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李凌川, 李克永
(1. 中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院, 郑州 450006; 2. 西安科技大学 地质与环境学院, 西安 710054)
鄂尔多斯盆地泾河油田长8油藏为典型的裂缝型致密油藏,基质储层物性差,非均质性强,储量丰度低。孔隙度为4.0%～10.0%,平均为6.5%；
渗透率为0.10～2.40 mD,平均为0.26 mD；
储量丰度为15.52×104t/km2,油井基本无自然产能,采用常规直井压裂开发效益差[1-3]。2012—2013年试验水平井分段压裂工艺,水平井初期产量达到6～10 t,是周围直井的3～5倍。然而,随着生产时间的延长,受储层物性致密,裂缝型油藏补充能量难度大,以及注水易水窜等因素影响,部分压裂水平井产量递减较快,第1年产量递减率达 39.2%,预测弹性能量开发采收率仅1.96%[4-6]。如何针对泾河长8致密油的地质特征和工程难点,优化储层改造工艺技术和施工参数,以进一步提产量、控递减是实现该类油藏效益开发的核心要义。
近年来,大规模密切割体积压裂逐步发展为页岩气、页岩油等非常规油气资源普遍应用的提产增效核心技术,不少学者通过建立裂缝扩展数值模型,对密切割体积压裂进行仿真模拟,分析簇间距、排量、井距及裂缝复杂程度等因素对增效效果的影响[7-11]。但是这些裂缝扩展数值模型大都基于二维均质封闭油藏,未考虑天然裂缝分布以及孔隙压力与地应力的耦合,无法模拟天然裂缝发育储层压裂改造过程中的裂缝扩展规律。因此,该文基于ABAQUS有限元+粘结单元耦合数值模拟方法,充分考虑孔隙压力与地应力耦合、任意天然裂缝分布,采用多核心并行计算,模拟研究射孔簇间距、施工排量、液体黏度等因素对水力裂缝扩展的影响。该研究结果可为同类致密油密切割体积压裂设计优化提供参考。
1.1 压裂技术难点
1.2 现有压裂技术的不足
近年来,泾河油田水平井分段压裂方式由裸眼封隔器分段压裂工艺向套管固井完井下的可钻桥塞分段压裂和连续油管带底封分段压裂工艺转变,水平井压裂改造的针对性进一步加强,压后实现了井筒全通径,为油井后期综合治理提供了保障[12-16]。但由于储层非均质性强,层内连通性差,单井产量受水平段钻遇天然裂缝发育程度影响较大,水平井压后整体表现出产量低、采出程度低等问题。通过分析前期压裂井资料,认为产出低的原因如下：
1)前期压裂规模小,储层改造体积不足。前期压裂单段液量(120～500 m3)、单段砂量(20～50 m3)规模普遍较小,施工排量较低(3～8 m3/min),导致储层改造体积不够。
2)裂缝间距过大,缝间储量得不到充分动用。前期水平井裂缝间距普遍大于50 m,缝间应力干扰作用得不到充分利用,裂缝复杂程度及缝间储量动用效率低。
3)压裂液体系普遍采用冻胶,不利于沟通天然裂缝。前期压裂改造大量采用冻胶携砂提高加砂量,但高黏冻胶不容易进入天然裂缝或基质储层,压裂裂缝的复杂程度降低。
密切割体积压裂技术是指在一定的水平段长度条件下,通过缩短水力裂缝间距实现密集布缝,充分利用诱导应力干扰来增加裂缝复杂程度,从而提升单井缝控储量及最终采收率。泾河油田前期水平井段间距普遍在50 m以上,过大的裂缝间距无法充分利用诱导应力干扰来克服较大的水平应力差值,裂缝形态以“单一主裂缝”为主,复杂程度及改造体积偏小,油井产量递减快。因此,有必要探索试验密切割体积压裂,为提高储层改造体积,延缓单井递减寻求一种更为有效的压裂技术。
2.1 模型构建
泾河油田长8储层非均质性强,天然裂缝发育,单一均质模型无法考虑孔隙压力与地应力耦合,复杂裂缝扩展模拟精度低。为此,基于ABAQUS有限元+粘结单元耦合数值模拟方法,采用常规有限元+嵌入式零厚度粘结单元相结合,利用常规有限元单元模拟储层基质,零厚度的粘结单元模拟压裂裂缝和天然裂缝,粘结单元与储层基质单元通过共节点连接,通过共用节点处理基质与裂缝单元间的应力、位移和孔隙压力等传递作用。构建的模型具有以下几方面的优势：
