低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂簇間距優化新方法

趙金洲 許文俊 李勇明 蔡坤赤 徐 苗

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. 中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院

低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂
簇間距優化新方法

趙金洲1許文俊1李勇明1蔡坤赤2徐 苗2

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. 中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院

趙金洲等.低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂簇間距優化新方法. 天然氣工業，2016, 36(10): 63-69.

水平井分段多簇壓裂中簇間距的大小是決定水平井分段多簇壓裂成敗的關鍵因素。為提高低滲透油氣藏儲層壓裂改造效果，需建立合理的簇間距優化模型，而現有的優化方法多以應力反轉半徑作為最佳間距，并未定量化表征壓裂后的儲層改造效果。為此，基于彈性力學基礎理論和位移不連續法建立了考慮水力裂縫干擾模式下的復雜地應力場計算模型，研究了天然裂縫在復雜地應力場條件下發生張開和剪切破裂形成復雜裂縫網絡的規律，再以獲得最大縫網波及區域面積為優化目標，形成一種新的簇間距優化方法。研究結果表明：①張開的水力裂縫會在其周圍產生誘導應力，壓裂液的濾失則會導致地層孔隙壓力變化，相應的地層孔隙彈性應力也會發生變化；②天然裂縫剪切破裂區域與張開破裂區域重疊，且前者要遠大于后者，可采用天然裂縫剪切破裂區域面積來表征復雜裂縫網絡波及區域的大小。采用該方法指導了現場水平井的簇間距優化設計，實驗井壓裂后取得了理想的增產效果，為低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂的簇間距優化設計提供了借鑒和指導。

低滲透油氣藏 分段多簇壓裂 簇間距優化 位移不連續法 天然裂縫 破裂區域 波及區域 縫網 增產效果

近年來，國內外非常規領域水平井分段多簇壓裂技術的進步與規模應用，使低滲透油氣資源得以高效經濟開發并發揮出革命性作用[1-3]。水平井分段多簇壓裂的核心是在低滲透儲層中形成具有較大波及體積的復雜裂縫網絡系統，使地層中的油氣快速地流入井筒。但在水平井分段多簇壓裂設計中，簇間距這一影響產量、采收率和經濟效益的重要因素仍尚不清楚。Mayerhofer等[4]采用數值模擬方法對低滲透油氣藏的壓后生產規律進行研究后發現裂縫網絡尺寸與壓后產量呈正相關，裂縫網絡的形態越復雜，改造的儲層體積越大，壓后產量越高。Cipolla等[5-7]進行理論研究以及建模計算指出，當水力裂縫主裂導流能力達到一定程度后，繼續增加射孔簇數或者減小簇間距對最終增產效果影響甚微。因此不應當過度追求簇間距的縮小，而應該取一個經濟合理的數值。現階段已有的簇間距優化方法主要是采用解析解或2D位移不連續法建立水力裂縫誘導應力場模型，從而計算出水平井筒壁面上水平最大、最小主應力方向反轉臨界點與相鄰水力裂縫間的距離，并以此作為優化的最佳間距[8-13]。而解析解和2D位移不連續法，建立的水力裂縫誘導應力場模型均不能準確地反映實際情況下儲層中三維水力裂縫的誘導應力場分布，同時當地層原始水平應力差較大時，可能并不存在應力反轉點。為此，筆者基于2D位移不連續理論引入三維校正因子建立了三維水力裂縫誘導應力場的數學模型，并以獲得最大縫網波及區域面積為目標，建立了水平井分段多簇壓裂簇間距優化模型。

1 水力裂縫干擾模式下的地應力場模型

張開的水力裂縫會在其周圍產生誘導應力，壓裂液的濾失則會導致地層孔隙壓力變化，相應的地層孔隙彈性應力也會發生變化。這三種誘導應力場的存在會使原地應力場發生改變，從而影響低滲透儲層中復雜裂縫網絡的形成[14-15]。為了研究這三種誘導應力場對復雜裂縫網絡形成的影響規律，需建立水力裂縫干擾模式下的地應力場計算模型。

1.1 水力裂縫誘導應力場

首先，基于2D位移不連續理論（DDM）引入三維修正因子，建立水力裂縫誘導應力場計算模型[16-17]。位移不連續理論是一種間接邊界元方法，通過引入虛擬的位移不連續量反映由受力體實際邊界條件引起的邊界效應[18-19]。如圖1所示，將水力裂縫劃分成N個單元，給定任意單元j的應力邊界條件，利用式（1）和式（2）求出任意單元j的位移不連續量，再將位移不連續量帶入式（2），可求得x-y平面內任意單元i中點的法向與剪切誘導應力。

