基于裂缝干涉模型的非常规油气井压裂优化设计软件的开发与应用

闫相祯,李向阳

(1.中国石油大学油气CAE技术研究中心,山东青岛 266580;2.中国石油大学CNPC物探重点实验室,北京 102249）

基于裂缝干涉模型的非常规油气井压裂优化设计软件的开发与应用

闫相祯1,李向阳2

(1.中国石油大学油气CAE技术研究中心,山东青岛 266580;2.中国石油大学CNPC物探重点实验室,北京 102249）

基于复合断裂力学解析方法和能量平衡原理,考虑非常规油气储层岩石高脆性和低渗透性特点,研究水平井分段压裂诱导裂缝间应力相互干扰条件下裂缝扩展的力学机制和缝内变密度支撑剂运移规律。根据水力压裂裂缝扩展的拟三维模型和考虑缝内流体沿缝长、缝高二维流动的全三维模型,分别考虑水平井单井缝网压裂和双井同步压裂形成网状裂缝状态,建立考虑缝间应力干扰的诱导网状裂缝体积压裂优化设计模型,采用Visual Studio 2012开发平台,研制设计软件3D-UGMulti-Fracture。根据断裂力学和渗流力学原理研究水力压裂过程中不同密度支撑剂在网状裂缝内的运移过程。利用微地震技术对同步压裂井实施裂缝监测,检测结果与软件计算结果具有很好的一致性。按照压裂工艺设计要求,优化排液量和砂比等参数,增加裂缝有效支撑长度,提高裂缝导流能力。

非常规油气;裂缝干涉模型;体积压裂;微地震监测;变密度支撑剂;软件开发

压裂改造对油气储量有效开发有着重要的意义[1-5]。水力压裂技术是开采非常规天然气(煤层气、页岩气和砂岩气）的主要方式之一,压裂过程需要将掺入不同化学物质的流体与支撑剂混合液注入到目的层以形成工程裂缝联通通道,达到释放天然气的目的。油气田在压裂施工之前需要对储层产量进行评价并采用相关模型进行压裂方案优化设计。非常规天然气储层岩石具有高脆性、各向异性及低渗透的特性,应对储层进行体积裂缝改造以形成网状裂缝。目前国内外主流压裂工程软件主要针对常规油气田开发设计,对于非常规油气田开发中的多级缝网压裂、非均匀地应力的影响、压裂液的高滤失性、诱导裂缝与天然裂缝间的相互干扰、定向井、水平井双井体积压裂设计等尚存在许多亟待解决的理论和数值计算问题[6-7]。因此对于非常规油气田压裂开发技术,建立合理的地质力学模型、形成可靠的模拟压裂理论和数值计算方法显得尤为重要。Jeffrey等[8-9]提出采用缝内一维流动模型模拟压裂液和支撑剂流动规律,该模型对于裂缝长度远大于裂缝高度的工况较准确,当缝长、高相近时计算误差较大。Olson[10]基于压裂诱导裂缝与天然裂缝相互干扰而形成的网状裂缝模型研究裂缝扩展的力学机制,但未考虑缝内流体流动、压裂液滤失特点及变密度支撑剂运移规律等。笔者基于复合断裂力学解析方法和能量平衡原理,采用缝内压裂液二维流动压裂裂缝模型,并考虑非常规油气储层的高滤失性特点,研究水平井分段压裂诱导裂缝间应力相互干扰条件下裂缝扩展的力学机制、缝内变密度支撑剂运移规律、铺砂浓度和滤失性影响。建立考虑缝间应力干扰的诱导网状裂缝体积压裂优化设计方法。以吉林油田松南中央凹陷特低渗区块为例,考虑地质构造、地层特性和储层顶底板进行三维建模,利用声波测井资料解释该区地应力。通过现场微地震检测结果,利用“采用非常规油气井压裂优化设计与产能预测软件(3D-UGMulti-Fracture Designer）”对该区块压裂井网状裂缝的形状和方位进行分析,并对支撑剂密度、裂缝有效支撑长度和变密度支撑剂用量等参数进行优化设计。结合实际压裂施工效果,优化现场压裂工艺与排注方案。

