超低滲油田蓄能重復壓裂增能機理

達引朋，薛小佳，劉 明，史佩澤，曲鴻雁*，周福建

(1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安 710018；2.中國石油大學(北京)非常規油氣科學技術研究院，北京 102249)

中國石油工業已經進入低品位油氣資源開發時代，超低滲、致密油等成為不可忽略的重要接替資源[1]。鄂爾多斯盆地超低滲、致密油氣資源分布廣、規模大，具有廣闊的開發前景。但以HQ區塊為代表的長6超低滲儲層物性差(滲透率0.3～0.4 mD，孔隙度10%～12%)，壓力系數低(0.6～0.8)[2]。研究區油井已有10余年開發歷程，井網類型為菱形反九點，初期儲層改造采用水力加砂壓裂，但長期生產后面臨油井低產低效等問題。主要原因有：注采驅替系統建立緩慢，水驅范圍小，油井裂縫型見水；地層壓力保持水平低，常規重復壓裂后初期產量高，但穩產時間短[3]；老井初次壓裂改造程度低，老縫兩側剩余油富集，長期生產后地應力改變，近井泄油范圍內地層壓力衰竭虧空，嚴重制約重復壓裂新裂縫從低壓區(開采區)向高壓區(未開采區)轉向延伸[4-6]。重復壓裂提高改造程度的同時，兼顧地層能量補充，提高油井穩產能力成為老油田亟須解決的關鍵問題。

在常規油氣開采中，壓裂液作為外來流體會產生水敏、水鎖等負面效應，不利于油氣井生產。壓裂液滯留時間越長，對儲層傷害就越大。隨著非常規油氣資源的開發，有些井返排率低，但產量良好，悶井一段時間產量上升[7]。重復壓裂相當于一次性高強度注水，能夠對地層能量進行有效補充[8]。超低滲油藏的滲吸采油已經由開發中的從屬和輔助作用上升為主導作用[9]，為高效動用老縫側向剩余油，充分利用壓裂液能量，探索出“壓裂-增能-驅油”一體的開發新模式。近幾年，蓄能重復壓裂在中國吐哈、吉林、長慶等[10-20]油田取得了成功試驗，在擴大縫控體積的同時壓后關井蓄能，增產效果很好。何海波[10]通過室內實驗和數值模擬，形成了前期注水補充地層能量，后期實施大排量壓裂的縫網增能重復壓裂技術，改造后日產油達到初次壓裂日產油的93.5%。鄭太毅等[11]通過油藏數值模擬技術，建立概念模型和實際模型，對致密油藏水平井注CO2展開針對性研究，優化了能量補充方式。張礦生等[12]通過實驗研究和數值模擬對長慶油田隴東P區塊致密油藏注CO2增能效果進行了評價及參數進行了優化。王金龍等[13]總結形成適應該油藏蓄能壓裂后最佳悶井時間，降低開抽后見油時返排率，提高入地液利用率，延長措施有效期。蘇幽雅等[18]立足“增大改造體積、補充地層能量”，探索形成了蓄能式體積壓裂配套技術，產量為同區塊直井常規壓裂投產的3～5倍。王薇[19]以提高地層能量為目標，通過對蓄能方式的評價、蓄能介質的優選，以及蓄能液用量的優化，形成蓄能壓裂工藝并應用于油田，單井累增油是常規壓裂井的2.7倍。

一些學者通過數值模擬研究發現，悶井期間壓裂液滲吸能夠促進儲層滲透率恢復[20]。滲吸可能導致水鎖自我解除[21]，長時間關井使產油量上升而產水量下降。水力壓裂改造后的人工裂縫形態和開度差異大，流體壓力傳播存在差異性，地層能量補充需要平衡時間[22]。

綜上所述，蓄能重復壓裂工藝技術起到了很好的增產效果，中外研究多集中于滲吸補能方面，而壓后悶井期間壓裂液傳質傳壓規律仍然較少，該工藝背后增能機理不清，缺少一定的理論指導。為此，在前人研究基礎上，現以鄂爾多斯盆地超低滲油藏HQ區塊為例，充分分析其地質特征和開發中存在問題，采用PETREL地質油藏精細建模，結合CMG油藏數值模擬，建立適合HQ油藏蓄能壓裂后具有裂縫網絡的雙重介質非均質數值模型，研究壓后悶井期間井底壓力演化、壓裂液在裂縫和基質內傳播規律，以及注入量、悶井時間與地層能量補充和產能的關系，為超低滲油田需要補能到何種程度、悶井時間等工藝優化提供理論指導。

