張勇年， 馬新仿*， 王 怡， 何舉濤， 王 偉， 郭宇佳

(1.中國石油大學(xué)(北京) 石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 102249； 2.中國石油長慶油田分公司 第二采油廠工藝研究所， 甘肅 慶城 745100)

0 引言

近年來，北美地區(qū)非常規(guī)油氣田開發(fā)技術(shù)發(fā)展迅速，尤其是在致密油氣、頁巖氣方面取得了長足的進(jìn)步[1-4].國外致密油氣資源的有效開發(fā)，得益于體積壓裂技術(shù)的成功突破，這也為國內(nèi)盆地致密油藏資源開發(fā)提供了新的思路.

長慶油田致密油氣儲(chǔ)層體積壓裂受到頁巖氣開發(fā)的啟示，探索出了具有長慶特色的混合水壓裂技術(shù)[5]，主要針對(duì)天然裂縫發(fā)育、巖石脆性指數(shù)高的致密儲(chǔ)層，通過采用“大液量、大砂量、高排量、低砂比”及滑溜水與凍膠交替注入的方式，提高裂縫導(dǎo)流能力，開啟天然裂縫并進(jìn)行有效支撐，形成網(wǎng)狀縫網(wǎng)系統(tǒng)[6-9]，增加改造體積，提高單井產(chǎn)量.本文通過數(shù)學(xué)模型模擬結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用對(duì)混合水壓裂影響產(chǎn)能因素進(jìn)行深入的研究，為國內(nèi)致密儲(chǔ)層的有效開發(fā)提供思路和方法.

1 地質(zhì)概況

長慶油田三疊系長8儲(chǔ)層類型單一，構(gòu)造平緩，以巖性圈閉為主，平均埋深在2 100 m左右，油層平均厚度15.8 m，平均有效孔隙度10.5%，平均滲透率1.4×10-3μm2，油層原始地層壓力18.1 MPa.長8儲(chǔ)層采用菱形反九點(diǎn)注水開發(fā)井網(wǎng).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?yàn)楸逼珫|75 °.巖心觀測(cè)及現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試結(jié)果顯示該儲(chǔ)層中發(fā)育有兩組天然裂縫，主要為北東向，其次為北西向.

2 直井改造體積縫網(wǎng)模型

2.1 直井體積縫網(wǎng)模型的提出

根據(jù)美國Bernett頁巖直井體積壓裂裂縫形態(tài)及拓展特征研究[10,11]，提出了直井壓裂后網(wǎng)狀裂縫示意圖(如圖1所示)，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)資料對(duì)井史進(jìn)行歷史擬合，得到井底壓力擬合示意圖(如圖2所示).

圖1 根據(jù)微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果建立裂縫網(wǎng)格模型

圖2 井底壓力歷史擬合

2.2 直井體積縫網(wǎng)模型的建立

由于地質(zhì)條件存在差異性，將導(dǎo)致混合水壓裂所形成的裂縫形態(tài)會(huì)有較大的差異，在長慶油田開展混合水壓裂多數(shù)井將形成以主裂縫為主干的網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)[12,13](如圖3所示).

圖3 長慶致密油藏混合水壓 裂縫網(wǎng)效果示意圖

圖4 等效加密模型示意圖

基于長8儲(chǔ)層地質(zhì)特征建立考慮最大主應(yīng)力方向的模型，采用等效加密法[14](EQ-LGR)對(duì)不同縫網(wǎng)形態(tài)、縫網(wǎng)參數(shù)的體積壓裂進(jìn)行模擬研究.模型中以主裂縫為縫網(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(cuò)形成復(fù)雜縫網(wǎng)，通過合并加密技術(shù)將主次裂縫貫通.等效加密模型示意圖如圖4所示.

3 歷史擬合

根據(jù)目的區(qū)塊的地質(zhì)特征、儲(chǔ)層特征以及流體性質(zhì)，建立三維兩相黑油模型，并對(duì)長8儲(chǔ)層C井進(jìn)行歷史擬合.C井于2011投產(chǎn)，投產(chǎn)后產(chǎn)能持續(xù)緩慢下降，2013年采取混合水壓裂措施，根據(jù)措施前后已有的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，進(jìn)行生產(chǎn)歷史擬合.采用定產(chǎn)生產(chǎn)，擬合的是產(chǎn)油量和產(chǎn)水量，取得了較好的擬合效果，如圖5所示.

