吉木薩爾致密儲層壓裂多縫干擾產能分析

南榮麗， 田亞凱， 呂 蓓， 韓少博， 周培堯， 梁天博*

(1.新疆油田公司工程技術研究院， 克拉瑪依 834000； 2.中國石油大學(北京)油氣資源與勘探國家重點實驗室， 北京 102249)

對于低孔低滲儲層，體積壓裂改造是保障其產量的關鍵因素[1-2]。中外學者在常規的水平井壓裂的基礎上，對壓裂工具和壓裂工藝進行改進，形成了水平井“分段多簇”壓裂方法，每個壓裂段射多簇孔，每段能形成多條壓裂裂縫，這樣能盡可能增加改造體積，保證低滲透油氣藏和非常規油氣藏的壓裂增產效果[3-7]。在水平井“分段多簇”壓裂過程中，壓裂裂縫間的相互干擾是一個無法回避的問題，裂縫干擾的存在可能導致裂縫形態與規模發生改變，甚至部分射孔簇無法形成有效的壓裂裂縫[7-16]。針對吉木薩爾致密油儲層因薄互層發育體積改造受限的特點，采用地質工程一體化軟件Mangrove開展水力壓裂人工裂縫相互干擾的規律研究，根據該區塊儲層特性和施工條件確立合理的段、簇間距，采用多級多簇細分切割儲層方法以提高壓裂后油藏的動用體積，從而推動吉木薩爾致密油10億噸難開采儲量的經濟有效開發。

1 地質模型建立

依據吉木薩爾區塊某探井的地質解釋數據，選用斯倫貝謝地質工程一體化軟件Mangrove進行本次單井壓裂精細模擬，所建立的三維地質模型示意圖如圖1所示，計算模型的總厚度為45.0 m，根據實際地質資料解釋劃分層位11層，其中儲層5層，隔層6層，在中部第6層位進行射孔壓裂，計算模型的寬度為400.0 m，長度(井筒延伸方向)為1 350.0 m，施加的垂向地應力為65.46 MPa，最大水平主應力為59.85 MPa，最小水平主應力為50.68 MPa。

2 數模準確性驗證

2.1 對照井選取

在正式壓裂模擬之前，先對構建的地質模型和施工參數進行準確性驗證。選擇與探井鄰近的1#、2#兩口水平井實際施工數據進行比對，現場位置如圖2所示，施工層位同屬于上甜點區，簇間距均為15 m，單段射孔3簇。

圖2 現場對照井井位展示Fig.2 Comparison wells location display

2.2 模擬結果對比

2.2.1 縫長對比

根據現場地質數據與施工方式模擬出的縫長結果與1#、2#水平井已有地震監測數據對比，現場1#、2#水平井水力壓裂半縫長分別為116.5、145 m，均值為130.75 m，模擬壓裂半縫長為123.5 m。

通過對比可以發現，數值模擬裂縫半縫長與地震監測的臨井半縫長接近，表明模擬裂縫尺寸可近似代表實際壓裂效果。

2.2.2 施工壓力對比

與1#水平井壓裂施工壓力數據對比，壓裂施工曲線分別如圖3所示。從圖3中可以讀出實際壓裂過程中泵注壓力62 MPa，停泵壓力41 MPa，而根據軟件模擬生成的泵注壓力曲線圖，可以看出模擬井泵注壓力64 MPa，停泵壓力40 MPa，與實際施工數據近似相等。

圖3 施工壓力曲線對比Fig.3 Comparison of treating pressure curves

通過裂縫規模與施工壓力的比對，說明本次地質模型構建合理，模擬壓裂施工參數設置合理，運算得到的結果能基本貼合現場施工效果。

3 分段多簇壓裂數值模擬

以地質模型的水平井筒趾端開始，設置不同的簇間距與單段射孔簇數，簇間距分別為5、8、10、12、15、18 m，單段射孔簇數為3～6簇，即單段段長從最短的15 m到極限的108 m。施工方式分為2種，均保持現場施工排量14 m3/min不變，工況a增加射孔簇數則增大加砂量，保證單簇進液量恒定，加砂強度為30 m3/簇，工況b則保證單段進液規模不變，加砂強度為90 m3/段。