1)考虑孔隙压力与地应力耦合。采用孔隙压力与地应力完全耦合的数值模型,可模拟孔隙压力变化对地应力的影响,同时也可以模拟地应力的变化对孔隙压力的影响,实现孔隙压力与地应力的耦合。
将所有策略线性排列，表示策略位于an之前.由式(25)、 (26) 可知H(P)是关于时间t的非减函数，H(P)在f(P)=0处取得极值点，即常微分方程式(22)的稳定点，更新过程{P(t),t≥0}的纳什均衡点.令H(P)=gn(P)，为用户使用混合策略的目标函数值之和，则有：
2)考虑任意天然裂缝分布。模型基质单元网格划分后,采用零厚度的Cohesive单元全域嵌入或部分嵌入,可模拟不同的储层类型和裂缝形态。
3)多核心实现并行计算。模型采用多核心并行计算,能够大幅度提升模拟计算速度,缩减模拟时间。
裂缝型储层的压裂裂缝扩展模型如图1所示。采用四边形结构体对模型进行网格划分,同时为减少计算量,对天然裂缝分布区域采用局部网格加密,网格数量51 684个。主要模拟参数见表1。
图1 裂缝型储层压裂裂缝扩展模型Fig.1 Fracture propagation model of fractured reservoir
表1 主要模拟参数Table 1 Main simulation parameters
2.2 簇间距
泾河油田前期水平井裂缝间距普遍大于50 m,为此有必要研究50 m以下间距的裂缝扩展形态。假设射孔簇数为3簇,模拟簇间距为20 m,25 m,30 m和40 m条件下的裂缝展布形态如图2所示。可以看出,射孔簇间距较小时,不同射孔簇间的缝间干扰现象严重,裂缝形态更加复杂,中间射孔簇形成的裂缝长度小于两端射孔簇,这是由于中间裂缝在两侧裂缝的应力干扰作用下延伸困难,因而有效缝长较短；
射孔簇间距增大,相应的干扰作用逐步减弱,不同射孔簇形成的裂缝形态复杂性降低,簇间储量得不到充分动用。
图2 不同射孔簇间距条件下裂缝扩展形态Fig.2 Fracture propagation pattern under different perforation cluster spacing
根据Sneddon[17-20]提出的裂缝转向判别模型：
(1)
式中：σH-h为原始水平主应力差,MPa；
σx(in),σy(in)为裂缝i对裂缝n施加的诱导应力分量,MPa；
v为泊松比,无因次。
水平井分段多簇压裂示意图如图3所示。
图3 水平井分段多簇压裂示意图Fig.3 Schematic diagram of segmented multi cluster fracturing of horizontal wells
基于以上裂缝转向判别模型,计算不同缝内净压力条件下的诱导应力差与距裂缝中心距离的分布,如图4所示。可以看出,压裂诱导应力差随缝内净压力的增加而增大,随距离裂缝中心的距离先增大后减小。泾河油田长8储层水平两向应力差值为6～10 MPa,为了保持足够的缝内净压力,与裂缝中心距离为5～8 m时,水平两向诱导应力差较大,因此合理的射孔簇间距为10～16 m。
图4 诱导应力差随距裂缝中心距离的变化曲线Fig.4 Variation curve of induced stress differencewith distance from crack center
2.3 施工排量
前期水平井单簇施工排量较小,约为3.0 m3/min,假设射孔簇数为4簇,模拟不同单簇施工排量为3.0 m3/min,4.0 m3/min,5.0 m3/min和6.0 m3/min时的裂缝展布特征如图5所示。可以看出,随着施工排量增大,裂缝的复杂程度增加,储层改造范围不断扩大。这是由于提高施工排量能够大幅度增加注入压力,使储层的孔隙压力增加,天然裂缝更容易起裂扩展形成复杂缝网。不同单簇施工排量下裂缝总长度变化规律如图6所示。单簇施工排量3.0 m3/min条件下,压裂裂缝的总长度为1 705 m；
单簇施工排量4.0 m3/min,压裂裂缝总长度增加至2 820 m,增加幅度达到65%；
