wǎng)長度。

圖4 縫網(wǎng)長寬比與累積產(chǎn)油量的關(guān)系Fig.4 Relationship between fracture network length to width ratio and cumulative oil production

2.3 縫網(wǎng)參數(shù)對儲層改造體積的影響

2.3.1 裂縫間距

圖5為不同裂縫間距時累積產(chǎn)油量與儲層改造體積的關(guān)系。在裂縫間距s較小(20 m)時,較大的儲層改造體積才會體現(xiàn)出更好的開發(fā)效果。這主要是因為在相同的儲層改造體積下,裂縫間距越小即次裂縫越密集,儲層改造范圍內(nèi)油藏流體從基質(zhì)向裂縫流動的距離越短,滲流阻力越小,最終累積產(chǎn)油量也較高。

圖5 不同裂縫間距時累積產(chǎn)油量與儲層改造體積的關(guān)系Fig.5 Relationship between cumulative production and stimulated reservoir volume at different fracture spacing

2.3.2 導流能力

對于常規(guī)壓裂,單一裂縫的導流能力是評價裂縫質(zhì)量的重要指標,它對油井生產(chǎn)動態(tài)指標影響很大。同樣,體積壓裂裂縫網(wǎng)絡(luò)導流能力也直接影響最終的開發(fā)效果[9]。在體積壓裂改造過程中,當支撐劑均勻地分布在裂縫網(wǎng)絡(luò)中時,次裂縫具有一定的導流能力；而當支撐劑主要充填于主裂縫中,只有少部分支撐劑運移至裂縫網(wǎng)絡(luò)時,主裂縫的導流能力占據(jù)主導地位,由支撐劑的類型和濃度決定,次裂縫的導流能力很小,約為主裂縫的1/30[10-11]。

圖6為主、次裂縫導流能力與累積產(chǎn)油量的關(guān)系。由圖6(a)可以看出,相同的儲層改造體積下,主裂縫導流能力越大累積產(chǎn)油量越高；主裂縫長度和導流能力一定時,增大儲層改造體積對累積產(chǎn)油量的貢獻并不明顯。由圖6(b)可知,累積產(chǎn)油量也隨次裂縫導流能力的增大而增加,并且儲層改造體積越大,累積產(chǎn)油量增幅越明顯。在裂縫網(wǎng)絡(luò)改造范圍較小時(VSR=100 m×400 m×28 m),累積產(chǎn)油量隨著次裂縫導流能力繼續(xù)增加逐漸趨于平緩。同時還可以看出,次裂縫對產(chǎn)能的貢獻將隨著儲層改造體積增加呈上升趨勢,當次裂縫導流能力大于4 μm2·cm時,累積產(chǎn)油量隨儲層改造體積的增加而迅速提高?？梢?體積壓裂設(shè)計中主、次裂縫導流能力也是必須考慮的因素。

圖6 不同儲層改造體積主、次裂縫導流能力開發(fā)效果對比Fig.6 Development efficiency of primary&secondary fracture network conductivity with different stimulated reservoir volume

2.3.3 縫網(wǎng)形態(tài)

縫網(wǎng)形態(tài)不僅與壓裂地質(zhì)特征有關(guān),還受到壓裂施工工藝的影響,體積改造過程中可以根據(jù)不同的壓裂施工工藝組合,得到不同的縫網(wǎng)形態(tài)。當縫網(wǎng)儲層改造體積、主次裂縫導流能力及裂縫總長度一定時,對矩形、正方形、橢圓3種縫網(wǎng)形態(tài)進行對比,結(jié)果見圖7。由圖7(a)可以看出,橢圓形縫網(wǎng)、矩形縫網(wǎng)10 a末累積產(chǎn)油量要遠高于正方形縫網(wǎng)的,其中橢圓形縫網(wǎng)的開發(fā)效果最好；但由圖7(b)可知,從儲層垂向動用程度來講,橢圓形、正方形縫網(wǎng)形態(tài)又要優(yōu)于矩形縫網(wǎng),這是因為主裂縫導流能力較大,開采初期縫網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)泄油區(qū)域以主裂縫為主,裂縫網(wǎng)絡(luò)為輔；隨著開采時間的增加,壓力波及范圍逐漸增大,傳播至縫網(wǎng)邊緣,此時有效裂縫體積較大的縫網(wǎng)形態(tài)的儲層垂向動用程度較好(如橢圓形縫網(wǎng)),有效裂縫體積是指與井筒連通的有效泄油區(qū)域內(nèi)裂縫體積。雖然正方形縫網(wǎng)形態(tài)的有效裂縫體積也比較大,但其主裂縫長度不占優(yōu)導致開發(fā)效果較差。

圖7 不同縫網(wǎng)形態(tài)開發(fā)效果對比Fig.7 Comparison of development effect with different types of fracture network patterns

3 結(jié) 論

(1)利用體積壓裂技術(shù)能夠在地層中形成復雜裂縫網(wǎng)絡(luò),改善了油藏流體的滲流環(huán)境,提高了儲層動用程度,是致密儲層一種非常有效的增產(chǎn)手段。

(2)單井的儲層改造體積并不是越大越好,在保證壓裂措施工藝承受的范圍內(nèi)使得產(chǎn)量最大化是進行儲層改造體積設(shè)計的首要目標；當儲層改造體積相同時,單井的開發(fā)效果主要受到縫網(wǎng)長度即主裂縫長度的影響。

(3)裂縫間距較小時,較大的儲層改造體積能體現(xiàn)出更好的開發(fā)效果；相同儲層改造體積下,主、次裂縫導流能力越大,累積產(chǎn)油量越高；主裂縫長度和導流能力一定時,儲層改造體積繼續(xù)增加對累積產(chǎn)油量的貢獻并不明顯,次裂縫導流能力大于4 μm2·cm后,累積產(chǎn)油量隨儲層改造體積的增加而迅速提高；有效裂縫體積較大的橢圓形縫網(wǎng)形態(tài)儲層動用程度最大,開發(fā)效果最好。

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(編輯 沈玉英)

Influencing factors of stimulated reservoir volume of vertical wells in tight oil reservoirs

WANG Wen-dong1,SU Yu-liang1,MU Li-jun2,TANG Mei-rong2,GAO Li3
(1.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
2.Research Institute of Oil Gas Technology,Changqing Oilfield,Xi?an 710021,China；
3.Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin 124010,China)

The typical fracture network models of vertical well were established based on Triassic Chang 7 tight reservoirs characteristics.The development effects of networks fracturing and regular fracturing numerical simulation models were compared. The effects of different fracture network pattern,fracture spacing and fracture network conductivity on stimulated reservoir volume(VSR)were discussed.The result shows that network fracturing could change the seepage environment,increase reservoir producing extent,and improve well performance greatly.The higher stimulated reservoir volume is created,the higher production is.When the VSRis an constant,the development effect is closely related to fracture volume which is the volume of fracture connecting well bore.The fracture spacing and fracture network conductivity have a significant impact on VSR.

tight oil reservoirs；stimulated reservoir volume；pattern of fracture network；conductivity

TE 348

A

1673-5005(2013)03-0093-05

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.03.016

2012-10-22

中石油重大科技專項(2008E-1305)；泰山學者建設(shè)工程專項(TS20070704)

王文東(1986-),男,博士研究生,研究方向為油氣田開發(fā)及油藏數(shù)值模擬。E-mail:ace-211@163.com。