3.1 先壓裂縫對后續裂縫的形態影響

當單段射孔4簇，簇間距15 m時，壓裂模擬的裂縫形貌如圖4所示，左側為沒有縫間干擾時的裂縫生長狀態(第一段第一簇)，右側為存在縫間干擾時的裂縫生長狀態(第二段第一簇)，可以觀察到縫間干擾對裂縫形態的明顯影響。由于簇間裂縫誘導應力互相干擾，同一段內的壓裂簇所形成的裂縫形態可能相差較大。在不存在縫間干擾時，同一段內裂縫發育比較均勻，縫長相近；而后續壓裂段受到前一段的應力影響，首簇縫長最短，遠離上一段方向的射孔簇壓裂縫長逐漸變長，分析原因是因為首簇縫長受上段壓裂的影響比較明顯，地層受到擠壓破裂壓力增大，裂縫不易擴展延伸；遠離上一壓裂段的射孔簇受到的影響逐漸減弱，裂縫較易張開，進液量也相對偏大，故縫長逐漸變大。

圖4 不同工況下的縫間干擾對比Fig.4 Comparison of fracturs interference under different working conditions

3.2 簇間距對儲層改造效率的影響

為了研究致密油水平井壓裂時簇間距對裂縫擴展體積與有效改造體積的影響，選取了簇間距為5、8、12、15 m時的模擬結果進行分析，模擬的裂縫形態如圖5所示。其中儲層改造體積SRV%=總支撐裂縫體積 /總波及儲層體積。可以看出，小的簇間距水力裂縫壓力波及范圍更廣，所形成的水力裂縫縫長更長。隨著簇間距增大，雖然各簇裂縫更加均勻，但儲層的總體改造效果逐漸降低。

分析比較圖5可以看出，隨著簇間距的減小，壓裂改造所波及的范圍有顯著增加，但是壓裂簇間距受限于現場工藝情況，簇間距過小會導致裂縫難以起裂，或者裂縫間溝通，因此實際簇間距要依據現場情況而定。

圖5 裂縫發育形態俯視圖Fig.5 Top view diagram of fracture development morphology

3.3 縫間干擾對施工壓力的影響

通過讀取軟件模擬后生成的施工壓力曲線，可以獲得不同簇間距下的施工壓力，以單段3簇為例，數據如表1所示。

通過對6組不同簇間距的算例的結果進行分析

表1 簇間距與施工壓力

可以發現，簇間距較小時，裂縫延伸壓力較大，施工壓力升高；簇間距較大時，裂縫延伸壓力較小，施工壓力降低。

3.4 加密簇間距對縫長均勻度的影響

以工況a為例，分別統計了在不同段簇間距下壓裂段的縫長，進行縫長發育均勻長度的分析，以單段射孔4簇，簇間距8 m為例進行說明。

單段射孔簇數固定為4簇，簇間距為8 m時，統計前五級壓裂的縫長數據，并進行歸一化處理，如表2所示。對歸一化的每一級數據求取標準差，可以看出，第一段不受外部裂縫的影響，裂縫發育比較均勻，標準差較小，后續壓裂段受到前段縫間干擾的影響，縫長發育不均勻，標準差較大。

表2 縫長統計與標準差計算

采用同樣的計算方法，對工況a和工況b下的不同段簇間距組合模擬壓裂后的縫長標準差進行了統計分析，結果如圖6所示。

圖6 工況a與工況b縫長標準差對比曲線Fig.6 Comparison curve of Fracture length between operating condition a and operating condition b

通過分析可以得出以下結論：①第一段為初始壓裂，沒有縫間干擾，所以裂縫發育比較均勻，標準差較小；②簇間距增大時，縫長的標準差總體呈降低趨勢，表明縫長越均勻，縫間干擾減弱；③簇間距小于10 m時，不同簇數的標準差接近，表明射孔簇數對縫長均勻程度影響不占主導地位；④簇間距大于10 m時，簇間距的影響減弱，射孔簇數對縫長均勻程度的影響占主導地位；⑤定單段加砂量以后，簇數增加，單簇進液量減少，縫間干擾減弱，縫長發育更均勻。其中單段射孔6簇，簇間距為5、8 m時，裂縫無法被壓開。

3.5 縫間干擾對裂縫規模的影響

3.5.1 兩種工況下縫長發育對比

(1)工況a條件下段簇間距對縫長的影響

圖7(a)展示了在保證平均單簇進液量相同時，簇間距和單段簇數對裂縫縫長規模沒有明顯的影響，只是改變了縫長的不均勻程度。

(2)工況b條件下段簇間距對縫長的影響

圖7(b)展示了在不改變單段加砂加砂量時，隨著簇數的增加，單簇加砂量減少，平均單簇縫長減小，與日常經驗相符。

圖7 不同簇間距下的平均縫長Fig.7 Average fracture length under different cluster spacing

(3)兩種工況下模擬壓裂縫長分布

以單段射孔5簇，簇間距8 m為例，圖8展示了兩種工況下壓裂前5段共25簇裂縫的縫長分布曲線，可以看出，兩種工況下，縫長波動趨勢相同，即各縫的不均勻程度基本相似，但定單段加砂量的平均縫長較短，不均勻程度較低。

