FracproPT軟件在二次加砂壓裂模擬與施工參數優化中的應用①

趙金洲 何弦桀 李勇明 石 彥 劉進軍

(1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室(西南石油大學) 2.新疆油田分公司準東采油廠)

稠油油藏作為一種特殊類型的油藏，已經成為重要的勘探、開發對象。稠油具有高密度、高黏度、流動性差等特點。因而，長期以來對于稠油油藏的開發并沒有考慮采用壓裂增產措施[1-6]。二次加砂壓裂技術通過改變巖石的力學狀態、壓裂液的流動路徑，可較好地控制縫高，擴展裂縫寬度，克服了常規壓裂裂縫導流能力不足的缺點[7-9]。因此，可以考慮采用二次加砂壓裂技術開發稠油油藏。應用FracproPT壓裂軟件對準噶爾盆地東部X井區已進行過二次加砂壓裂的油井展開分析，優化了二次加砂比例、停泵時間、施工排量和加砂量等參數。

1 二次加砂壓裂增產機理

二次加砂壓裂是在壓裂中把總砂量分為兩批加入。在加入第一批砂之后，停泵一段時間，待支撐劑下沉、裂縫閉合，再開泵加入第二批砂進行壓裂。這樣沉降下來的第一批砂可以在水力裂縫的底部形成阻抗，并使井筒周圍的應力重新分布；在加入第二批砂時，裂縫在垂直向上的延伸就受到了阻礙，從而迫使裂縫沿長度和寬度方向擴展，讓支撐劑能夠有效地鋪置在產層中，形成一條較寬的高導流能力裂縫。

對于稠油油藏壓裂，二次加砂壓裂具有以下優點[10]：

(1) 在裂縫尖端形成阻抗，控制裂縫高度，避免其穿入水層。

(2) 增加縫內凈壓力，擴展裂縫寬度，從而大幅度提高縫內有效鋪砂濃度和裂縫導流能力。

(3) 減小砂堵幾率，提高施工成功率，增長壓裂有效期。

2 二次加砂壓裂模擬計算

X井區壓裂層位厚度6.5～20 m，平均11.8 m；孔隙度16.6%～21.1%，平均18.7%；滲透率8.1×10-3～38.4×10-3μm2，平均21.3×10-3μm2；加砂量10～20 m3，平均16.4 m3；施工排量2.8～3.5 m3/min，平均3.23 m3/min；結合實際施工參數，應用FracproPT壓裂軟件進行模擬計算，所得裂縫幾何形態如表1所示。

表1 X井區二次加砂壓裂裂縫幾何形態

X井區共有13口井實施了二次加砂壓裂，施工成功率100%，壓后有效率100%，并且取得了良好的經濟效益。該區塊壓后現場測量裂縫參數范圍為縫長30～35 m，縫高20～25 m，縫寬5～7 mm，FracproPT軟件模擬的結果與其擬合度較高，說明使用FracproPT軟件可以很好地對二次加砂壓裂進行模擬。

3 二次加砂壓裂與常規壓裂對比分析

使用FracproPT軟件對X8井分別進行二次加砂壓裂模擬和常規壓裂模擬，得到不同的壓后裂縫幾何參數，如表2所示。裂縫延伸過程中，動態裂縫幾何形態隨時間的變化如圖1～圖3所示。

X8井基本參數為：產層厚度13 m，產層滲透率8.1×10-3μm2，孔隙度17%，加砂量15 m3，施工排量2.8 m3/min，前置液總量35 m3，攜砂液總量53.5 m3，頂替液總量12.4 m3。

表2 X8井兩種壓裂方式裂縫幾何參數對比

對比結果表明，二次加砂壓裂裂縫較常規壓裂長度明顯減小，寬度明顯增加，高度略微減小。產生該現象的原因在于二次加砂過程中，砂堤不斷增高，受砂堤的影響，過水斷面面積減小，流動阻力增加，壓降梯度大，同時砂堤的存在使得裂縫垂向延伸困難。

圖1為動態裂縫長度隨時間的變化關系曲線，可以看出，二次加砂壓裂動態裂縫長度小于常規壓裂，并且在二次加砂過程中縫長延伸較慢；圖2表明二次加砂壓裂動態裂縫高度略低于常規壓裂，并且在二次加砂過程中縫高增加緩慢；從圖3可以看出，二次加砂壓裂動態裂縫寬度大于常規壓裂，并且在二次加砂過程中縫寬拓展迅速。

4 二次加砂壓裂參數優化分析

使用FracproPT軟件對X12井分別進行二次加砂比例、停泵時間、施工排量和加砂量等參數的模擬分析，以優化二次加砂壓裂施工參數。

X12井基本參數為：產層有效厚度14 m，產層滲透率52.7×10-3μm2，孔隙度21.1%，加砂量20 m3，施工排量3.5 m3/min，前置液總量43.5 m3，攜砂液總量70 m3，頂替液總量12 m3。