1 软件结构及功能

3D-UGMulti-Fracture Designer主要应用于非常规天然气单、多井水力压裂过程中地应力计算、网状裂缝间应力相互干扰的裂缝形态预测、网状裂缝的形成条件、支撑剂密度对裂缝有效支撑长度的影响以及考虑裂缝方位和形状工况下的天然气产能预测等。

软件主要有3个模块：压裂前期计算模块、压裂优化设计模块和产能预测模块。压裂前期计算模块主要研究岩体在不同工况下的破裂压力和裂缝延伸闭合压力,分析不同井深处岩石的分层地应力以及井筒周围应力场和位移场的变化,为后续压裂诱导裂缝扩展与设计提供基础。

软件功能主要包括：不同岩性岩体破裂压力、闭合压力研究;岩体分层地应力、井筒附近单点地应力分析;裂缝三维延伸过程分析(包括裂缝几何尺寸、缝内压力分布）,可以实现直井、水平井分段压裂、双井同步压裂以及变排量、变密度支撑剂模拟,压裂后生产动态预测,并给出裂缝条数、导流能力等对产能的影响规律。软件结构框图如图1所示。

图1 3D-UGMulti-Fracture Designer V1.0软件结构Fig.1 Software structure of 3D-UGMulti-Fracture Designer V1.0

2 储层分层地应力计算

地层破裂压力是压裂设计和施工工艺的一项重要参数。压裂作业时,考虑非均匀地应力及缝内压力分布的地层主裂缝开裂力学模型如图2所示。

假设分析点岩石为各向同性弹性体,分析任意层位的三向主应力总和分别由重力应力、地层孔隙压力、构造应力与温度应力分量组成,采用三维弹性力学模型得到地层3个主应力封闭解表达式[11-13]为

式中,σzi、σHmaxi、σHmini分别表示天然气储层垂向、水平最大、最小主应力分量;υi、ρi、hi、pi、αi、Ei、Ti和T0i分别为i层岩石泊松比、密度、厚度、孔隙压力、线膨胀系数、弹性模量、温度和初始温度。T0i、Ti、pi可由开发过程中实测资料得到,ρi、hi、υi、αi、Ei可分别由现场测井资料与岩心的试验室分析得到,构造应力可由水力压裂曲线得到。

图2 压裂施工地层破裂模型Fig.2 Fracture model of fracturing formation

根据线性孔隙弹性理论,在考虑孔隙压力及库伦-摩尔准则有效应力情况下得到地层渗透和地层不渗透两种情况下的破裂压力计算公式[13-16]：

式中,μs为地层的静态泊松比;pf为地层破裂压力; pp为地层孔隙压力;α为最大主应力方向构造应力系数;St为地层抗拉强度;σv为上覆岩层压力;Es为地层的静态杨氏模量;ε1、ε2为构造应力系数。

图3为测井资料以及通过该数据计算得到的储层分层地应力结果。

图3 软件地应力模块计算结果Fig.3 Stress calculation software modules

3 诱导网状裂缝优化设计

该模块实现考虑裂缝间应力干扰的直井、水平井分段压裂和同步压裂,预测网状裂缝截面、延伸长度、缝内压力分布以及变支撑剂密度工况下的裂缝内导流能力和铺砂浓度分布,并实现对计算结果的三维显示(图4,5）。对于网状裂缝的扩展采用复合断裂力学准则,即扩展点的应力强度因子K1保持为近似等于临界应力强度因子KIC,裂缝边界上任一点的应力强度因子为

