致密油层体积压裂排量优化方法

樊凤玲1,李宪文1,曹宗熊1,王蓓1,彭娇,周德胜

(1.长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安710021;2.西安石油大学石油工程学院,陕西 西安710065)

致密油层覆压基质渗透率一般小于或等于0.1×10-3μm2,单井通常无自然产能或自然产能低于工业产能下限[1-2]。以体积压裂技术为代表的增产技术是开采低渗透致密油藏的核心技术[3-4]。体积压裂所形成的复杂缝网可以增加储层改造体积(SRV),实现对致密油层的三维压裂改造[5]。而体积压裂形成复杂裂缝缝网的主要施工工艺是大排量压裂,通常要求施工排量大于10m3/min[6]。国内致密油层体积压裂工艺中排量的大小常以评价同区块老井在不同压裂排量下的压后产能来确定,该方法花费较高且难以获得较优的压裂排量值;国外致密油层体积压裂中排量的优化是通过对不同排量下改造效果进行微地震监测,评价储层改造体积来确定[7],该方法评价参数单一、成本高。目前模拟体积压裂较为成熟的是基于自相似原理及Warren和Root双重介质模型的离散化缝网(DFN)模型[8]。本文采用以离散化缝网模型为基础的缝网模拟软件进行数值模拟,求解致密油层体积压裂的最优排量。主要利用离散化缝网模型中的网格系统模拟裂缝在3个主平面上的拟三维离散化扩展和支撑剂在缝网中的铺砂分布,通过连续性原理及网格计算方法获得压裂改造后缝网几何形态参数[5]。

1 基本模型

1.1 离散化缝网模型

离散化缝网模型假定缝网为一个2a×2b×2c的拟椭圆球体,如图1所示。在直角坐标系下,X轴平行于水平最大主应力(σH)方向,Y轴平行于水平最小主应力(σh)方向,Z轴平行于垂向应力(σv)方向。主裂缝正交于水平最小主应力σh,在X-Z平面中延展,并和3个主平面内的次生裂缝构成离散裂缝网格。缝网长度为2a,缝网带宽为2b,总缝高为2c,缝网构成的椭球体积为压裂后的储层改造体积[9]。

图1 离散缝网模型Fig.1 Discrete fracture network model

1.2 储层改造体积

离散化缝网储层改造体积方程为

式中:ζ为无因次横向坐标;h为改造后裂缝平均高度,m;a为椭圆长轴,m;b为短轴,m;πab为裂缝网格的椭圆面积,m2。

1.3 次生裂缝条数方程

仅考虑次生裂缝沿垂直于主裂缝的方向(X方向)延伸,Y-Z平面内次生裂缝条数为

式中:nx为Y-Z平面内次生裂缝条数;Δx为次生裂缝在Y-Z平面内的间距,m。

1.4 模型层流动量方程

将压裂液在裂缝内的流动视为层流时,压裂液的动量方程[10]为

式中:p为缝内流体压力,MPa;n'为流态指数,无因次;k'为稠度系数,Pa·sn;Φ(n')为积分函数,无因次。

1.5 质量守恒方程

假定裂缝中压裂液不可压缩,考虑滤失情况时,压裂液流动的质量守恒方程为

式中:q为压裂液流量,m3/min;Vf为裂缝体积,m3;V1为滤失量,m3;Vsp为瞬时滤失量,m3。

1.6支撑剂铺砂分布控制方程

支撑剂在缝网内的分布受时间、支撑剂浓度、裂缝滤失、次生裂缝延伸等因素影响,机理复杂多解,为简化模拟,支撑剂铺砂分布定义为

式中:Ap为支撑剂铺砂的分布比例;Mf是主裂缝中支撑剂的质量,kg;MDFN是注入离散裂缝缝网中支撑剂的总质量,kg。

基于自相似原理将地层岩石物理特性、施工条件等参数代入以上数学模型,并确定支撑剂在缝网内分布方式后,通过缝网模拟软件可以数值求解出不同排量压裂改造后的复杂缝网的带宽、半长、储层改造体积(SRV)以及次生裂缝条数。

