低滲透油氣田壓裂優(yōu)化設(shè)計新方法

摘 要

摘要：針對我國許多低滲透油氣田儲層天然裂縫發(fā)育的現(xiàn)狀，提出了一種新的裂縫優(yōu)化方法：首先對區(qū)域地應(yīng)力進行分析，得到能使微裂縫張開的臨界凈壓力；根據(jù)凈壓力與施工砂液比的關(guān)系確
摘要：針對我國許多低滲透油氣田儲層天然裂縫發(fā)育的現(xiàn)狀，提出了一種新的裂縫優(yōu)化方法：首先對區(qū)域地應(yīng)力進行分析，得到能使微裂縫張開的臨界凈壓力；根據(jù)凈壓力與施工砂液比的關(guān)系確定平均砂液比；根據(jù)平均砂液比確定裂縫導(dǎo)流能力；最后根據(jù)導(dǎo)流能力優(yōu)化裂縫長度。采用該方法進行裂縫優(yōu)化時，一是需要結(jié)合室內(nèi)方法和現(xiàn)場測試方法獲取準確的最大最小主地應(yīng)力；二是需要獲取準確的支撐劑導(dǎo)流能力數(shù)據(jù)，建議進行裂縫長期導(dǎo)流能力實驗。將該方法應(yīng)用到我國某低滲透油氣田，取得了好的應(yīng)用效果，同時也進一步驗證了該方法的可行性。
關(guān)鍵詞：低滲透油氣田；壓裂；微裂縫；導(dǎo)流能力；砂液比；凈壓力；施工；優(yōu)化
1 問題的提出
    水力壓裂井的產(chǎn)能評價和預(yù)測是水力壓裂優(yōu)化設(shè)計的基礎(chǔ)。歷史上產(chǎn)生了兩類壓裂井產(chǎn)能評價方法：①電模擬方法；②數(shù)學(xué)模擬方法。電模擬方法中最有代表性的是McGuire-Sikora增產(chǎn)倍數(shù)曲線，該曲線的變化趨勢說明，低滲透層壓裂改造應(yīng)以增加裂縫長度為主，而高滲透層(相對而言)應(yīng)以增加裂縫導(dǎo)流能力為主[1]。數(shù)學(xué)模擬方法主要是對裂縫形態(tài)進行理想化假設(shè)，進而推導(dǎo)出壓后產(chǎn)量與裂縫長度等參數(shù)的關(guān)系，也能得到與電模擬方法相似的結(jié)論[2]。目前廣泛應(yīng)用的壓后產(chǎn)能評價和水力裂縫優(yōu)化方法是數(shù)值模擬方法，圖1所示是對我國某低滲透油氣田水力裂縫導(dǎo)流能力的優(yōu)化，輸入?yún)?shù)如下：地面油密度為0.845g/cm3，氣體密度為1.5×10-3g/cm3，地面水密度為1g/cm3，水的黏度為0.5mPa·s，水的壓縮系數(shù)為4×10-5MPa-1，巖石的壓縮系數(shù)為7×10-5MPa-1，指定深度上的初始油藏壓力為10MPa，給定原始油藏壓力的深度為1400～1700m，泡點壓力為6.85MPa，孔隙度為11.5%～12.9%，滲透率為0.5×10-3μm2，井網(wǎng)類型為300m×300m反九點井網(wǎng)，裂縫長度為120m，裂縫導(dǎo)流能力為10～45μm2·cm。
 

    從對導(dǎo)流能力的優(yōu)化結(jié)果來看，當裂縫導(dǎo)流能力低于25μm2·cm時，壓后產(chǎn)量隨導(dǎo)流能力的增加而增加明顯，當導(dǎo)流能力高于25μm2·cm時，壓后產(chǎn)量隨導(dǎo)流能力的增加而增加不明顯，因此該區(qū)塊水力壓裂裂縫導(dǎo)流能力應(yīng)為25μm2·cm。通過裂縫模擬軟件，可以得到如果裂縫的導(dǎo)流能力在25μm2·cm左右(圖2)，那么在選定的支撐劑和生產(chǎn)條件下對應(yīng)的施工平均砂液比應(yīng)該為25%～30%。
    但是該低滲透油氣田通過多年的壓裂實踐總結(jié)出的經(jīng)驗是：施工工藝應(yīng)采取高砂液比壓裂(平均砂液比35%以上)，此外施工過程中應(yīng)用蠟球暫堵，提高縫內(nèi)工作壓力[3]。這與室內(nèi)模擬計算結(jié)論不一致：室內(nèi)模擬計算顯示該油田壓裂裂縫不要求高的導(dǎo)流能力，而實踐經(jīng)驗證明高砂液比、高導(dǎo)流能力的裂縫卻取得了更好的效果，原因何在？

