石炭系淺層低壓砂巖油藏壓裂方式優選

陳宏飛， 曹旭升， 馮海蛟， 彭越*， 巨世昌， 李斯琪， 陳文順， 胥新剛， 鄧青玉

(1.中國石油新疆油田分公司重油開發公司， 克拉瑪依 834000； 2.中國地質大學(北京)能源學院， 北京 100083；3.北京中地金石科技有限公司， 北京 100085)

水平井和水力壓裂技術的使用，能夠改變流體在儲層中的滲流方式，降低油氣在儲層中的滲流阻力[1-2]，從而提高油氣井產量和最終采收率。根據裂縫分布特點可將壓裂模式分為兩類，即常規壓裂和體積壓裂。常規壓裂以經典線彈性斷裂理論為基礎，以一條主裂縫或多條互不相交的主裂縫來改變流體的流動方式，裂縫只與井筒發生流量交換，裂縫間無流量交換。體積壓裂在形成一條或者多條主裂縫的同時，主裂縫與天然裂縫溝通，并且在主裂縫的側向產生次生裂縫，實現對儲層的全面改造[3-4]。體積壓裂假設除了裂縫與井筒間的流量交換，裂縫之間也會發生流量交換。

國內外關于常規多段壓裂水平井的理論研究始于20世紀90年代。1991年，Larsen等[5]給出了三維無限大儲層多條有限導流裂縫壓裂水平井不穩態滲流解析解，較好地呈現了早、中期滲流特征。1994年，Larsen等[6]給出了圓形和矩形有限導流垂直裂縫的壓裂水平井的滲流模型，并給出解析解和相應試井圖版。Guo等[7]利用格林函數研究無限導流多段壓裂水平井滲流模型，獲得了井底壓力動態特征及各條裂縫間的流量分布規律，但未考慮縫間干擾。隨后，Horne等[8]改進了Guo等[7]的模型未對縫間干擾考慮的不足，但未考慮裂縫導流的影響。1996年，基于Ozkan和Raghavan的點源解及Cinco-Ley和Samaniego有限導流裂縫的計算方法，Chen等[9]應用疊加原理給出了矩形封閉油藏多段壓裂水平井有限導流裂縫在Laplace域的經典滲流模型。此后，大量學者基于Chen等[9]的方法擴展了水平井滲流模型，分析了二維和三維裂縫[10]、垂直與斜裂縫[11-13]、常規與非常規儲層[14-15]下油氣井產能及壓力動態分布規律。

對于體積壓裂，Warpinski[16]在1993年通過分析礦場資料，認為壓裂可形成多條裂縫組成的復雜縫網改造區域。2004年和2005年，Fisher等[17-18]利用地震監測證明了體積壓裂復雜網狀裂縫的存在。2006年，Mayerhofe等[19]首次提出了頁巖儲層壓裂改造區域的概念。對于體積壓裂復雜縫網表征，國內外學者分別提出了分區、離散裂縫和雙重介質等效的方法。分區表征方法將儲層分為壓裂破碎區和壓裂支撐填充區[20-21]，或將儲層分為水力裂縫形成區、裂縫受效區、未改造區和邊界控制區等[22]。離散裂縫模型分為嵌入式和非結構化離散裂縫模型[23-25]。前者對基質進行結構網格化，再將裂縫嵌入基質網格。后者采用非結構化網格劃分儲層，使其與裂縫網絡相匹配，然后對裂縫進行降維處理。雙重介質模型將壓裂改造區假定為雙重介質[26]。對于體積壓裂數學模型求解，由于解析方法有較多的簡化條件，較難描述體積壓裂改造后復雜縫網的滲流特征[27-28]，主要采用半解析方法和數值方法進行求解[29-32]。