然后考察网状裂缝模型各主裂缝内流体压力分布以及缝内砂浓度铺分析结果[17-18]。

图4 水平井网状裂缝分布模型Fig.4 Horizontal wells fracture network distribution model

图5 直井、水平井多级压裂输出结果Fig.5 Output results of vertical and horizontal well staged fracturing

(1）沉积高度的计算。对于前置液阶段,不存在砂粒的沉积问题。则新增的平均沉砂高度为

(2）前置液阶段xi处流速ui,j。在前置液阶段,不存在沉砂高度。得到任一裂缝截面xi处的流体流速为

(3）携砂液阶段xi处流速ui,j。携砂液阶段任一裂缝截面的流体流速为

式中,G为剪切模量;υ为泊松比;a(s）为某一点处的裂缝半长;W(x,y）为裂缝在该点处的宽度; (Hs）i,j-1为沉积的平均高度,m;(Vp）i,j为j时刻i段支撑剂体积,m3;li,j、li+1,j为在j时i段两端的长度(从缝口算起）;wi,j、wi+1,j为在j时i段两端的缝宽, m;c为压裂液滤失系数;t为泵注时间,min;ui,j为j时刻对应xi点的流速,m/s;(Hs）i,j为tj时刻,在xi上的沉砂高度,m。

4 非常规天然气井产能预测

该模块在考虑煤岩、砂岩、页岩绝对/相对渗透率、孔隙度、裂缝条数以及裂缝导流能力等参数的基础上研究天然气产出速度随井底流压的变化规律,从而实现对非常规天然气的产能预测。

压裂水平井的产液流动由两部分构成,一是从裂缝向井筒的流动,二是从油藏基质向井筒的流动。本软件采用的产能计算公式[19-20]为

式中,q为水平井总产量,m3/d;qm为不存在裂缝基质流向井筒的产量,m3/d;qfi为从第i条裂缝流向水平井井筒的产量,m3/d;kh为水平渗透率,10-3μm2; kf为裂缝平均渗透率,10-3μm2;xf为裂缝半长;w为Nf条裂缝平均张开宽度,m;Nf为垂直裂缝条数;h为油层厚度,m;G1为启动压力梯度,MPa/m;μ0为黏度,mPa·s;B0为体积系数,m3/m3;re为供给半径,m;β为油层各向异性比值;a为椭圆泄油边界的半长轴,m;L为水平井水平段长度,m;Δpe为生产压差,MPa。图6为考虑裂缝模型的非常规天然气产能计算结果。

图6 非常规天然气产能预测结果Fig.6 Unconventional gas production forecasting curve

5 实例分析及结果讨论

吉林油田松南中央凹陷区面积达7044 km2,属于大型油气盆地中-高资源丰度区,其中石油资源量为1.04×108t,天然气资源量为4860×108m3。该区平均有效渗透率为(2～5）×10-3μm2,孔隙度为9%～12%,产层厚度为2～10 m。根据岩心观察、取心试验及现场试井数据,采用3D-UGMulti-Fracture Designer V1.0软件,对吉林油田松南区块J-27等四口天然气井进行压裂设计,J-27井储层压裂参数：5#煤层,射孔深度962.8～975.4 m,压裂液为活性水,产层弹性模量27 GPa,产层泊松比0.17,破裂压力34.7 MPa,停泵压力31.3 MPa,闭合压力23.8 MPa,产层孔隙度11.7%,产层渗透率1.0× 10-3μm2。

5.1 井下微地震裂缝监测结果

水力压裂过程中,诱导裂缝周围薄弱层面的稳定性受到影响,发生剪切滑动产生类似于沿断层发生的“微地震”或“微天然地震”。微地震辐射弹性波频率较高,波谱位于声波频率范围内,该弹性波信号可以用精密传感器在邻井中探测到,并通过数据处理分析得出震源信息[21-27]。非常规油气储层成缝过程中,随着微地震在时间和空间上的产生,裂缝监测结果连续不断地更新,形成了裂缝延伸的“动态图”。通过该图可直观得到裂缝方位和长度的平面视图,且可计算出裂缝顶部、底部深度和裂缝两翼的长度。微地震监测结果用于对软件分析结果正确性的对比校核。