圖1 DDM單元劃分示意圖

j分別表示裂縫單元j微段上的剪應力和正應力引起的位移不連續量；Gi,j表示三維修正因子；h表示裂縫高度，m；γ取值2；β取值3；di,j表示任意單元i到裂縫單元j的距離，m。

1.2 孔隙壓力變化

低滲透儲層基質滲透率極低，濾失到基質中的壓裂液量少且濾失距離較短，可忽略壓裂液向基質中的濾失。一般情況下，儲層中發育的天然裂縫是壓裂液濾失的主要通道，因此在低滲透儲層中僅考慮壓裂液沿天然裂縫的濾失行為[21-22]。壓裂液沿天然裂縫濾失后，導致天然裂縫縫內壓力產生變化，發生濾失后天然裂縫的縫內壓力計算公式如下[21-22]。

低滲透油藏：

低滲透氣藏：

式中p表示發生濾失以后的地層壓力，MPa；po表示原始地層壓力，MPa；pf表示濾失起點處液體壓力，MPa；Y表示濾失點到水力主裂縫的垂直距離，m；Yf表示氣藏儲層中壓裂液沿天然縫的濾失的最大距離，m；Kf表示天然裂縫滲透率，D；θ表示天然裂縫與水平最大地應力的夾角，(°)；φ表示天然裂縫的孔隙度；c表示壓縮系數，1/MPa；μl表示液體黏度，mPa·s；t表示時間，s。

1.3 孔隙彈性應力

壓裂液的濾失會增加局部儲層的孔隙壓力，這種作用將會擾動水力裂縫周圍的應力。在低滲透氣藏儲層中，基質中濾失量較少，壓裂液雖然會沿天然縫濾失相當遠的距離但在壓縮性和孔隙度控制下，其整體進入孔隙空間的液量有限。因此可忽略孔隙彈性應力影響。但在油藏儲層中，流體壓力的瞬時傳播區域超出了壓裂液侵入區域，此時孔隙彈性應力不能被忽略，其解析解形式為[23]：

其中

式中Δσ表示地層壓力變化產生的孔隙彈性應力，MPa；Δp表示壓裂液濾失引起的地層壓力變化量，MPa；A表示孔彈性常數，無因次；ξ描述流體侵入的尺寸和形狀的參數；α表示Biot系數，無因次；h表示裂縫半高，m；ν表示地層巖石泊松比，無因次。

1.4 多場疊加后的地應力場

基于彈性力學基礎理論，將上述三種誘導應力場與原地應力場進行疊加：

疊加后地應力場的水平兩向有效主應力的大小和方向分別為：

式中σ1表示原地應力場和誘導應力場疊加以后的水平最大有效主應力，MPa；σ2表示原地應力場和誘導應力場疊加以后的水平最小有效主應力，MPa；α1表示σ1與y軸的夾角，(°)；α2表示σ2與x軸的夾角，(°)。

所有計算以壓應力為正，張應力為負。

2 縫網波及區域預測

天然裂縫發育是低滲透油氣藏儲層壓裂形成復雜裂縫網絡的必要條件。天然裂縫是儲層力學上的薄弱環節，儲層壓裂改造過程中天然裂縫更易先于基巖發生張開和剪切破裂，有利于復雜裂縫網絡的形成。在存在水力裂縫干擾的復雜應力場條件下，天然裂縫面受到的有效正應力和有效剪應力分別為：

基于莫爾強度理論準則，當作用于天然裂縫面的剪應力超過其所能承受的極限剪切應力時，天然裂縫會發生剪切破裂，具體的判別條件為：

式中co表示天然裂縫內聚力，MPa。

由式（9）～（11）可得：

同時，當天然裂縫壁面的有效正應力小于零時，天然裂縫張開：

S＞0代表該區域內的天然裂縫發生剪切破裂，M＜0則代表該區域內的天然裂縫發生張開破裂，因此可將S＞0和M＜0的總區域等效為復雜裂縫

網絡波及區域。該類區域越大，則壓裂后獲得的儲層改造體積越大，儲層改造增產效果越理想。在進行水平井分段多簇壓裂簇間距離設計時，應以獲得最大的縫網波及區域面積為目標。