上述回顧了不同壓裂方式理論研究背景及發展歷程，在實際工程中，常常會面對壓裂方式的優選及裂縫參數優化等問題。目前，國內外裂縫參數優化方法主要有兩種，分別是基于支撐劑數的解析方法[33-34]和結合一定經濟參數評價的數值模擬方法。支撐劑指數法可以考慮砂體展布與儲層裂縫的匹配關系，與實際工程更穩吻合。傳統的數值模擬方法可考慮儲層的非均質性等一些地質參數和流體性質，模型雖然可考慮復雜的流動機理，但是由于其對裂縫的等效處理，并沒有使用支撐劑量的約束。現結合支撐劑數方法和數值模擬方法的優點，以泵入地層中的支撐劑量為約束條件，對體積壓裂進行模型簡化[35-39]，建立數值模型。針對新疆油田J20區塊埋深淺、壓力低、儲層中-低滲等典型地質特征，系統對比不同裂縫組合下的油井20年生產特征，評價油井生產潛力。揭示不同壓裂方式下油井生產規律，為壓裂方式的優選及裂縫參數的優化提供參考。

1 地質背景與方案設計

1.1 油藏概況

新疆油田J230井區石炭系油藏位于準噶爾盆地西北緣大型推覆構造-克烏斷裂帶前緣斷塊上，整體構造形態為北西高、東南低的單斜，局部存在鼻狀構造。區塊含油面積29.8 km2，石油地質儲量2 978.67×104t，油藏中部深度620 m，原始地層壓力8.6 MPa，飽和壓力6.9 MPa。儲層孔隙度4.5%～22.9%，平均7.26%；滲透率0.01～96.1 mD，平均1.14 mD?？傮w上，油藏類型為淺層低壓砂巖油藏。目前，該區投產總井數309口(其中普通多段壓裂水平實驗井17口，體積壓裂水平實驗井10口)，累計產油232.21×104t，采出程度7.8%。從目前生產情況看，體積壓裂水平井初期產量高于普通多段壓裂水平井，普通壓裂水平井初期產量高于普通直井。但是體積壓裂投資規模更大，風險高。因此，需要評價體積壓裂和普通多段壓裂下的油井長期生產潛力，為經濟可行性評價提供參考。

1.2 模型建立與方案設計

區塊目前投產水平井水平段長度585～1 467 m，平均950 m；裂縫條數5～29條，平均18條；裂縫段間距34～106 m，平均53 m，以40 m間距為主；水平井單井加砂量307～1 290 m3，平均765 m3。如圖1所示，為了簡化模型，選取一個典型的裂縫單元(3段水平井)開展數值模擬研究。模型基本假設如下。

(1)水平井位于矩形油藏中央，裂縫為理想規則的垂直裂縫。

(2)如圖1(a)所示，普通多段壓裂水平井中的“段”定義為一條垂直于水平井(粗藍線)方向的主裂縫(粗紅線)，表示兩條主裂縫之間的距離定義為“段間距”。

(3)如圖1(b)所示，體積壓裂中“段”定義為垂直于水平井的主裂縫(粗紅線)和平行于水平井的次裂縫(細黑線)構成的一個裂縫網絡，段內的主裂縫定義為“簇”，簇與簇之間的距離定義為“簇間距”，平行于水平井的次裂縫長度定義為“帶寬”；定義兩個裂縫網絡中心線之間的距離為“段間距”。

圖1 普通多段壓裂與體積壓裂裂縫分布示意圖Fig.1 Schematic diagrams of conventional multi-stage fracturing and volume fracturing

(4)根據區塊實際體積壓裂情況將體積壓裂簡化為3段6簇和3段15簇模型，模型如圖1(b)和圖1(c)所示。其中3段6簇模型為壓裂3段，每段2簇裂縫，共有6條垂直于水平井的主裂縫，12條平行于水平段的次生裂縫。3段15簇模型為壓裂3段，每段5簇裂縫，共有15條垂直于水平井的主裂縫，12條平行于水平段的次生裂縫。

考慮生產中地層壓力會低于飽和壓力，選擇油、氣、水三相黑油模型進行模擬?？紤]模型收斂性影響，采用局部網格加密及等效裂縫導流能力處理裂縫，設定主裂縫寬度為次裂縫兩倍，主裂縫等效滲透率為1 000 mD，次裂縫等效滲透率為100 mD[39]。油井生產制度為定井底流壓2 MPa，模擬生產時間20年。模型其他參數如表1所示。