2 排量优化方法

在地层岩石物理特性以及油井参数给定后,体积压裂的缝网几何形态主要与泵入压裂液总量、排量以及压裂液类型等施工参数有关。当泵入液量、压裂液确定后,改变排量不仅影响缝网长度、带宽,还会得到不同次生裂缝条数和储层改造体积。现以鄂尔多斯某致密区块A井为例,使用某级压裂泵注设计参数(表1),利用上述方法进行压裂排量的数值模拟分析。其中目的层厚为18.2 m,渗透率为0.17×10-3μm2,垂向应力梯度为0.023 MPa/m,水平地应力差为3.5 MPa,泊松比为0.25,杨氏模量为18 881 MPa。A井完钻井深为3 260 m,水平段长度为830 m,水力喷砂射孔,每段两簇压裂,某级射孔垂深分别为3 240 m和3 255 m。压裂设计使用“基液+交联液”压裂液体系和864 m3的总泵入液量,各阶段排量均为12 m3/min。

表1 某级压裂泵注程序Tab.1 A fracturing procedure

假定支撑剂在缝网内均匀分布,保持表1中压裂液体系、总泵入液量、阶段泵注液量以及支撑剂类型不变,仅改变压裂排量进行模拟分析,使各阶段压裂排量均以1 m3/min为步长同时从3 m3/min变化到19 m3/min(当各阶段压裂排量变为5 m3/min时,模拟计算的泵注程序表第一列均为5 m3/min),得到对应压裂排量下的缝网几何形态参数,结果见表2和图2—图5。

表2 不同排量下的缝网几何形态参数Tab.2 Geometrical parameters of fracture network under volume flow rates

图2 不同排量下的缝网带宽Fig.2 Fracture network width under volume flow rates

图3 不同排量下的缝网半长Fig.3 Fracture network half-length under volume flow rates

图4 不同排量下的储层改造体积Fig.4 Stimulated reservoir volume under volume flow rates

图5 不同排量下的缝网次生裂缝条数Fig.5 Induced fracture number under volume flow rates

图2为缝网带宽与排量的关系,缝网带宽随着排量的增加先增大后趋于平稳,总体变化幅度小。当排量大于等于13 m3/min时,带宽稳定在62.0 m,即压裂排量大于13 m3/min后对缝网带宽影响甚微。图3为缝网半长与排量的关系,缝网半长先随排量的增加而快速增加,当排量大于14 m3/min后趋于平稳后略有减小。图4为储层改造体积与排量的关系,储层改造体积随排量的变化趋势与图3中缝网半长的变化趋势相似,当排量大于14 m3/min后增速减缓。

图5为缝网中次生裂缝条数与排量的关系,次生裂缝条数随排量的增加呈台阶式增加,当排量较大时次生裂缝条数不再增加。排量为5～8 m3/min时,次生裂缝为4条;排量为9～12 m3/min时,次生裂缝为5条;排量大于13 m3/min时,次生裂缝增至6条后不再增加。因此,排量“台阶”越高越利于形成复杂缝网。值得注意的是,在某一排量“台阶”中,次生裂缝数目保持不变,例如排量由9 m3/min变化到12 m3/min,次生裂缝条数均为5条,而排量由12 m3/min变至13 m3/min时,次生裂缝数增加一条进入高“台阶”,因此选择高“台阶”前端点的排量13 m3/min较为合适。

综合图2至图5结果可知,A井某级的压裂排量应选为13 m3/min或14 m3/min。由于储层改造体积是确定致密油层压后效果的主要因素,因此该井的最优排量为14 m3/min,超过14 m3/min压后效果变化微小。对应最优排量14 m3/min的压后缝网结构如图6(a)和6(b)。图6(a)为缝网结构的俯视图,显示出主缝和次生裂缝发育沟通良好,较常规压裂改造工艺控制了更大的油气渗流体积,为致密油生产提供了较好的流动通道。图6(b)为侧视图,给出了主缝的高度,井筒方向垂直于纸面。

图6 14 m3/min排量下的缝网Fig.6 Fracture network at 14 m3/min

3 结论

(1)在离散化缝网模型基础上获得了不同压裂排量下裂缝缝网的半长、带宽、次生裂缝条数及储层改造体积,以储层改造体积最大化为评价改造效果的主要因素可以选择出油井每级压裂的最优排量,为体积压裂施工排量的优选提供了简单高效精准的数值模拟方法。

(2)离散裂缝缝网半长、带宽以及储层改造体积随着排量的增大先快速增加后趋于平缓,因此,压裂排量存在最优值,不是越大越利于形成复杂缝网,继续增大排量使施工难度大大增加,但压裂改造效果变化微小。

(3)缝网中次生裂缝条数随压裂排量的增大呈台阶式增加,尽量选择高“台阶”前端对应排量有利于复杂缝网的形成。

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