5.2 水力压裂网状裂缝的计算

J-27井压裂注排方案：活性水+石英砂施工排量7.5 m3/min,平均砂比8%,最高砂比15%,前置液用量200 m3,压裂液用量600 m3,顶替液23.4 m3。

采用四段式注入携砂液得到J-27井压裂裂缝软件结果图、微地震裂缝监测图和有限元模拟图如图7所示。

图7 J-27井分段压裂网络裂缝计算结果对比Fig.7 Comparison of segmented fracture networks distribution of J-27 well

图8给出采用3种不同工况下的J-27水平井分段压裂裂缝分布,3种不同方法得到该水平井第三段裂缝缝长、缝高值分别为(264.4 m、13.01 m）、 (245 m、9.30 m）和(270.6 m、0 m）,对比微地震监测结果可得到软件与扩展有限元计算缝长误差分别为7.92%和10.45%。

压裂过程中,底层与产层的最小主应力相差小,裂缝向下延伸严重;盖层与产层应力相差大,裂缝向上延伸受阻,进一步增加了缝内净压力,加剧了裂缝向下延伸。由裂缝截面形状及缝内压力分布(图8）得到裂缝有效长度为132.20 m,最大缝宽为9.54 mm,缝内最大净压力为27.16 MPa,上半缝高9.05 m,下半缝高3.96 m。

图8 J-27井第三段有效裂缝及缝内压力分布Fig.8 Effective fracture geometry and pressure contours of J-27 wellıs 3rd crack

5.3 水力压裂排采方案优选

图9(a）显示结果表明,按照排注方案,采用石英砂(1.72 g/cm3）作为支撑剂得到裂缝的有效支撑半长为45 m。考虑到石英砂在裂缝内沉降速度过快,有效支撑长度较短,因此,对排注方案进行第一次优化,即活性水+超低密度支撑剂施工排量5.5 m3/min,平均砂比20%,最高砂比30%～35%,形成缝网系统和支撑裂缝用液量最多450 m3。第一次优化结果见图9(b）,表明采用超低密度(0.8 g/cm3）支撑剂裂缝的有效支撑半长增加到115 m,裂缝增大使天然气的产量大幅提升。降低了排量、增加了砂比且同时减少了用液量,但压裂裂缝的有效支撑长度增加,达到了优化的效果。

图9 J27井主缝内支撑剂密度分布Fig.9 Proppant density distribution of J-27 well main crack

现场生产证明,改进后的方案使用了低密度支撑剂,增加了裂缝有效支撑面积,提高了裂缝的导流能力,增加了单井产量。

通过该软件对另外3口天然气井进行模拟,模拟结果见表1。

表1 不同密度支撑剂条件下裂缝有效支撑缝长Table 1 Effective support length for different proppant density

图10表明,支撑剂密度降低,裂缝有效面积增加,且有效裂缝边缘不关于横轴对称,而是向下偏移,反映了支撑剂的沉降。比较表1可知,对4口天然气井压裂裂缝进行模拟时,软件模拟结果较微地震监测结果稍大,偏差幅度在实测结果的10%内,但是考虑到地质体建模以及施工工艺的复杂性,计算误差在10%内可以接受。同时降低支撑剂密度后,第三段裂缝的有效支撑长度增加。这是由于支撑剂密度对支撑剂的沉降有着重要影响,支撑剂在缝内输送过程不断沉降,密度越大沉降越快,越易形成砂堵,从而减少裂缝有效支撑面积。

图10 不同密度支撑剂裂缝有效支撑长度Fig.10 Effective support length of different fracture proppant density