表1 模型參數表Table 1 Parameters of the basic simulation model

該區儲層滲透率K為0.01～96.1 mD，選取3個典型值0.01、1和100 mD進行模擬。結合區塊水平井實際壓裂參數，設計4組共24個模擬方案。其中，第一組方案(方案1～方案6)模擬不同滲透率下普通多段壓裂水平井裂縫半長Xf對生產的影響。第二～第四組方案(方案7～方案24)模擬不同滲透率下體積壓裂水平井不同裂縫參數組合對生產的影響。

以方案1、方案3和方案5作為3個滲透率對應的基礎方案，并采用相同的支撐劑用量。為了更好地對比體積壓裂與普通多段壓裂，方案7～方案24采用基礎方案的支撐劑用量。在支撐劑用量固定的情況下，可以通過圖1及表1確定裂縫相關參數，具體方案參數如表2所示。

表2 壓裂模擬方案表Table 2 Parameters of numerical simulation scheme

2 石炭系淺層低壓砂巖油藏壓裂方式優選

2.1 普通多段壓裂生產特征分析

根據方案1～方案6的參數模擬不同儲層滲透率下，裂縫長度對生產的影響。如圖2所示，以單段產量和單段累計產量作為對比，便于通過倍乘裂縫段數估算真實多段壓裂水平井產量。從圖2可以看出，在相同的滲透率下，裂縫越長，單段初期產量越高，累計產油量越多，如滲透率為1 mD，裂縫半長為40 m和100 m時，單段初期產量分別為1.6 m3/d和1.71 m3/d，20年平均單段裂縫累計產量分別為1 006 m3和1 233 m3。如圖3所示為方案1～方案6在模擬期末(第20年)的壓力場分布，壓力值越大，表明儲量動用程度越小?？梢钥闯觯貙訚B透率低時，如滲透率為0.01 mD，裂縫半長越長，壓力波及范圍越廣，儲量動用程度越高。隨地層滲透率的增大，裂縫半長對儲量動用程度影響減弱，如地層滲透率為100 mD，裂縫長度對儲量動用的影響無明顯差別。

圖2 普通多段壓裂不同滲透率不同裂縫半長平均單段日產油和累產油曲線Fig.2 Average single-stage oil-flow rate and cumulative production for varying permeabilities and fracture half lengths

圖3 不同滲透率下普通壓裂3段3簇生產20年地層壓力場圖Fig.3 Pressure distribution after 20 years for different permeabilities in conventional fracturing of 3 stages 3 clusters

表3所示為方案1～方案6對應的初期半年平均日產和20年采出程度?？梢钥闯觯瑑游镄栽胶茫嗤芽p長度下，初期半年平均日產和20年采出程度越大；儲層滲透越低，增大裂縫長度對短期產量與長期累產均有明顯的增幅，如滲透率為0.01 mD，裂縫半長100 m相對于半長40 m，初期半年平均日產增加1.89倍，20年采出程度增加2.21倍；但這種增幅隨地層滲透率增大而逐漸減小，如地層滲透率為1 mD時分別對應1.09倍和1.23倍，100 mD時短裂縫與長裂縫生產效果一致。

表3 不同滲透率不同裂縫半長采收率統計表Table 3 Statistic results of recovery for different permeabilities and different fracture half length

通過圖2、圖3和表3的對比可以看出：當采用普通多段壓裂開發油藏時，低滲透儲層應盡量增大裂縫長度，高滲透率儲層可適當減小裂縫長度，以提高經濟效益。

2.2 體積壓裂與普通多段壓裂對比分析

以方案1、方案3和方案5對應的不同滲透率普通多段壓裂模型為基礎方案(3段3簇)，對比相同支撐劑用量下的3段6簇體積壓裂[圖1(b)]開發效果(方案8，方案14和方案20)。

圖4展示了不同滲透率不同壓裂方式下平均單段日產油和累產油曲線?？梢钥闯觯簼B透率越高，氣井初期產量越高；相比于普通多段壓裂，體積壓裂在不同滲透率下初期產量高于普通多段壓裂，但產量遞減速度也更快[圖4(a)]；從累產曲線來看[圖4(b)]，極低滲透率時(0.01 mD)，體積壓裂開發效果始終優于普通多段壓裂，普通多段壓裂單段累產油308 m3，體積壓裂3段6簇單段累產油326 m3，比普通多段壓裂增加6%；滲透率為1 mD時，早期體積壓裂占優，后期普通多段壓裂累計產量更大；滲透率為100 mD時，體積壓裂與普通多段壓裂開發效果接近，20年累計產量差別在2%以內。