但随着单簇施工排量进一步增大,缝长增加幅度逐步减小。因此,优化单簇施工排量为4.0～6.0 m3/min。
图5 不同施工排量下裂缝扩展情况Fig.5 Fracture propagation under different construction displacement
图6 裂缝总长度随单簇施工排量变化曲线Fig.6 Variation curve of total crack length with single cluster construction displacement
2.4 压裂液黏度
前期压裂液体系普遍采用冻胶,在170 s-1剪切速率下连续剪切90 min后黏度≥60 mPa·s。
假设射孔簇数为4簇时,模拟研究不同压裂液黏度5 mPa·s,10 mPa·s,20 mPa·s和50 mPa·s条件下的裂缝扩展情况如图7所示。可以看出,随着压裂液黏度的不断增大,裂缝分布长度逐步增加,分布宽度逐步降低。不同压裂液黏度对裂缝总长度的影响也表明,随着压裂液黏度增大,裂缝总长度不断增加,但压裂液黏度增加至一定范围后,裂缝总长度的增加幅度逐渐降低。因此,低黏压裂液能够显著提升近井筒周围裂缝复杂程度,压裂液黏度越低,压裂液更容易滤失进入天然裂缝中形成复杂裂缝。优化前置液阶段采用5～10 mPa·s低黏压裂液沟通天然裂缝,扩大裂缝复杂程度；
携砂液阶段采用50～60 mPa·s高黏压裂液,采取连续加砂方式提高加砂强度和裂缝导流能力,实现较大的改造体积并建立主缝高导流带。
图7 压裂液黏度对裂缝扩展的影响Fig.7 Effect of fracturing fluid viscosity on fracture propagation
2.5 渗吸置换
针对泾河油田长8致密低渗储层敏感性强的特征,为进一步减小储层伤害,降低压裂成本,优选采用渗吸滑溜水及低浓度胍胶压裂液体系。前置液阶段大排量注入低摩阻表面活性剂类的渗吸滑溜水,补充地层深部能量,实现油水渗吸置换,并携带小粒径支撑剂段塞,充填微裂缝,减小液体滤失；
携砂液阶段泵注高黏度携砂压裂液,以获得满足油藏长期导流能力的裂缝网络系统。采用的压裂液配方为：1)渗吸滑溜水为0.2%防膨剂+0.3%渗吸剂+清水；
2)低浓度胍胶压裂液为0.22%HPG+0.2%防膨剂+0.2%破乳助排剂+0.2%环保型杀菌剂+0.2%低温破胶助剂+清水,交联剂为中低温强交联剂。渗吸剂为表面活性剂与改性纳米二氧化硅复合而成,降低油水界面张力10-3～10-2mN/m,润湿角改变能力126°～147°,可在油滴、纳米流体和岩心三相接触处形成楔型薄膜(如图8所示),剥离原油,增油率达到50%～60%。
图8 自发渗吸与润湿性转变示意图Fig.8 Schematic diagram of spontaneous imbibitionsand wettability transition
压裂施工结束后焖井进行渗吸扩散,使压裂液流动到低孔隙压力区,能大幅提高地层压力保持水平,扰动并开启远端天然裂缝,增大储层改造体积和裂缝复杂程度,加速剩余油向水力裂缝流动。为明确压裂后焖井时间,利用泾河油田长8致密油藏的岩心开展了渗吸室内实验,分析压裂液与储层之间的相互作用。实验选用同一层位、物性参数相近的6块岩心,各岩心具体参数见表2。
表2 泾河油田长8储集层岩心参数Table 2 Core parameters of Chang8 reservoir in Jinghe Oilfield
实验步骤：1)根据SY/T 5336—2006岩心分析方法对岩心样品进行前期处理准备工作,在清洗、烘干、冷却后使用游标卡尺测量岩心长度和直径,使用天平测量干质量；
2)通过抽真空或驱替的方法对清洗烘干后的岩心饱和原油,在地层温度55 ℃下,将饱和原油后的岩心继续浸泡在原油中300 h；
3)利用优选出的压裂液体系按照现场施工程序对压裂液进行交联、破胶,然后将破胶液过滤得到的滤液作为实验反应液；