从经济投入角度考虑,笔者对前述压裂方案进行第二次优化。结果表明,当活性水+变密度支撑剂施工排量5.5 m3/min,平均砂比15%,最高砂比25%～30%,携砂液用量430 m3,支撑剂用量15 m3(1.2 g/cm3）+52.5 m3(1.5 g/cm3）,可以满足裂缝以及导流能力要求,同时降低低密度支撑剂的使用量,达到降低成本的目的。

5.4 气井产能预测影响因素

该软件产能预测模型的优点在于其考虑了裂缝形状以及裂缝条数对气井产能的影响。模拟结果见图11、12,当支撑缝长为211.52 m时,气井产能峰值为2620 m3/d;支撑缝长为264.4 m时,气井产能峰值为3100 m3/d;支撑缝长为317.28 m时,气井产能峰值为3 550 m3/d;模拟结果直观表明支撑剂密度对产能有较大影响。

图11 裂缝支撑长度对煤层气产能的影响Fig.11 Effect of crack support length on CBM production

当裂缝条数从1条变为2条时,对产能的影响较大,随着裂缝条数的增加,气井产能增长速率降低。通过上述分析,本软件可为老井和低产井重复压裂提高产能提供技术支持。

6 结 论

(1）3D-UGMulti-Fracture Designer软件可以解决储层分层地应力计算、不同井型单、多井水力压裂网状裂缝分布及扩展、变密度支撑剂在缝内运移分布以及产能预测研究等问题。通过利用微地震技术对同步压裂井实施现场裂缝监测,软件模拟结果与微地震监测结果相对误差小于10%,满足工程要求。

(2）引入支撑剂扩散方程,综合应用流体力学、渗流力学及有限元等理论,建立支撑剂在三维裂缝中的运移模型,研究变密度支撑剂在任意组合工况下的裂缝有效支撑长度以及相应工况下的产能预测结果。

(3）通过优化注排方案,减少排液量,增加裂缝的有效支撑长度,提高气井产能。

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(编辑 刘为清）

Development and application of unconventional oil&gas well fracturing optimization design software based on fracture network interference model

YAN Xiang-zhen1,LI Xiang-yang2
(1.Oil and Gas CAE Technology Research Center,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China; 2.CNPC Key Labortory of Geophysical Exploration,China University of Petroleum,Beijing 102249,China）

Based on compound fracture mechanics and energy balance principle,and considering the high brittleness and low permeability of the rock in the unconventional oil and gas reservoirs,the mechanical mechanism of crack propagation under the mutual stress interference between induced fracture of staged fracturing for horizontal wells and the transport regularity of variable density proppant in fractures were studied.Taking into account the forms of the network cracks respectively in the network fracturing of single horizontal well and the sync-fracturing of twin wells,a volume optimal design model of the induced reticular fracture was built considering the mutual stress interference between induced fractures.Meanwhile,the 3DUGMulti-Fracture software was developed with the Visual Studio 2012 development platform,according to the both simulated three-dimensional model of crack extension of the hydraulic fracture and the full three-dimensional model of the two dimensional flows along the crack length and height.The transport process of variable density proppant in the network fracture was studied on the basis of fracture mechanics and fluid mechanics.The fracturing process was monitored by the micro-seismic technology,and it was found that the calculated results via the developed software agree well with the test results.According to the design requirements,the parameters such as liquid discharge and sand ratio are optimized.The effective support length increases and flow capacity of the features is improved.

unconventional oil and gas;fracture interference model;volume fracturing;micro-seismic monitoring;variable density proppant;software development

TE 371

A

1673-5005(2013）05-0120-09

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.05.018

2013-06-30

国家自然科学基金委员会-中国石油天然气集团公司石油化工联合基金项目(U1262208）;国家自然科学基金项目(51374228）;国家科技重大专项(2011ZX05037）

闫相祯(1956-）,男,教授,博士生导师,研究方向为油气工程力学。E-mail：yanxz@upc.edu.cn。