圖4 普通壓裂3段3簇與體積壓裂3段6簇平均單段日產油和累產油曲線Fig.4 Average single-stage oil-flow rate and cumulative production in conventional fracturing of 3 stages 3 clusters and volume fracturing of 3 stages 6 clusters

由此可見，極低滲透率時(0.01 mD)，由于體積壓裂近井儲層改造程度高，初期累計產量高，生產效果好。當滲透率為1 mD時，由于滲透率提高，基質滲流能力提高，普通多段壓裂溝通儲層面積大，長縫所穿過儲層都有產量貢獻，普通多段壓裂模式表現出更大的生產潛力，累計產量會超過體積壓裂，長期來看生產效果較好。當滲透率為100 mD時，體積壓裂主要影響前期開發效果，長期來看，體積壓裂與普通壓裂累計產量差別不大，開發效果接近。

圖5展示了不同壓裂方式生產20年壓力場圖，由圖5可知，體積壓裂與普通多段壓裂儲量動用范圍不同，剩余儲量分布有差異，具體表現為：極低滲透率時(0.01 mD)，普通多段壓裂儲量動用程度較均勻，但整體儲量動用程度低，體積壓裂近井裂縫網絡改造區域壓力降落大，儲量動用程度高，體積壓裂開發效果優于普通多段壓裂；當滲透率為1 mD時，儲層基質滲流能力提高，普通多段壓裂儲量動用程度提高，且模型邊部儲量都能得到動用，而體積壓裂邊部裂縫未改造區剩余較多未動用儲量，普通多段壓裂儲層改造范圍大的優勢得以體現，開發效果優于體積壓裂；滲透率為100 mD時，由于儲層基質滲流能力較好，模型整體儲量都能得到較好動用，不同壓裂模式下壓力場圖分布接近。

圖5 普通壓裂3段3簇與體積壓裂3段6簇生產20年地層壓力場圖Fig.5 Pressure distribution after 20 years in conventional fracturing of 3 stages 3 clusters and volume fracturing of 3 stages 6 clusters

2.3 不同裂縫參數組合下的體積壓裂效果分析

根據方案7～方案24的參數模擬相同支撐劑用量下，體積壓裂不同裂縫參數組合對生產的影響。不同滲透率體積壓裂不同裂縫簇數下平均單段累產油曲線如圖6所示?？梢钥闯觯涸跐B透率較小情況下(0.01 mD和1 mD)，體積壓裂3段6簇累計產量高于3段15簇；隨著儲層滲透率的提高，體積壓裂裂縫簇數對生產影響減弱，如滲透率為100 mD時，體積壓裂3段6簇和3段15簇累計產量產別不大，生產效果接近；不同儲層滲透率條件下，體積壓裂存在最優裂縫簇數；極低滲透率儲層(K=0.01 mD)，3段6簇半長20 m裂縫在近井區對儲層有較好的改造程度，且有效改造面積大，開發效果最優，這也是決定區塊長期生產的主控因素；隨著儲層滲透率提高，流體在儲層基質中滲流能力提高，在一定壓差下可參與流動，未被裂縫溝通區域儲量也能得到一定程度動用，因此溝通面積更大的縫網生產效果好，較低滲透率儲層(K=1 mD)，3段6簇半長40 m裂縫在橫向和縱向上溝通面積大，開發效果最優；滲透率較高時(K=100 mD)，體積壓裂3段15簇在前期有優勢，長期生產來看，3段6簇和3段15簇開發效果接近。

圖6 不同裂縫簇數下體積壓裂平均單縫累產油曲線Fig.6 Average single-stage cumulative oil production for varying number of fracture clusters in volume fracturing

圖7展示了體積壓裂不同裂縫簇數下壓力場圖。

由圖7可知：儲層滲透率越高，壓力波及范圍越廣，儲量動用面積越大；體積壓裂相同的裂縫簇數下，主裂縫長度越長，次裂縫帶寬越小，縱向裂縫能夠溝通的儲層面積越大，生產效果越好；在較短的主裂縫下，水平井水平段儲層改造效果好，近井區儲量都得到了動用，但在較低的儲層物性下，邊部剩余未動用儲量較多；對比3段6簇體積壓裂模式，3段15簇裂縫簇數更多，縱向上，壓力波及的范圍更小，剩余油未動用區面積更大。