圖5 日產(chǎn)油和日產(chǎn)水?dāng)M合

4 井網(wǎng)條件下的產(chǎn)能影響因素分析[14,15]

基于前文所做的歷史擬合結(jié)果以及長8儲(chǔ)層地質(zhì)特征建立考慮最大主應(yīng)力方向的實(shí)際模型，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)條件下(如圖6所示)取1/4井網(wǎng)區(qū)域?yàn)閷?shí)際模型注采單元，使用等效加密法(EQ-LGR)對(duì)各位置油井進(jìn)行體積壓裂，對(duì)不同的縫網(wǎng)參數(shù)的體積壓裂方案進(jìn)行模擬，模擬中采用矩形縫網(wǎng).

圖6 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)單元示意圖

體積壓裂影響產(chǎn)能因素包括儲(chǔ)層改造體積因素和縫網(wǎng)參數(shù)兩方面，儲(chǔ)層改造體積因素中包括儲(chǔ)層改造體積大小以及縫網(wǎng)長寬比；縫網(wǎng)參數(shù)中包括裂縫間距和裂縫導(dǎo)流能力.針對(duì)研究單元的3口油井中，分為邊井(O1和O3)及角井(O2)兩種井位進(jìn)行分析.

4.1 改造體積

圖7 井底壓力歷史擬合

圖7是不同改造體積與累產(chǎn)油量的關(guān)系.圖中顯示，提高儲(chǔ)層的改造體積能夠提高產(chǎn)量，但當(dāng)儲(chǔ)層改造體積大于某值以后，增產(chǎn)效果并不明顯，甚至出現(xiàn)減小趨勢(shì)，這是由于單井控制儲(chǔ)量有限，無限制的增加儲(chǔ)層改造體積對(duì)增產(chǎn)無益，不僅會(huì)加大壓裂規(guī)模，也加大施工難度，同時(shí)會(huì)對(duì)見水時(shí)間產(chǎn)生影響.通過以上分析，角井的合理改造體積為90×104～120×104m3；邊井的合理改造體積為120×104～150×104m3.

4.2 縫網(wǎng)長寬比

圖8 縫網(wǎng)長寬比與累產(chǎn)油量關(guān)系

圖8為縫網(wǎng)長寬比對(duì)累產(chǎn)油的影響.隨著長寬比的增大，日產(chǎn)油量增大，但長寬比的增大要考慮見水的影響，因而縫網(wǎng)的長寬比需要結(jié)合實(shí)際情況而定.通過分析，并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工實(shí)際情況，角井的合理縫網(wǎng)長寬比為2～2.5；邊井的合理縫網(wǎng)長寬比為2.5～3.

4.3 次縫間距

圖9 不同次縫間距與累產(chǎn)油量關(guān)系

圖9為不同次裂縫間距與累產(chǎn)油的關(guān)系.裂縫間距越小即次裂縫越密集，儲(chǔ)層改造范圍內(nèi)油藏流體從基質(zhì)向裂縫流動(dòng)的距離越短，滲流阻力越小，最終累積產(chǎn)油量也較高.但不能無限制的縮小次縫間距，要考慮縫間干擾及施工工藝水平限制等問題.角井和邊井的合理次裂縫間距約為40～60 m.

4.4 主縫導(dǎo)流能力

圖10 不同主縫導(dǎo)流能力與累產(chǎn)油關(guān)系

圖10為不同主縫導(dǎo)流能力對(duì)累產(chǎn)油的影響分析.油井的日產(chǎn)油量隨著裂縫導(dǎo)流能力的增加而增加，當(dāng)主裂縫導(dǎo)流能力大于某值時(shí)，雖然油井的累積產(chǎn)油量仍然隨著裂縫的導(dǎo)流能力增加而增加，但其增加趨勢(shì)已經(jīng)減小了.通過以上分析，角井進(jìn)行體積壓裂時(shí)，主縫導(dǎo)流能力取20～25 d·cm為宜；邊井的主縫導(dǎo)流能力取25～30 d·cm為宜.

