達(dá)引朋，薛小佳，劉 明，史佩澤，曲鴻雁*，周福建

(1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安 710018；2.中國石油大學(xué)(北京)非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249)

中國石油工業(yè)已經(jīng)進(jìn)入低品位油氣資源開發(fā)時代，超低滲、致密油等成為不可忽略的重要接替資源[1]。鄂爾多斯盆地超低滲、致密油氣資源分布廣、規(guī)模大，具有廣闊的開發(fā)前景。但以HQ區(qū)塊為代表的長6超低滲儲層物性差(滲透率0.3～0.4 mD，孔隙度10%～12%)，壓力系數(shù)低(0.6～0.8)[2]。研究區(qū)油井已有10余年開發(fā)歷程，井網(wǎng)類型為菱形反九點，初期儲層改造采用水力加砂壓裂，但長期生產(chǎn)后面臨油井低產(chǎn)低效等問題。主要原因有：注采驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢，水驅(qū)范圍小，油井裂縫型見水；地層壓力保持水平低，常規(guī)重復(fù)壓裂后初期產(chǎn)量高，但穩(wěn)產(chǎn)時間短[3]；老井初次壓裂改造程度低，老縫兩側(cè)剩余油富集，長期生產(chǎn)后地應(yīng)力改變，近井泄油范圍內(nèi)地層壓力衰竭虧空，嚴(yán)重制約重復(fù)壓裂新裂縫從低壓區(qū)(開采區(qū))向高壓區(qū)(未開采區(qū))轉(zhuǎn)向延伸[4-6]。重復(fù)壓裂提高改造程度的同時，兼顧地層能量補(bǔ)充，提高油井穩(wěn)產(chǎn)能力成為老油田亟須解決的關(guān)鍵問題。

在常規(guī)油氣開采中，壓裂液作為外來流體會產(chǎn)生水敏、水鎖等負(fù)面效應(yīng)，不利于油氣井生產(chǎn)。壓裂液滯留時間越長，對儲層傷害就越大。隨著非常規(guī)油氣資源的開發(fā)，有些井返排率低，但產(chǎn)量良好，悶井一段時間產(chǎn)量上升[7]。重復(fù)壓裂相當(dāng)于一次性高強(qiáng)度注水，能夠?qū)Φ貙幽芰窟M(jìn)行有效補(bǔ)充[8]。超低滲油藏的滲吸采油已經(jīng)由開發(fā)中的從屬和輔助作用上升為主導(dǎo)作用[9]，為高效動用老縫側(cè)向剩余油，充分利用壓裂液能量，探索出“壓裂-增能-驅(qū)油”一體的開發(fā)新模式。近幾年，蓄能重復(fù)壓裂在中國吐哈、吉林、長慶等[10-20]油田取得了成功試驗，在擴(kuò)大縫控體積的同時壓后關(guān)井蓄能，增產(chǎn)效果很好。何海波[10]通過室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬，形成了前期注水補(bǔ)充地層能量，后期實施大排量壓裂的縫網(wǎng)增能重復(fù)壓裂技術(shù)，改造后日產(chǎn)油達(dá)到初次壓裂日產(chǎn)油的93.5%。鄭太毅等[11]通過油藏數(shù)值模擬技術(shù)，建立概念模型和實際模型，對致密油藏水平井注CO2展開針對性研究，優(yōu)化了能量補(bǔ)充方式。張礦生等[12]通過實驗研究和數(shù)值模擬對長慶油田隴東P區(qū)塊致密油藏注CO2增能效果進(jìn)行了評價及參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化。王金龍等[13]總結(jié)形成適應(yīng)該油藏蓄能壓裂后最佳悶井時間，降低開抽后見油時返排率，提高入地液利用率，延長措施有效期。蘇幽雅等[18]立足“增大改造體積、補(bǔ)充地層能量”，探索形成了蓄能式體積壓裂配套技術(shù)，產(chǎn)量為同區(qū)塊直井常規(guī)壓裂投產(chǎn)的3～5倍。王薇[19]以提高地層能量為目標(biāo)，通過對蓄能方式的評價、蓄能介質(zhì)的優(yōu)選，以及蓄能液用量的優(yōu)化，形成蓄能壓裂工藝并應(yīng)用于油田，單井累增油是常規(guī)壓裂井的2.7倍。