3 實例計算分析

以中國東部的1口致密砂巖水平井（XP井）為例，該井完鉆井深3 919.0 m，垂深介于2 091.7～2 105.6 m，水平段長1 619.0 m，儲層平均孔隙度為8.3%，平均滲透率為0.77 mD，為低孔、特低滲儲層。儲層內發育天然裂縫，裂縫傾角大，近于直立，與最大水平地應力方向的夾角約為15°，其他相關地質參數如下：水平最大地應力為42 MPa，水平最小地應力為34 MPa，裂縫高度為40 m，水力裂縫半長為200 m，泊松比為0.2，壓裂簇數2～3簇，水力裂縫縫口凈壓力為5 MPa，地層壓力為23.2 MPa，壓裂液黏度為5 mPa·s，天然裂縫內聚力為1 MPa，天然裂縫壁面摩擦系數為0.6，壓縮系數為5.35×10-4/MPa，孔隙度為20%，天然裂縫滲透率為0.15 D，Biot系數為0.8，濾失時間為120 min。由PKN模型可得，水力裂縫主縫內的凈壓力分布滿足：

式中x表示水力裂縫上的點距水平井筒的距離，m；L表示水力裂縫半長，m；pnet表示水力裂縫縫口凈壓力，MPa；pnetx表示x處的裂縫凈壓力，MPa。

現階段，國內的低滲透儲層水平井分段多簇壓裂技術由于受到儲層地質條件和施工工具設備的限制，通常在單段內采用2～3簇的規模進行壓裂且以3簇居多，因此本井也按照常規的單段2～3簇的規模進行簇間距優化設計。以最大縫網波及區域面積為優化目標，優選簇間距，需先繪制出不同簇間距條件下的縫網波及區域面積曲線圖，再根據曲線的特征，確定出最佳的簇間距方案。

在繪制曲線圖時，簇間距值的設置不能從0開始，而是存在1個最小臨界值。根據筆者建立的計算模型和基礎參數可得圖2～6。由圖2可知，在單段3簇壓裂模式下，當簇間距為11 m時，裂縫間干擾較強，原始最大水平應力方向偏轉角可達到90°，最大、最小水平應力方向發生反轉，可能會導致水力主裂縫在近井地帶就發生大角度的偏轉，不利于其向地層深部延伸溝通遠井處的天然裂縫，形成較大規模的復雜裂縫網絡，從而不能滿足低滲透油氣藏的增產要求。而當簇間距為12 m時，原始最大水平應力方向偏轉角較小，有利于形成深穿透的水力主裂縫，因此，在單段3簇壓裂模式下，本井的簇間距設置的最小臨界值為12 m。由圖3可知，在單段兩簇壓裂模式下，由于不存在中間水力主裂縫的干擾，即使簇間距很小，原始最大水平應力方向的偏轉角也始終很小，考慮到簇間距過小，水力主裂縫的誘導應力干擾較強，會導致水力主裂縫寬度受到過度的壓抑，存在砂堵的風險，此處推薦簇間距設置的最小臨界值為9 m。

圖2 單段3簇壓裂模式下不同簇間距下原始最大水平地應力偏轉角圖（以逆時針方向為正）

圖3 單段兩簇壓裂模式下不同簇間距下原始最大水平地應力偏轉角圖（以逆時針方向為正）

圖4 單段兩簇壓裂模式下縫網波及區域預測圖（簇間距15 m）

圖5 單段3簇壓裂模式下縫網波及區域預測圖（簇間距15 m）

由圖4、5可知，在進行水平井分段多簇壓裂時，地層中的天然裂縫更易發生剪切破裂，天然裂縫剪切破裂區域與張開破裂區域重疊且前者要遠大于后者，因此在水平面內可采用天然裂縫剪切破裂區域面積來表征水力壓裂形成的復雜裂縫網絡波及

區域的大小。同時，上述兩圖還表明：相同簇間距下，單段內壓裂簇數越多，縫網波及區域越大，儲層改造效果越好。由圖6還可知，單段3簇壓裂模式下，最佳簇間距約為16 m；單段兩簇壓裂模式下，最佳簇間距約為12 m。結合地質資料與測井解釋結果對XP井水平段的甜點發育區進行識別，從而確定出合理的壓裂段數和位置，再根據簇間距優化結果對每段進行分簇射孔，最后進行現場壓裂施工。本井共實施12段32簇壓裂，總液量9 808 m3，總砂量386 m3。壓后測試表明取得了十分理想的增產效果，說明本井的簇間距設置的較為合理，壓裂后地層中形成了較大規模的復雜的裂縫網絡系統。