5 混合水壓裂井網(wǎng)適配性分析

通過前面對(duì)邊井(O1和O3)及角井(O2)體積壓裂的改造體積、縫網(wǎng)長寬比、次裂縫間距、裂縫導(dǎo)流能力的優(yōu)化，可以發(fā)現(xiàn)由于影響油井產(chǎn)量的因素很多，因而在進(jìn)行井網(wǎng)適配性分析時(shí)，一般都采用固定一個(gè)或者幾個(gè)變量來優(yōu)化其他參數(shù)，這樣的優(yōu)化結(jié)果不可避免具有一定的局限性.為了從整體上分析各因素對(duì)于井網(wǎng)的適配性，采用正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)了計(jì)算方案，以模型單元的5年后日產(chǎn)油量、累產(chǎn)油量、最終采收率、含水率為目標(biāo)進(jìn)行了整體方案的綜合優(yōu)化.以10年末日產(chǎn)油量、累產(chǎn)油量、最終采收率、含水率為指標(biāo)，不同方案的對(duì)比結(jié)果如圖11所示.不難看出，當(dāng)選擇的對(duì)比指標(biāo)不同時(shí)，最優(yōu)的方案也不同，需要進(jìn)行綜合考量.

圖11 各方案下10年末日產(chǎn)油、累產(chǎn)油、 最終采收率及含水率結(jié)果

6 注水井壓裂效果分析

以上正交方案中均未考慮水井壓裂，下面考慮水井壓裂的情況.在菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)下，以優(yōu)選出的方案2為例進(jìn)行研究，圖12為注水井不壓裂及注水井壓裂時(shí)日產(chǎn)油量、累產(chǎn)油量在5年末的結(jié)果.

圖12 各情況下5年末日、累產(chǎn)油對(duì)比

7 實(shí)例應(yīng)用分析

以長8儲(chǔ)層C井和X井的混合水壓裂作為實(shí)例，研究數(shù)模影響因素的參數(shù)優(yōu)選對(duì)實(shí)際體積改造增產(chǎn)效果的意義.

長8儲(chǔ)層C井和X井位在菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)中，同屬角井.2013年先后進(jìn)行了混合水壓裂增產(chǎn)措施改造.為了較好的評(píng)估2口井在壓裂過程中的破裂發(fā)生和發(fā)展?fàn)顩r，進(jìn)行了井下微地震監(jiān)測(cè)(如圖13所示).

圖13 長8儲(chǔ)層C井(左)和 X井(右)微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果

這2口井較好地完成了混合水壓裂技術(shù)改造，措施后増油效果顯著，C井穩(wěn)定日產(chǎn)油3.26 m3/d，X井穩(wěn)定日產(chǎn)油1.75 m3/d，2口井含水穩(wěn)定.C井改造體積約達(dá)104.1萬方，X井改造面積約110.4萬方.

根據(jù)前文可知，角井的合理改造體積范圍為90×104～120×104m3，合理縫網(wǎng)長寬比為2～2.5.鑒于次縫間距、主縫導(dǎo)流能力參數(shù)不易得到，考慮在相同技術(shù)手段和施工條件下默認(rèn)其差距不大.以上2口井的改造體積相差無幾，且均介于優(yōu)選范圍之間.C井縫網(wǎng)長寬比約2.21，X井縫網(wǎng)長寬比約3.1，可知C井的長寬比介于優(yōu)選范圍之中，而X井超出優(yōu)選范圍.實(shí)際的措施前后日產(chǎn)油量結(jié)果如圖14所示.

圖14 C和X井混合水壓裂措施 前后日產(chǎn)油對(duì)比

由圖14可以看出：C井措施前后日增油量達(dá)3.26 m3/d，而X井僅為1.75 m3/d.推斷合理的縫網(wǎng)長寬比是造成這種差別的原因所在.因此，對(duì)于不同井位的井，優(yōu)選合理的參數(shù)范圍并用于指導(dǎo)施工，影響著混合水壓裂增產(chǎn)改造的效果.