2 原因分析
    是什么原因使得室內(nèi)壓裂優(yōu)化設(shè)計與現(xiàn)場實踐經(jīng)驗存在差異？是否有優(yōu)化時尚未考慮到的因素？該油田普遍采用的壓裂工藝是縫內(nèi)暫堵壓裂，具體的實施辦法是：首先正常施工，逐級提高砂液比，當達到設(shè)計的砂液比時，降低砂液比或者停止加砂，加入暫堵劑，之后再加入部分砂。從施工曲線上可以看出，加入暫堵劑之后施工壓力大幅度提高。
    對兩口典型井暫堵后的施工曲線分析：在施工后期，砂液比和排量保持不變，施工壓力幾乎保持不變，說明凈壓力基本上不變，根據(jù)Nolte-Smith曲線對施工壓力的分析，說明有部分天然裂縫張開。
此外，Nolte和Smith研究認為具有微裂縫的儲層壓裂時，當縫內(nèi)凈壓力超過天然微裂縫的張開的臨界壓力(p0)時可以實現(xiàn)天然微裂縫的開啟，p0公式為：[1～4]：
 
式中：σH,max為儲層最大水平主應(yīng)力；σH,min為儲層最小水平主應(yīng)力。
    通常，地應(yīng)力大小的測量方法主要有：①測井資料計算地應(yīng)力大?。虎跍y試壓裂確定地應(yīng)力大?。虎蹘r石力學(xué)實驗方法(巖石破壞曲線、凱瑟爾效應(yīng))確定地應(yīng)力大小；④經(jīng)驗公式方法確定地應(yīng)力大小。
    該區(qū)塊采用巖石力學(xué)實驗方法獲取的主應(yīng)力參數(shù)為：水平最大主應(yīng)力25.2MPa，水平最小主應(yīng)力22.7MPa，垂向應(yīng)力33.4MPa。此外，實驗結(jié)果經(jīng)過現(xiàn)場驗證表明，主應(yīng)辦梯度誤差在5%以內(nèi)。因此，根據(jù)式(1)可以計算得到裂縫開啟的最小縫內(nèi)凈壓力為4.7MPa。
    根據(jù)以上的分析推測，是否壓裂過程中溝通的天然裂縫是高砂液比裂以及施工過程中蠟球暫堵取得好的效果的關(guān)鍵？筆者嘗試用數(shù)值模擬的方法來研究如何溝通微裂縫以及溝通的微裂縫對壓后產(chǎn)量會產(chǎn)生什么樣的影響。
    采用裂縫模擬軟件，考察不同平均砂液比與施工裂縫內(nèi)凈壓力的關(guān)系可以發(fā)現(xiàn)(圖3)，當施工砂液比高于30%時，施工時裂縫內(nèi)的凈壓力會超過4.7MPa。此外，加入蠟球暫堵之后施工凈壓力會進一步提高，兩種方法綜合作用，明顯提高了縫內(nèi)凈壓力，使裂縫周圍的部分天然裂縫張開。那么張開的天然裂縫對產(chǎn)量究竟會產(chǎn)生什么樣的影響呢？下一步采用油藏數(shù)值模擬軟件來考察天然裂縫張開對壓后產(chǎn)量的影響[5]。
 

    采用相同的輸入?yún)?shù)，微裂縫張開面積分別假設(shè)為0m2、150m2(1m×150m，天然微裂縫張開范圍為裂縫長度方向150m，垂直裂縫方向1m，以下同)，2250m2(15m×150m)，4500m2(30m×150m)，裂縫孔隙度為0.12%，微裂縫滲透率為800μm2。圖4給出了不同微裂縫張開面積下的累積產(chǎn)量隨時間的變化曲線。
 