一些學(xué)者通過數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，悶井期間壓裂液滲吸能夠促進(jìn)儲層滲透率恢復(fù)[20]。滲吸可能導(dǎo)致水鎖自我解除[21]，長時間關(guān)井使產(chǎn)油量上升而產(chǎn)水量下降。水力壓裂改造后的人工裂縫形態(tài)和開度差異大，流體壓力傳播存在差異性，地層能量補(bǔ)充需要平衡時間[22]。

綜上所述，蓄能重復(fù)壓裂工藝技術(shù)起到了很好的增產(chǎn)效果，中外研究多集中于滲吸補(bǔ)能方面，而壓后悶井期間壓裂液傳質(zhì)傳壓規(guī)律仍然較少，該工藝背后增能機(jī)理不清，缺少一定的理論指導(dǎo)。為此，在前人研究基礎(chǔ)上，現(xiàn)以鄂爾多斯盆地超低滲油藏HQ區(qū)塊為例，充分分析其地質(zhì)特征和開發(fā)中存在問題，采用PETREL地質(zhì)油藏精細(xì)建模，結(jié)合CMG油藏數(shù)值模擬，建立適合HQ油藏蓄能壓裂后具有裂縫網(wǎng)絡(luò)的雙重介質(zhì)非均質(zhì)數(shù)值模型，研究壓后悶井期間井底壓力演化、壓裂液在裂縫和基質(zhì)內(nèi)傳播規(guī)律，以及注入量、悶井時間與地層能量補(bǔ)充和產(chǎn)能的關(guān)系，為超低滲油田需要補(bǔ)能到何種程度、悶井時間等工藝優(yōu)化提供理論指導(dǎo)。

1 區(qū)域概況

1.1 地質(zhì)特征

以HQ為代表的超低滲油藏主力開發(fā)層系是三疊系長6。油藏中深2 100 m，有效厚度20 m。儲層整體上表現(xiàn)為低孔、超低滲特征，滲流能力差，平均孔隙度10.8%，平均滲透率0.4 mD。如圖1所示，原始平均地層壓力為15 MPa左右，飽和壓力為9.86 MPa，地飽壓差小，天然能量貧乏。兩向應(yīng)力差2.8～5.3 MPa，同時脆性礦物含量高，天然微裂縫發(fā)育[2]。

圖1 地層壓力分布圖Fig.1 Formation pressure distribution

1.2 開發(fā)特征

研究區(qū)采用菱形反九點注水開發(fā)，井距480 m，排距130 m，但受儲層物性的影響，難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，低產(chǎn)低效井較多。該區(qū)塊已開發(fā)十年以上，供液能力下降井占比38.2%，是產(chǎn)量遞減的主要因素，見注入水井占比20%，需要及時有效補(bǔ)充地層能量，如圖2所示。近井裂縫區(qū)域地層能量虧空嚴(yán)重，常規(guī)重復(fù)壓裂裂縫難以突破低壓采空區(qū)，油井穩(wěn)產(chǎn)時間短。

圖2 研究區(qū)長6油藏產(chǎn)量遞減因素Fig.2 Production decline factors of Chang 6 reservoir in the study area

2 蓄能壓裂數(shù)值模型建立

蓄能壓裂數(shù)值模型包括地質(zhì)模型、直井壓裂注入模型以及悶井增能模型等，如圖3所示。首先，采用PETREL進(jìn)行研究區(qū)塊地質(zhì)油藏精細(xì)建模，得到原始地應(yīng)力場；其次，建立井網(wǎng)壓裂模型，模擬初次壓裂和生產(chǎn)后地應(yīng)力場演化，得到耦合地質(zhì)力學(xué)的重復(fù)壓裂前地質(zhì)模型；最后，結(jié)合CMG油藏數(shù)值模擬，形成一套適合HQ油藏蓄能重復(fù)壓裂后具有裂縫網(wǎng)絡(luò)的雙重介質(zhì)非均質(zhì)數(shù)值模型，模擬蓄能參數(shù)對能量補(bǔ)充和產(chǎn)量的影響。