4 結論

1）水力裂縫的存在會干擾原地應力場，主要包括三個方面：張開的水力裂縫會在其周圍產生誘導應力，壓裂液的濾失則會導致地層孔隙壓力變化，相應的地層孔隙彈性應力也會發生變化。由此，建立了水力裂縫干擾模式下的地應力場計算模型，為低滲透油氣儲層壓裂后復雜裂縫網絡波及區域的預測奠定了基礎。

2）天然裂縫的張開和剪切破裂是低滲透油氣藏儲層壓裂改造復雜裂縫網絡形成的根本原因，且天然裂縫剪切破裂區域與張開破裂區域重疊，前者要遠大于后者，可采用天然裂縫剪切破裂區域面積來表征復雜裂縫網絡波及區域的大小。

3）水平井分段多簇壓裂簇間距設置不宜太小，過小的簇間距會導致水力裂縫間的干擾增強，裂縫寬度受到抑制，原始最大水平應力方向也可能會發生大角度的偏轉，甚至導致最大、最小水平地應力方向反轉，使得水力主裂縫在近井地帶發生轉向，無法向地層深處延伸溝通遠井處的天然裂縫，形成較大規模的復雜裂縫網絡，從而不能獲得理想的增產效果。

4）以獲得最大縫網波及區域面積為優化目標，指導東部某致密砂巖水平井的簇間距優化設計，該井壓裂改造后取得了較理想的增產效果，說明此方法的優化結果合理，可為低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂的簇間距優化設計提供指導。

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A new method for cluster spacing optimization of multi-cluster staged fracturing in horizontal wells of low-permeability oil and gas reservoirs

Zhao Jinzhou1, Xu Wenjun1, Li Yongming1, Cai Kunchi2, Xu Miao2
(1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China; 2. Geology Exploration and Development Research Institute, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., Chengdu, Sichuan 610051, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.63-69, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Cluster spacing is a key factor for the success of multi-cluster staged fracturing in horizontal wells. In order to improve the fracturing results of low-permeability oil and gas reservoirs, it is necessary to build a rational cluster spacing optimization model. The existing optimization methods, however, use the stress reversal radius as the optimum spacing, so post-fracturing reservoir stimulation results are not characterized quantitatively. In this paper, a calculation model for complex stress field in the mode of hydraulic fracture interference was developed based on elastic mechanics theory and displacement discontinuity method. Then, the formation laws of complex fracture networks when natural fractures suffer opening and shearing fracturing in complex stress fields were investigated. Finally, a new cluster spacing optimization method was developed with the maximum affected area of fracture networks as the optimization objective. In this study, the following conclusions were reached. First, open hydraulic fractures may generate induced stress around them; the leakage of fracturing fluid may lead to the change of formation pore pressure, and correspondingly the change of elastic stress of formation pores. And second, the shearing fracturing area of natural fractures is overlapped with the opening fracturing area, and the former is much larger than the latter, so the size of the area affected by complex fracture networks can be characterized by using the shearing fracturing area of natural fractures. When this method was applied in the cluster spacing optimization design of a horizontal well, satisfactory fracturing results were achieved. Obviously, it provides the reference and instruction for the cluster spacing optimization of multi-cluster staged fracturing in horizontal wells of low-permeability oil and gas reservoirs.

Low-permeability oil and gas reservoir; Multi-cluster staged fracturing; Cluster spacing optimization; Displacement discontinuity method (DDM); Natural fracture; Fracturing area; Affected area; Fracture network; Reservoir stimulation result

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.008

國家自然科學基金重大項目“頁巖地層動態隨機裂縫控制機理與無水壓裂理論”（編號：51490653）、國家重點基礎研究發展計劃（973計劃）項目“中國南方海相頁巖氣高效開發的基礎研究”（編號：2013CB228004）。

趙金洲，1962年生，教授，博士生導師；本刊第七屆編委會委員、《Natural Gas Industry B》編委會委員，現任西南石油大學校長；主要從事油氣田開釆和增產新技術新理論的研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都區新都大道8號。ORCID: 0000-0003-1686-1828。E-mail: zhaojz@swpu.edu.cn

許文俊，1991年生，博士研究生；主要從事油氣田增產改造理論與技術方面的研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都區新都大道8號。ORCID: 0000-0002-9465-6857。E-mail: 746929967@qq.com