    由圖4可知，一旦微裂縫張開，壓后累積產(chǎn)量就增加明顯，而且累積產(chǎn)量隨裂縫張開面積的增加而極為明顯地增加，產(chǎn)量與微裂縫張開面積密切相關(guān)，因此有必要提高施工砂液比，甚至采取縫內(nèi)暫堵技術(shù)來大幅度的提高縫內(nèi)凈壓力，盡可能使更多天然微裂縫張開，這是該油氣田高砂液比和縫內(nèi)暫堵壓裂取得好的效果的原因，相信也是開發(fā)這類低滲透油氣田的關(guān)鍵所在。
3 討論
    我國已探明的低滲透油藏儲量約占全國總探明儲量的23%[6]，而水力壓裂是開發(fā)低滲透油藏最為有效的手段，故提出一種新的裂縫優(yōu)化思路：①分析區(qū)塊地應(yīng)力大小，根據(jù)式(1)計算微裂縫開啟所需的最小凈壓力；②根據(jù)凈壓力的大小，確定施工平均砂液比，或者是否需要其他的措施如蠟球暫堵來進一步提高縫內(nèi)凈壓力；③根據(jù)平均砂液比確定裂縫導(dǎo)流能力，在確定導(dǎo)流能力的條件下優(yōu)化縫長，進而預(yù)測壓后產(chǎn)量。
    采用該方法進行裂縫優(yōu)化，有兩項關(guān)鍵工作：①水平最大最小主應(yīng)力差的評價來計算天然裂縫張開的臨界壓力，在這項工作中，獲取準確的最大最小主地應(yīng)力是關(guān)鍵，可結(jié)合室內(nèi)實驗方法和現(xiàn)場小型壓裂測試方法綜合判斷；②得到準確的平均砂液比與裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)系，必須獲取準確的支撐劑導(dǎo)流能力數(shù)據(jù)，建議進行裂縫長期導(dǎo)流能力實驗。
4 應(yīng)用實例
    A井壓裂井段1780.4～1782.9m和1785.4～1786.3m，孔隙度11%，有效滲透率1×10-3μm2，地層孔隙壓力17.9MPa；天然裂縫較發(fā)育；儲層楊氏模量10710 Pa，泊松比0.25，最小水平主應(yīng)力28.9MPa，最大水平主應(yīng)力32.1MPa，按照式(1)計算得天然裂縫張開的臨界壓力為6.4MPa。通過裂縫模擬分析，當平均加砂濃度從360kg/m3增加到840kg/m3，裂縫內(nèi)的凈壓力從2.8MPa增加到3.7MPa，因此確定平均砂液比為33%，并且需要采用蠟球暫堵的施工方式來增加裂縫凈壓力。當平均砂液比為33%時，裂縫導(dǎo)流能力為35μm2·cm，從而優(yōu)化得到該井的壓裂支撐縫長為60～80m。
該井施工加入蠟球后管柱壓力上升約3.5MPa，通過壓后分析，加入蠟球后裂縫內(nèi)的凈壓力上升到了7.5MPa，勢必使部分天然裂縫張開，從而達到了優(yōu)化設(shè)計的目的。此外，壓后凈壓力擬合和產(chǎn)量擬合(圖5)也進一步驗證了天然裂縫的張開。
 

5 結(jié)論與建議
    1) 通過模擬分析認為在特低滲透油氣田高砂液比施工獲得成功的一個重要原因在于高砂液比施工能夠積累高凈壓力，從而使天然裂縫張開。
    2) 提出一種新的導(dǎo)流能力優(yōu)化方法：首先對區(qū)域地應(yīng)力進行分析，得到能使微裂縫張開的臨界凈壓力，根據(jù)凈壓力與施工砂液比的關(guān)系確定平均砂液比，確定裂縫導(dǎo)流能力，最后根據(jù)導(dǎo)流能力優(yōu)化裂縫長度。
    3) 采用所推薦方法進行裂縫優(yōu)化時，一是需要結(jié)合室內(nèi)方法和現(xiàn)場測試方法獲取準確的最大最小主地應(yīng)力大小；二是獲取準確的支撐劑導(dǎo)流能力數(shù)據(jù)，建議進行裂縫長期導(dǎo)流能力實驗。
    4) 將所介紹的壓裂優(yōu)化設(shè)計方法在現(xiàn)場進行了應(yīng)用，取得了好的應(yīng)用效果，同時也進一步驗證了本方法的現(xiàn)場可行性。
    5) 建議在今后的試驗中，對張開的天然裂縫進行支撐，以保持天然裂縫的持續(xù)作用。
參考文獻
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[6] 樓一珊，金業(yè)權(quán).巖石力學(xué)與石油工程[M].北京：石油工業(yè)出版社，2006：117.
 
(本文作者：丁云宏 胥云 翁定為 蔣廷學(xué) 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院)