圖3 蓄能壓裂數(shù)值模型Fig.3 Numerical model of energy storage fracturing

為增加數(shù)值模擬計算的準(zhǔn)確性，選取該區(qū)塊典型菱形反九點井組作為研究對象，基于測井解釋資料，利用PETREL軟件建立精細(xì)油藏地質(zhì)模型，模型基礎(chǔ)參數(shù)如表1所示，充分考慮了地層的非均質(zhì)性。為提高計算收斂性和運算速度，從地質(zhì)模型中切割出小模型，進(jìn)行蓄能壓裂數(shù)值模擬，總尺寸為1 530 m×960 m×100 m，單個網(wǎng)格大小30 m×30 m×1.5 m。為定量表征天然裂縫，建立雙重介質(zhì)模型，縫間距為2 m×2 m，即忽略水平方向裂縫，垂直方向上以正交形式將網(wǎng)格劃分為基質(zhì)和裂縫系統(tǒng)，基質(zhì)是流體儲集空間，裂縫是流體滲流通道。

表1 建模基礎(chǔ)參數(shù)Table 1 Basic modeling parameters

綜合微地震監(jiān)測和壓裂軟件數(shù)模結(jié)果得到的人工裂縫參數(shù)，如表2所示，采用局部網(wǎng)格對數(shù)加密方法(LS-LP-DK)建立近井地帶人工主裂縫及次級微裂縫。根據(jù)裂縫導(dǎo)流能力等效原則表征水力裂縫，即假定實際生產(chǎn)裂縫導(dǎo)流能力與模型中加密網(wǎng)格區(qū)的導(dǎo)流能力相等，根據(jù)式(1)～式(3)[23]計算模型滲透率。實際水力裂縫性質(zhì)形態(tài)和開度差異大，主裂縫、分支縫的幾何形態(tài)、導(dǎo)流能力各不相同，為了表征這一特點，設(shè)置了縫尖滲透率，使得沿裂縫延伸方向滲透率逐漸改變，裂縫不同位置具有不同的導(dǎo)流能力。水力裂縫的方向為NE75°，與研究區(qū)最大水平主應(yīng)力方向一致。研究區(qū)重復(fù)壓裂工藝是實施縫端暫堵，在老裂縫兩側(cè)形成新裂縫，提高儲層側(cè)向動用程度。為此，通過增加改造區(qū)帶寬的方法來表征重復(fù)壓裂轉(zhuǎn)向新裂縫，由10～20 m帶寬增加到30 m。

表2 水力裂縫參數(shù)Table 2 Hydraulic fracture parameters

Qo=Qn

(1)

(2)

(3)

該方法創(chuàng)建的水力裂縫附近網(wǎng)格密而小，遠(yuǎn)離裂縫網(wǎng)格疏而大，如圖4所示，能夠精確模擬注入、悶井期間流體從裂縫到基質(zhì)的不穩(wěn)定流動過程，計算精度高，收斂性更好。

圖4 裂縫附近加密網(wǎng)格示意圖Fig.4 Schematic diagram of the refined grids near the hydraulic fracture

研究區(qū)是超低滲透儲層，微裂縫發(fā)育，毛細(xì)管力明顯，悶井期間會發(fā)生滲吸作用，在壓裂時注入的壓裂液添加有表面活性劑，能顯著降低表面張力，增強(qiáng)滲吸作用。為此，通過相滲插值的方法來模擬滲吸置換作用。界面張力降低，使束縛水和殘余油飽和度均得到降低，從而使相對滲透率曲線向兩邊外推,如圖5所示。

圖5 表面活性劑對相滲曲線的影響Fig.5 The influence of surfactants on the oil and water relative permeability

3 模擬結(jié)果分析

3.1 裂縫及基質(zhì)巖塊內(nèi)地層壓力演化

以入井液量300 m3為例，分析注入結(jié)束時及悶井過程中裂縫和基質(zhì)巖塊內(nèi)能量擴(kuò)散傳遞規(guī)律及地層壓力演化規(guī)律。

裂縫不同位置的導(dǎo)流能力不同。在壓裂液注入結(jié)束時裂縫中壓力分布不均勻。越靠近井筒，裂縫導(dǎo)流能力越強(qiáng)，注入結(jié)束時裂縫在近井筒附近壓力最高，為26.96 MPa，而在主裂縫末端，導(dǎo)流能力相對較低，滲流速度有限，壓力僅為 17.46 MPa。如圖6所示，注入結(jié)束時，高能壓裂液主要儲存在裂縫中。隨著悶井時間延長，壓裂液向基質(zhì)擴(kuò)散。