1 區域概況

1.1 地質特征

以HQ為代表的超低滲油藏主力開發層系是三疊系長6。油藏中深2 100 m，有效厚度20 m。儲層整體上表現為低孔、超低滲特征，滲流能力差，平均孔隙度10.8%，平均滲透率0.4 mD。如圖1所示，原始平均地層壓力為15 MPa左右，飽和壓力為9.86 MPa，地飽壓差小，天然能量貧乏。兩向應力差2.8～5.3 MPa，同時脆性礦物含量高，天然微裂縫發育[2]。

圖1 地層壓力分布圖Fig.1 Formation pressure distribution

1.2 開發特征

研究區采用菱形反九點注水開發，井距480 m，排距130 m，但受儲層物性的影響，難以建立有效驅替系統，低產低效井較多。該區塊已開發十年以上，供液能力下降井占比38.2%，是產量遞減的主要因素，見注入水井占比20%，需要及時有效補充地層能量，如圖2所示。近井裂縫區域地層能量虧空嚴重，常規重復壓裂裂縫難以突破低壓采空區，油井穩產時間短。

圖2 研究區長6油藏產量遞減因素Fig.2 Production decline factors of Chang 6 reservoir in the study area

2 蓄能壓裂數值模型建立

蓄能壓裂數值模型包括地質模型、直井壓裂注入模型以及悶井增能模型等，如圖3所示。首先，采用PETREL進行研究區塊地質油藏精細建模，得到原始地應力場；其次，建立井網壓裂模型，模擬初次壓裂和生產后地應力場演化，得到耦合地質力學的重復壓裂前地質模型；最后，結合CMG油藏數值模擬，形成一套適合HQ油藏蓄能重復壓裂后具有裂縫網絡的雙重介質非均質數值模型，模擬蓄能參數對能量補充和產量的影響。

圖3 蓄能壓裂數值模型Fig.3 Numerical model of energy storage fracturing

為增加數值模擬計算的準確性，選取該區塊典型菱形反九點井組作為研究對象，基于測井解釋資料，利用PETREL軟件建立精細油藏地質模型，模型基礎參數如表1所示，充分考慮了地層的非均質性。為提高計算收斂性和運算速度，從地質模型中切割出小模型，進行蓄能壓裂數值模擬，總尺寸為1 530 m×960 m×100 m，單個網格大小30 m×30 m×1.5 m。為定量表征天然裂縫，建立雙重介質模型，縫間距為2 m×2 m，即忽略水平方向裂縫，垂直方向上以正交形式將網格劃分為基質和裂縫系統，基質是流體儲集空間，裂縫是流體滲流通道。

表1 建模基礎參數Table 1 Basic modeling parameters

綜合微地震監測和壓裂軟件數模結果得到的人工裂縫參數，如表2所示，采用局部網格對數加密方法(LS-LP-DK)建立近井地帶人工主裂縫及次級微裂縫。根據裂縫導流能力等效原則表征水力裂縫，即假定實際生產裂縫導流能力與模型中加密網格區的導流能力相等，根據式(1)～式(3)[23]計算模型滲透率。實際水力裂縫性質形態和開度差異大，主裂縫、分支縫的幾何形態、導流能力各不相同，為了表征這一特點，設置了縫尖滲透率，使得沿裂縫延伸方向滲透率逐漸改變，裂縫不同位置具有不同的導流能力。水力裂縫的方向為NE75°，與研究區最大水平主應力方向一致。研究區重復壓裂工藝是實施縫端暫堵，在老裂縫兩側形成新裂縫，提高儲層側向動用程度。為此，通過增加改造區帶寬的方法來表征重復壓裂轉向新裂縫，由10～20 m帶寬增加到30 m。

表2 水力裂縫參數Table 2 Hydraulic fracture parameters

Qo=Qn

(1)

(2)