4.1 二次加砂比例分析

二次加砂壓裂中兩批支撐劑占支撐劑總量的比例不同會得到不同幾何形態的裂縫，從而影響裂縫導流能力及增產效果。現將第一次加砂量與總砂量的比值定義為一次加砂比例；將第二次加砂量與總砂量的比值定義為二次加砂比例。

改變二次加砂比例，應用FracproPT軟件計算得到不同二次加砂比例下壓后裂縫幾何形態參數，如表3所示。

表3 不同二次加砂比例下的裂縫幾何形態參數

從表3可以看出，隨著二次加砂比例的增大，支撐縫長呈減小趨勢，且當二次加砂比例為0.6時，達到最小值，隨后會隨著二次加砂比例的繼續增加而增大；支撐縫高隨著二次加砂比例的增大而呈減小趨勢，且當二次加砂比例為0.6時，達到最低值，隨后支撐縫高會隨著二次加砂比例的繼續增加而增大；平均支撐裂縫寬度隨二次加砂比例的增大而呈上升趨勢，且當二次加砂比例超過0.6之后，上升趨勢逐漸減弱。

因此，為了有效控制縫高、獲得短而寬的高導流能力裂縫，二次加砂比例取0.5～0.6范圍為宜。

4.2 停泵時間分析

分別取停泵時間為20 min、40 min、60 min、80 min，應用FracproPT軟件模擬計算,得到壓后裂縫幾何形態，見圖4～圖6所示。

從圖4可以看出，裂縫長度隨著停泵時間的增加而呈增大趨勢。圖5表明，裂縫高度隨停泵時間的增加而呈上升趨勢。從圖6可以看出，隨著停泵時間的增加，裂縫寬度呈減小趨勢。

因此，為了獲得較寬的高導流能力裂縫，停泵時間在30 min左右是最佳的。

4.3 施工排量分析

分別取施工排量為2 m3/min、2.5 m3/min、3 m3/min、3.5 m3/min、4 m3/min、4.5 m3/min，應用FracproPT軟件模擬計算，得壓后裂縫幾何形態，見圖7～圖9所示。

從圖7～圖9可以看出，隨著施工排量的增加，裂縫長度、高度和寬度均呈增大趨勢。然而，為了控制縫高、獲得較寬的裂縫，又必須要合理控制排量，因此建議施工排量范圍在3.5～4 m3/min。

4.4 加砂量分析

分別取加砂量為15 m3、20 m3、25 m3、30 m3，應用FracproPT軟件模擬計算，得壓后裂縫幾何形態，見圖10～圖12所示。

由圖10和圖11可以看出，隨著砂量的增加，裂縫長度和高度呈減小趨勢，這是由于砂量過多導致端部脫砂。圖12表明二次加砂壓裂裂縫寬度隨砂量的增加而呈增大趨勢。因此，為了獲得一定縫長且較寬的高導流能力裂縫，加砂量在20～25 m3最佳。

5 結 論

(1) FracproPT軟件能夠很好地模擬二次加砂壓裂裂縫幾何形態，其運算速度快、精度高，能夠滿足現場壓裂模擬需要。

(2) 與常規壓裂相比，二次加砂壓裂所形成的裂縫短而寬，導流能力更高。

(3) 通過對X井區的二次加砂壓裂參數優化分析，認為二次加砂比例控制在0.5～0.6、停泵時間設定在30 min左右、施工排量在3.5～4 m3/min、加砂量控制在20～25 m3時，可以最大限度地提高二次加砂壓裂增產效果。

參考文獻

[1] 梁作利，唐清山，柴利文，等.稠油油藏蒸汽驅開發技術[J].特種油氣藏，2000，7(2)：46-49.

[2] 張紫軍，姜澤菊，陳玉麗，等.深層稠油油藏超臨界壓力注汽開發技術研究[J].石油鉆探技術，2004，32(6)：44-46.

[3] 沈德煌，張義堂，張霞，等.稠油油藏蒸汽吞吐后轉注CO2吞吐開采研究[J].石油學報，2005，26(1)：83-86.

[4] 田剛，唐洪明，王春華.疏松砂巖稠油油藏適度出砂開采方式研究[J].新疆石油地質，2007，28(2)：197-199.

[5] 曹仁義，程林松，柴利文，等.稠油油藏水平井側向重力水驅技術研究[J].西南石油大學學報：自然科學版，2008，30(1)：70-73.

[6] 任芳祥，孫洪軍，戶昶昊.遼河油田稠油開發技術與實踐[J].特種油氣藏，2012，19(1)：1-8.

[7] 盧修峰，王杏尊，吉鴻波，等.二次加砂壓裂工藝研究與應用[J] .石油鉆采工藝，2004，26(4)：57-60.

[8] 李勇明，李蓮明，郭建春，等.二次加砂壓裂理論模型及應用[J].新疆石油地質，2010，31(2)：190-193.

[9] 李勇明，李崇喜，郭建春，等.二次加砂壓裂裂縫延伸模型研究[J].西南石油大學學報：自然科學版，2010，32(1)：89-92.

[10] 王宇賓，劉建偉.二次加砂壓裂技術研究與實踐[J].石油鉆采工藝，2005，27(5)：81-85.