在壓差作用下，壓裂液向裂縫末端及次級裂縫內(nèi)流動，裂縫內(nèi)壓力趨于均衡。如圖7所示，悶井20 d后，裂縫各處壓力基本穩(wěn)定在16.3 MPa左右。在壓差和高毛管力的雙重作用下，高能壓裂液通過濾失、滲吸進(jìn)入裂縫周圍基質(zhì)。根據(jù)悶井時間效應(yīng)，裂縫內(nèi)的壓力逐漸降低，然而由于與裂縫末端緊鄰的基質(zhì)網(wǎng)格致密，壓力呈現(xiàn)出先增大后減小的趨勢。

圖7 基質(zhì)內(nèi)壓力變化平面圖Fig.7 Plane diagram of pressure change in matrix

3.2 距離裂縫不同位置地層壓力演化

以X井為研究對象，如圖8所示，選取主裂縫(位置1)、裂縫帶邊緣(位置2)、遠(yuǎn)端基質(zhì)(位置3)巖塊3個位置，分析注液量為300 m3時其悶井期間地層壓力演化規(guī)律。

圖8 距離水力裂縫不同位置示意圖Fig.8 Schematic diagram of different positions from hydraulic fracture

不同位置流體流動時傳質(zhì)傳壓規(guī)律不同，加上時間效應(yīng)的影響，地層壓力的演化規(guī)律不同?？傮w上，隨著悶井進(jìn)行，主裂縫和裂縫帶邊緣位置網(wǎng)格處的孔隙壓力是持續(xù)下降的，而遠(yuǎn)端基質(zhì)網(wǎng)格快中孔隙壓力是持續(xù)上升的。如圖9所示，在悶井第1天，3個位置的壓差很大，主裂縫壓力由29.66 MPa迅速降低至20.61 MPa，此后隨著高能壓裂液向裂縫遠(yuǎn)端波及，壓差越來越小，壓力下降減緩，逐漸與主裂縫內(nèi)孔隙壓力趨于一致，整個裂縫帶內(nèi)壓力達(dá)到平衡。隨著壓力波及距離增加，遠(yuǎn)端基質(zhì)的孔隙壓力始終呈現(xiàn)出上升趨勢。然而由于網(wǎng)格尺寸較大(30 m×30 m)，各基質(zhì)網(wǎng)格的非均質(zhì)性以及流體傳質(zhì)傳壓時在垂向上的重力分異，孔隙壓力的上升幅度并不明顯，14 d后，基質(zhì)中的壓力已基本平衡，僅增加1.13 MPa。

圖9 距離主裂縫不同位置地層壓力隨悶井時間變化Fig.9 Change of formation pressure at different locations away from the primary fractures with the shut-in time

3.3 悶井期間井底壓力演化

關(guān)井之后，高能壓裂液通過水力裂縫進(jìn)入儲層，但是儲層基質(zhì)內(nèi)的壓力變化無法直接監(jiān)測，通過對X井底壓力的分析可以更好地認(rèn)識悶井過程中壓力在裂縫和基質(zhì)中的傳播規(guī)律。

如圖10所示，裂縫不同位置的導(dǎo)流能力不同，注液結(jié)束關(guān)井6 h，裂縫內(nèi)液體分布不均，在高的壓差作用下壓裂液快速流動，表現(xiàn)為井底壓力曲線急劇下降至22 MPa。悶井時間增加到10 d，高能壓裂液向?qū)Я髂芰ο鄬^低的次級裂縫流動，并向基質(zhì)濾失，表現(xiàn)為井底壓力曲線相對緩慢下降。悶井14 d后，曲線下降速度更為緩慢，井底壓力保持在16.3 MPa左右。此后5 d內(nèi)，近裂縫改造區(qū)域壓力基本平衡，但遠(yuǎn)端基質(zhì)仍然在毛管力作用下發(fā)生自發(fā)滲吸，由于基質(zhì)網(wǎng)格超低滲，滲吸作用極為緩慢，表現(xiàn)為井底壓力僅下降0.417 MPa。