圖8 工況a/b縫長分布曲線Fig.8 Distribution curve of fracture length under operating condition a,b

3.5.2 段簇間距對縫高與液體效率的影響

針對壓裂施工過程中薄互層對縫高的限制和壓裂液造縫效率的問題，以工況a進行統計說明，繪制曲線如圖9所示，而工況b與工況a類似，差異主要體現在縫長方面，在此不作重復。

圖9 不同簇間距下的平均縫高與液體效率曲線Fig.9 Average fracture height and liquid efficiency curves at different cluster spacing

通過分析圖9中曲線，可以得出以下結論。

(1)縫高與液體效率的曲線趨勢類似。總體來看，在簇間距相同時，簇數越多，液體效率越低，縫高越小。分析原因為：a簇數增多以后，井底濾失增加，憋壓效果降低，不易突破上下隔層；b簇數增多，單簇進液速率減少，延長了泵注時間，同時也是濾失時間。

(2)改變簇間距對縫高和液體效率的影響不明顯。

在總排量相同的情況下，減小簇數，可以提高液體效率；增大簇數，可以在一定程度上限制縫高，避免突破隔層。

3.6 經濟性評價

通過軟件計算當前條件下壓裂后的油井產能，綜合考慮各種施工成本，設定油價為65美元/桶，計算不同段簇間距下的回本時間，計算結果如表3所示。

表3 經濟性評價

通過對比可以得出如下結果。

(1)工況a(保證單段排量與單簇加砂量)比工況b(保證單段排量與單段加砂量)的改造效率(SRV%)整體偏好，雖然用砂量成本增加，但液體效率更高，裂縫發育更均勻，回本時間較短。在不增加一倍施工成本與不降低儲層總體改造效果的綜合考量下，8 m簇間距下段內3～5簇最優，10、12 m簇間距下3簇其次。

(2)相對于工況a的固定平均單簇加砂量，工況b(保證單段排量與單段加砂量)在現有基礎上作業變動最小，施工排量與加砂量保持不變，泵注程序無需調整，可以有效控制成本。對比各算例結果可知，5 m簇間距下段內5簇，8 m簇間距下段內3、4簇改造效果最優，10、12 m簇間距下段內3簇改造效果其次。

4 結論

水平井“分段多簇”壓裂過程中，由于采用多簇射孔，每個壓裂段均會形成多條壓裂裂縫，施工參數、儲層參數和射孔簇間距等都會對多裂縫的形成產生影響，如果部分可控參數設置不合理，可能導致部分射孔簇不能開啟或不能形成有效的壓裂裂縫，從而降低改造體積，減少壓裂施工的效率。筆者使用文中建立的地質模型，研究了射孔簇數、射孔簇間距等因素對水平井“分段多簇”壓裂裂縫干擾規律的影響，得到結論以下：

(1)受前一段壓裂應力陰影的影響，后續壓裂時靠近上一段的射孔簇裂縫規模受到抑制，規模偏小，遠離后影響減弱，裂縫發育逐步恢復正常。

(2)簇間距越小時，段內縫間干擾越大，施工壓力越高；水力裂縫壓力波及范圍更廣，所形成的水力裂縫縫長更長。隨著簇間距增大，雖然各簇裂縫更加均勻，但儲層的總體改造效果逐漸降低。

(3)單段簇數相同時，簇間距越小，縫間干擾越嚴重，表現為縫長的標準差越大，縫長發育越不均勻，儲層的改造效果越好；簇間距大于一定數值時，保證單簇進液量與加砂強度相同，射孔簇數的影響逐漸顯現，簇數越多，縫間干擾越嚴重。

(4)在總排量相同的情況下，延長泵注時間，縫間干擾會逐漸增強；增大簇數，可以在一定程度上限制縫高，避免突破隔層；減小簇數，可以提高液體效率和有效裂縫面積；減小簇間距，可以增大儲層改造面積，提高油井日產能，但施工成本也會成比例增加，施工設計時要綜合考慮成本與收益進行方案評價。

(5)單段排量不變時，射孔簇數不宜過多，否則無法控制裂縫起裂效果，出現部分射孔簇失效的情況。