K=0.01 mD時，色標刻度范圍為(20～80)×105 Pa；K=1 mD和K=100 mD時，色標刻度范圍均為(20～40)×105 Pa；各列共用一個色標刻度軸，置于各列下方圖7 不同裂縫簇數下體積壓裂壓力場圖Fig.7 Pressure distribution for varying number of fracture clusters in volume fracturing

通過對比可知，縫網對儲層的有效改造能力是決定油井長期生產的主控因素。有效改造能力包括兩個方面，一是對儲層近井附近的改造面積。由于設定每種改造模式支撐劑用量相等，體積壓裂裂縫簇數越多，縫網的布局模式越集中，對近井附近儲層改造程度越高。二是改造對儲層的長期影響范圍，即儲量有效動用范圍。裂縫簇數越多，裂縫越集中，改造體積越小，長期生產來看，效果可能變差，如3段15簇下，滲透率為100 mD的儲層依然存在大量的剩余油未動用。由此可見，要獲得較大的初產和累產，儲層滲透率、裂縫改造規模存在最優的匹配關系。

2.4 石炭系淺層低壓砂巖油藏壓裂方式優選

通過前面的模擬，匯總常規多段壓裂與體積壓裂各個方案20年采出程度，如表4所示。在相同的支撐劑用量下，普通多段壓裂儲層連通范圍更大，而體積壓裂對于近井附近的儲層有效改造程度更高。體積壓裂相對于普通多段壓裂具有更高的初產優勢，不同地層滲透率存在最佳壓裂開發策略。當儲層滲透率為0.01 mD時，最優壓裂方式為體積壓裂3段6簇裂縫，裂縫半長20 m，20年采收程度4.73%；當儲層滲透率為1 mD時，最優壓裂方式為普通壓裂3段長裂縫，20年采收程度17.88%。當儲層滲透率為100 mD時，體積壓裂與普通壓裂效果基本相同，采出程度接近。

J230區滲透率0.01～96.1 mD，平均1.14 mD，為追求長遠的生產效益，建議以普通多段壓裂為主。在局部極低滲透率區域，可以適當采用體積壓裂方式，彌補地層滲流能力的不足，從而提高采收率。

表4 不同壓裂模式不同滲透率采出程度表Table 4 Recovery degrees for different fracturing methods and different permeabilities

3 結論與建議

利用數值模擬技術，采用支撐劑用量為約束條件，以J230井區石炭系淺層低滲-致密砂巖油藏為地質背景建立模型，對比了不同儲層物性不同壓裂方式下生產規律，明確了普通多段壓裂和體積壓裂的適應性，主要結論和認識如下。

(1)對于普通多段壓裂，裂縫半長越長，儲層改造面積越大，儲量動用程度越高，累計產量越多，氣井生產效果越好。但隨著儲層滲透率的增加，裂縫長度對生產效果的影響逐漸減弱。

(2)對比普通多段壓裂與體積壓裂生產效果，普通多段壓裂優勢在于裂縫具有更大的穿透比。在儲層具有一定的滲流能力前提下，多段壓裂水平井長期生產效果較好。而體積壓裂模式對近井附近儲層改造程度相對較好，在較低的滲透率下和生產前期有明顯的優勢。

(3)縫網對儲層的有效改造能力是決定油井長期生產的主控因素。有效改造能力包括兩部分，對儲層近井附近的改造面積和改造對儲層的長期影響范圍。要獲得較大的初產和累產，儲層滲透率、裂縫改造規模存在最優的匹配關系。滲透率低，體積壓裂效果好，滲透率高(K>1 mD)，常規長縫壓裂效果好。

(4)J230區滲透率分布在0.01～96.1 mD，平均1.14 mD。為提高長遠的生產效益，根據模擬結果，建議以普通多段壓裂為主，在局部極低滲透率區域，可以適當采用體積壓裂方式，以提高采收率。