圖10 悶井期間X井底壓力變化Fig.10 Change of bottom hole pressure during the well-X shut-in

3.4 悶井時間對地層能量補(bǔ)充的影響

選取垂直主裂縫中部的網(wǎng)格為例，研究注液量300 m3悶井時間對不同位置基質(zhì)巖塊地層能量補(bǔ)充的影響。

建模充分考慮了儲層非均質(zhì)性，不同位置油井的地層壓力增幅和波及范圍有所差異，但波及范圍總體上呈橢圓形，如圖11所示。越靠近主裂縫中部位置，高能壓裂液和兩側(cè)基質(zhì)接觸面積越大，侵入的量越多，表現(xiàn)為壓力傳播距離越遠(yuǎn)，壓力最遠(yuǎn)可傳播90 m左右。越靠近裂縫端部，導(dǎo)流能力越低，與基質(zhì)接觸面積也越小，壓裂液侵入量越少。

圖11 壓力波及范圍云圖Fig.11 Cloud diagram of pressure sweep range

如圖12所示，在悶井前7 d內(nèi)，距離主裂縫30 m范圍內(nèi)，隨著距離增加，孔隙壓力總體降低，但都高于原始平均地層壓力，這是基質(zhì)巖塊不斷充液同時又向遠(yuǎn)處基質(zhì)傳質(zhì)傳壓的過程。超過45 m后孔隙壓力變化較小，悶井20 d時，主裂縫位置和遠(yuǎn)處基質(zhì)位置孔隙壓力基本持平，為16.3 MPa。

圖12 不同悶井時間下垂直裂縫方向地層壓力變化Fig.12 Change of formation pressure in vertical fracture direction during the shut-in well

3.5 注入量對地層能量保持水平的影響

圖13表示悶井7 d時井組周圍地層整體的壓力分布。入井壓裂液量越多，地層壓力提升越高，壓力波及范圍越大，地層能量補(bǔ)充效果越好。

圖13 悶井7 d后地層壓力云圖Fig.13 Formation pressure cloud diagram after seven days of shut-in wells

由圖14、圖15可知，壓裂液用量增加后適當(dāng)延長悶井時間，可以增加壓裂液滯留量，提高蓄能效果，但入井流體波及更遠(yuǎn)的超低滲儲層中，增加返排難度，可能影響原油的置換效率。壓裂液注入量越多，地層能量補(bǔ)充效果越好，累積產(chǎn)液量也越來越多，但累積產(chǎn)水量的增加幅度要明顯高于累產(chǎn)油量，產(chǎn)液量的貢獻(xiàn)多來自產(chǎn)水。累產(chǎn)油量的增加幅度較小，說明單純提高壓裂液的用量并不能有效提高原油產(chǎn)量，甚至影響經(jīng)濟(jì)效益。

圖14 不同注入量下井底壓力隨著悶井時間的變化Fig.14 Bottom hole pressure change under different injection volumes with the shut-in time

圖15 不同注入量下的提升地層壓力效果Fig.15 The effect of increasing formation pressure at different injection volumes

4 結(jié)論

(1)鄂爾多斯盆地HQ超低滲油藏老井低產(chǎn)低效的主要原因是改造程度低、供液能力差。蓄能重復(fù)壓裂是充分利用壓裂液的能量行之有效的方式，補(bǔ)充近井區(qū)域地層能量，一方面利于重復(fù)改造時新裂縫的延伸擴(kuò)展，另一方面為原油開采提供動力，加快基質(zhì)-裂縫間排油，從而延緩遞減。

(2)地層壓力的擴(kuò)散具有時間效應(yīng)，存在合理的悶井時間。悶井過程是裂縫內(nèi)高能壓裂液向基質(zhì)內(nèi)擴(kuò)散的過程，壓力波及范圍呈橢圓形。關(guān)井時間短，壓裂液越易返排，增能作用差；關(guān)井時間過長，壓裂液的滯留會對儲層造成傷害，影響經(jīng)濟(jì)效益。

(3)入井流體液量越多，增能效果越好，但所需的悶井時間也越長，同時，滯留地層的液量也會增加，最終累積產(chǎn)水量高于累積產(chǎn)油量，影響整體產(chǎn)量和經(jīng)濟(jì)效益。因此，壓裂液用量、悶井時間和產(chǎn)量間存在一定關(guān)系，需要進(jìn)一步優(yōu)化。