(3)

該方法創建的水力裂縫附近網格密而小，遠離裂縫網格疏而大，如圖4所示，能夠精確模擬注入、悶井期間流體從裂縫到基質的不穩定流動過程，計算精度高，收斂性更好。

圖4 裂縫附近加密網格示意圖Fig.4 Schematic diagram of the refined grids near the hydraulic fracture

研究區是超低滲透儲層，微裂縫發育，毛細管力明顯，悶井期間會發生滲吸作用，在壓裂時注入的壓裂液添加有表面活性劑，能顯著降低表面張力，增強滲吸作用。為此，通過相滲插值的方法來模擬滲吸置換作用。界面張力降低，使束縛水和殘余油飽和度均得到降低，從而使相對滲透率曲線向兩邊外推,如圖5所示。

圖5 表面活性劑對相滲曲線的影響Fig.5 The influence of surfactants on the oil and water relative permeability

3 模擬結果分析

3.1 裂縫及基質巖塊內地層壓力演化

以入井液量300 m3為例，分析注入結束時及悶井過程中裂縫和基質巖塊內能量擴散傳遞規律及地層壓力演化規律。

裂縫不同位置的導流能力不同。在壓裂液注入結束時裂縫中壓力分布不均勻。越靠近井筒，裂縫導流能力越強，注入結束時裂縫在近井筒附近壓力最高，為26.96 MPa，而在主裂縫末端，導流能力相對較低，滲流速度有限，壓力僅為 17.46 MPa。如圖6所示，注入結束時，高能壓裂液主要儲存在裂縫中。隨著悶井時間延長，壓裂液向基質擴散。

在壓差作用下，壓裂液向裂縫末端及次級裂縫內流動，裂縫內壓力趨于均衡。如圖7所示，悶井20 d后，裂縫各處壓力基本穩定在16.3 MPa左右。在壓差和高毛管力的雙重作用下，高能壓裂液通過濾失、滲吸進入裂縫周圍基質。根據悶井時間效應，裂縫內的壓力逐漸降低，然而由于與裂縫末端緊鄰的基質網格致密，壓力呈現出先增大后減小的趨勢。

圖7 基質內壓力變化平面圖Fig.7 Plane diagram of pressure change in matrix

3.2 距離裂縫不同位置地層壓力演化

以X井為研究對象，如圖8所示，選取主裂縫(位置1)、裂縫帶邊緣(位置2)、遠端基質(位置3)巖塊3個位置，分析注液量為300 m3時其悶井期間地層壓力演化規律。

圖8 距離水力裂縫不同位置示意圖Fig.8 Schematic diagram of different positions from hydraulic fracture

不同位置流體流動時傳質傳壓規律不同，加上時間效應的影響，地層壓力的演化規律不同。總體上，隨著悶井進行，主裂縫和裂縫帶邊緣位置網格處的孔隙壓力是持續下降的，而遠端基質網格快中孔隙壓力是持續上升的。如圖9所示，在悶井第1天，3個位置的壓差很大，主裂縫壓力由29.66 MPa迅速降低至20.61 MPa，此后隨著高能壓裂液向裂縫遠端波及，壓差越來越小，壓力下降減緩，逐漸與主裂縫內孔隙壓力趨于一致，整個裂縫帶內壓力達到平衡。隨著壓力波及距離增加，遠端基質的孔隙壓力始終呈現出上升趨勢。然而由于網格尺寸較大(30 m×30 m)，各基質網格的非均質性以及流體傳質傳壓時在垂向上的重力分異，孔隙壓力的上升幅度并不明顯，14 d后，基質中的壓力已基本平衡，僅增加1.13 MPa。

圖9 距離主裂縫不同位置地層壓力隨悶井時間變化Fig.9 Change of formation pressure at different locations away from the primary fractures with the shut-in time