8 結(jié)論

(1)長8儲(chǔ)層C井得到較好的擬合結(jié)果，驗(yàn)證了這種矩形縫網(wǎng)模型的可行性.

(2)通過數(shù)模研究可知，在菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)下：角井的合理改造體積為90×104～120×104m3，邊井的合理改造體積為120×104～150×104m3；角井的合理縫網(wǎng)長寬比為2～2.5，邊井的合理縫網(wǎng)長寬比為2.5～3；角井和邊井的合理次裂縫間距均為40～60 m；角井主縫導(dǎo)流能力取20～25 d·cm為宜，邊井的主縫導(dǎo)流能力取25～30 d·cm為宜.

(3)菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)下，方案2為井網(wǎng)最優(yōu)適配性方案.

(4)對(duì)井網(wǎng)下的最優(yōu)方案進(jìn)行了注水井壓裂效果模擬，結(jié)果顯示通過注水井壓裂，油井日產(chǎn)提高17.23%，累產(chǎn)提高25%.因此，注水井壓裂可以有效的提高油井產(chǎn)量，改善儲(chǔ)層的開發(fā)效果.

[1]吳 奇，胥 云，劉玉章,等.美國頁巖氣體積改造技術(shù)現(xiàn)狀及對(duì)我國的啟示[J].石油鉆采工藝，2011,33(2)：1-7.

[2]王海慶，王 勤.體積壓裂在超低滲油藏的開發(fā)應(yīng)用[J].中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2012(2):143.

[3]吳 奇，胥 云，王騰飛,等.增產(chǎn)改造理念的重大變革——體積改造技術(shù)概論[J].天然氣工業(yè)，2011,31(4)：7-16.

[4]王文東，趙廣淵，蘇玉亮,等.致密油藏體積壓裂技術(shù)應(yīng)用[J].新疆石油地質(zhì)，2013,34(3)：345-348.

[5]高 鵬，胡 垚，李俊杰,等.混合水壓裂工藝實(shí)施及效果分析[J].遼寧化工，2013,42(10)：1 232-1 234.

[6]雷 群，胥 云，蔣廷學(xué),等.用于提高低—特低滲透油氣藏改造效果的縫網(wǎng)壓裂技術(shù)[J].石油學(xué)報(bào)，2009,30(2)：237-241.

[7]賈長貴，李雙明，王海濤,等.頁巖儲(chǔ)層網(wǎng)絡(luò)壓裂技術(shù)研究與試驗(yàn)[J].中國工程科學(xué)，2012,14(6)：1-7.

[8]翁定為，雷 群，胥 云,等.縫網(wǎng)壓裂技術(shù)及其現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[J].石油學(xué)報(bào)，2011,32(2)：280-284.

[9]孫海成，湯達(dá)禎，蔣廷學(xué),等.頁巖氣儲(chǔ)層裂縫系統(tǒng)影響產(chǎn)量的數(shù)值模擬研究[J].石油鉆探技術(shù)，2011,39(5)：63-67.

[10]M.J.Mayerhofer,E.P.Lolon,N.R.Warpinski,et al.What is stimulated reservoir volume (SRV)[J].Production & Operations,2010,25(1):89-98.

[11]M.J.Mayerhofer,E.P.Lolon,J.E.Youngblood, et al. Integration of microseismic fracture mapping results with numerical fracture network production modeling in the barnett shale[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition.San Antonio,Texas,USA:Society of Petroleum Engineers,1993:165-170.

[12]李憲文，張礦生，樊鳳玲,等.鄂爾多斯盆地低壓致密油層體積壓裂探索研究及試驗(yàn)[J].石油天然氣學(xué)報(bào)，2013,35(3)：142-146.

[13]王曉東，趙振峰，李向平,等.鄂爾多斯盆地致密油層混合水壓裂試驗(yàn)[J].石油鉆采工藝，2012,34(5)：80-83.

[14]王文東，蘇玉亮，慕立俊,等.致密油藏直井體積壓裂儲(chǔ)層改造體積的影響因素[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2013,37(3)：93-97.

[15]錢旭瑞，劉廣忠，唐 佳,等.頁巖氣井產(chǎn)能影響因素分析[J].特種油氣藏，2012,19(3)：81-83.