4)将充分饱和原油后的岩心浸泡入实验反应液中,利用全自动静态渗吸测量装置24 h不间断记录岩样的质量变化情况,直至岩样质量不再发生变化时结束实验。
对渗吸实验各个时间节点的数据进行处理,得到相应时间节点的岩心内原油的相对含量,计算岩心静态渗吸过程中的渗吸采收率。不同岩心渗吸实验结果如图9所示。
图9 渗吸采收率随时间变化规律Fig.9 Variation law of imbibition recovery with time
可以看出,随着渗吸时间的增加,渗吸采收率不断增大,20 d以内渗吸采收率增长较快,当渗吸时间达到约45 d时,渗吸采收率增长幅度趋于平缓,因此基于岩心渗吸实验结果,压裂后焖井时间不低于45 d。同时,考虑焖井期间的压降变化率,若单日压降变化率小于0.1 MPa/d时,井底压力与地层压力达到平衡,从压降角度认为达到开井条件。
3.1 压裂实施概况
A井部署在鄂尔多斯盆地南部泾河油田,水平段长1 350 m,目的层位长811油层。根据该井长811砂体厚度和垂向上、下砂体及遮挡层分布情况,结合目的层物性参数、邻井距离及地质要求,优化采用可溶桥塞分段压裂工艺完成了18段82簇密切割体积压裂施工,簇间距5～14 m,单段最大射孔簇数6簇,施工排量15 m3/min,低黏前置液比例60%～65%,累计入地液量26 715 m3,入地砂量2 485 m3,水平段进液强度和加砂强度分别为19.8 m3/m和2.9 t/m。压裂施工中配套19 mm暂堵球保证多簇射孔均匀起裂,暂堵效果明显,最高暂堵后压力上升30 MPa。
3.2 压后效果分析
微地震监测共识别定位出634个有效微地震事件,平台微地震事件延伸平均长度258 m,平均宽度53 m,高度53 m,方位在72°～89°,如表3和图10所示。通过对每一段暂堵前后微地震事件延伸长宽高的对比,结果表明多级暂堵效果较好,每次暂堵后都有新的区域被改造,出现新的破裂区域。通过震源机制反演得到每个微地震事件破裂的类型、倾角及方位,将破裂方位相近或相邻的微裂缝连在一起,孤立的微裂缝被排除掉,建立微地震有效微裂缝网格,计算有效的压裂改造体积E-SRV为8.3×106m3,说明储层改造程度比较充分,获得了比较大的有效改造体积。
表3 A井暂堵前后微地震监测结果Table 3 Microseismic monitoring results before and after temporary plugging of well A
图10 A井微地震监测事件图Fig.10 Microseismic monitoring event map of well A
压后瞬时停泵压力为8.7 MPa,关井压力仅为6.8 MPa,与井区平均值10.0 MPa相比明显偏低；
焖井后开井压力为3.6 MPa,压降为0.213 MPa/d,压降速率较快,证明储层天然裂缝发育。通过升排量拟合分析,部分层段延伸压力梯度明显小于区块平均值0.016 MPa/m,施工曲线压降较大,进一步证实储层发育天然裂缝。目前该井机抽生产,日产液量31.8 t,日产油量3.3 t,含水率89.6%,动液面10 m,说明地层能量充足,压裂增能效果明显,返排率35%,产油量有望进一步提高。
1)缩小射孔簇间距可以加剧不同射孔簇间的缝间干扰现象,裂缝形态更加复杂。泾河油田长8致密油储层合理的射孔簇间距为10～16 m；
增大排量有助于提升缝内净压力,从而更容易沟通天然裂缝形成复杂缝网,为实现体积改造,单簇施工排量需达到4～6 m3/min。
2)低黏压裂液能够显著提升近井筒周围裂缝复杂程度,前置液阶段采用5～10 mPa·s低黏压裂液更容易沟通天然裂缝,携砂液阶段采用50～60 mPa·s高黏压裂液,可以连续携砂提高加砂强度和裂缝导流能力。
3)压裂施工结束后焖井进行渗吸扩散,能大幅提高地层压力保持水平,扰动并开启远端天然裂缝,加速剩余油向水力裂缝流动。泾河油田长8致密油压裂后焖井合理时间约为45 d。
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