3.3 悶井期間井底壓力演化

關井之后，高能壓裂液通過水力裂縫進入儲層，但是儲層基質內的壓力變化無法直接監測，通過對X井底壓力的分析可以更好地認識悶井過程中壓力在裂縫和基質中的傳播規律。

如圖10所示，裂縫不同位置的導流能力不同，注液結束關井6 h，裂縫內液體分布不均，在高的壓差作用下壓裂液快速流動，表現為井底壓力曲線急劇下降至22 MPa。悶井時間增加到10 d，高能壓裂液向導流能力相對較低的次級裂縫流動，并向基質濾失，表現為井底壓力曲線相對緩慢下降。悶井14 d后，曲線下降速度更為緩慢，井底壓力保持在16.3 MPa左右。此后5 d內，近裂縫改造區域壓力基本平衡，但遠端基質仍然在毛管力作用下發生自發滲吸，由于基質網格超低滲，滲吸作用極為緩慢，表現為井底壓力僅下降0.417 MPa。

圖10 悶井期間X井底壓力變化Fig.10 Change of bottom hole pressure during the well-X shut-in

3.4 悶井時間對地層能量補充的影響

選取垂直主裂縫中部的網格為例，研究注液量300 m3悶井時間對不同位置基質巖塊地層能量補充的影響。

建模充分考慮了儲層非均質性，不同位置油井的地層壓力增幅和波及范圍有所差異，但波及范圍總體上呈橢圓形，如圖11所示。越靠近主裂縫中部位置，高能壓裂液和兩側基質接觸面積越大，侵入的量越多，表現為壓力傳播距離越遠，壓力最遠可傳播90 m左右。越靠近裂縫端部，導流能力越低，與基質接觸面積也越小，壓裂液侵入量越少。

圖11 壓力波及范圍云圖Fig.11 Cloud diagram of pressure sweep range

如圖12所示，在悶井前7 d內，距離主裂縫30 m范圍內，隨著距離增加，孔隙壓力總體降低，但都高于原始平均地層壓力，這是基質巖塊不斷充液同時又向遠處基質傳質傳壓的過程。超過45 m后孔隙壓力變化較小，悶井20 d時，主裂縫位置和遠處基質位置孔隙壓力基本持平，為16.3 MPa。

圖12 不同悶井時間下垂直裂縫方向地層壓力變化Fig.12 Change of formation pressure in vertical fracture direction during the shut-in well

3.5 注入量對地層能量保持水平的影響

圖13表示悶井7 d時井組周圍地層整體的壓力分布。入井壓裂液量越多，地層壓力提升越高，壓力波及范圍越大，地層能量補充效果越好。

圖13 悶井7 d后地層壓力云圖Fig.13 Formation pressure cloud diagram after seven days of shut-in wells

由圖14、圖15可知，壓裂液用量增加后適當延長悶井時間，可以增加壓裂液滯留量，提高蓄能效果，但入井流體波及更遠的超低滲儲層中，增加返排難度，可能影響原油的置換效率。壓裂液注入量越多，地層能量補充效果越好，累積產液量也越來越多，但累積產水量的增加幅度要明顯高于累產油量，產液量的貢獻多來自產水。累產油量的增加幅度較小，說明單純提高壓裂液的用量并不能有效提高原油產量，甚至影響經濟效益。

圖14 不同注入量下井底壓力隨著悶井時間的變化Fig.14 Bottom hole pressure change under different injection volumes with the shut-in time

圖15 不同注入量下的提升地層壓力效果Fig.15 The effect of increasing formation pressure at different injection volumes

4 結論

(1)鄂爾多斯盆地HQ超低滲油藏老井低產低效的主要原因是改造程度低、供液能力差。蓄能重復壓裂是充分利用壓裂液的能量行之有效的方式，補充近井區域地層能量，一方面利于重復改造時新裂縫的延伸擴展，另一方面為原油開采提供動力，加快基質-裂縫間排油，從而延緩遞減。

(2)地層壓力的擴散具有時間效應，存在合理的悶井時間。悶井過程是裂縫內高能壓裂液向基質內擴散的過程，壓力波及范圍呈橢圓形。關井時間短，壓裂液越易返排，增能作用差；關井時間過長，壓裂液的滯留會對儲層造成傷害，影響經濟效益。

(3)入井流體液量越多，增能效果越好，但所需的悶井時間也越長，同時，滯留地層的液量也會增加，最終累積產水量高于累積產油量，影響整體產量和經濟效益。因此，壓裂液用量、悶井時間和產量間存在一定關系，需要進一步優化。