考虑应力敏感的低渗致密砂岩气藏数值模拟研究

2020-06-07王厦

石油化工应用 2020年5期

王厦

（中国石化华北油气分公司采气一厂，河南郑州 450006）

致密砂岩储层物性差，致密砂岩孔隙和喉道结构复杂，需采用分段压裂水平井开发才能获得经济效益。在地层未打开之前，致密砂岩储层受到上覆岩石及流体在孔隙内形成的孔隙压力处在平衡状态，随着开采的进行，流体不断流出，导致孔隙压力持续下降，岩石骨架受到的有效应力不断增加，使储层发生弹塑性变形，造成储层的渗透率和孔隙度持续变小，即储层的应力敏感[1，2]。近年来，国内外学者均对应力敏感开展了研究。肖文联等将加砂裂缝及不充填裂缝进行实验对比，认为充填裂缝有比较强的应力敏感性是由于充填裂缝发生了结构变形造成，同时研究了不同围压下渗透率随内压的变化幅度[3]。王欣等利用数值模拟方法研究了不同井控条件下应力敏感对分段压裂水平井产量的影响，明确了气井在不同开发阶段影响产量的主要因素，提出了能够反映致密砂岩在开采过程中储层应力敏感变化特征的实验评价方法[4]。Jones 等[5-10]通过实验得到了孔隙度、渗透率与围压之前的指数关系式。

这些研究多以室内实验为主，大多考虑的是储层岩石的结构变形，未综合分析压裂裂缝与储层岩石变形程度不同。本文以大牛地气田某气井为例，通过室内实验及数值模拟相结合的基础上，重点研究岩石储层及压裂裂缝的应力敏感对气井生产造成的影响。

1 室内实验

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，非均质强，具有低压、低渗、低丰度的特点，开发难度大，是典型的低渗透致密砂岩气藏，从2003 年开始进行水平井开发模式探索，2011 年进入水平井分段压裂技术成熟完善阶段。为研究储层及压裂裂缝的应力敏感性，利用某井在钻井过程中取用的真实实钻岩心，采用定围压变内压的方式进行实验，气源采用氮气。该井孔隙压力（即原始地层压力）为26.5 MPa，实验测得渗透率为0.466 mD。实验过程中，恒定围压26.5 MPa，内压从26.5 MPa 下降到一定压力后再恢复[11]，在每一个压力的变化处计算各自的渗透率值。

为方便展示内压下降及上升过程中渗透率的变化情况，对渗透率进行无因次化处理，定义无因次渗透率系数为：

图1 基质岩心无因次渗透率系数与有效应力的关系

式中：k（p）-地层压力为p 时的渗透率，10-3μm2；k0-初始渗透率，10-3μm2；pi-原始地层压力，MPa；p-当前地层压力，实验中为内压，MPa；αk-降压/升压过程渗透率应力敏感系数。

对实验结果进行回归分析（见图1）得出，降压过程中αk=0.041，升压过程中αk=0.027。

分析结果表明，在降压的过程中，随着内压的降低，有效应力在增大，岩心的渗透率不断下降。在随后的升压过程中，随着内压的上升，有效应力在相应的减少，基质岩心的渗透率在持续恢复，但最终内压恢复到原始地层压力时，岩心的渗透率却不能恢复到原始值，即出现了渗透率的滞后效应。由于渗透率的滞后效应，砂岩储层发生了永久性的伤害。

另取一块该井的岩心进行人工造缝，造缝时沿着轴线方向施加负载，使岩心产生贯穿轴向的裂缝，并对裂缝利用该井在钻井过程中返排出的岩屑粉末进行充填。对此块充填裂缝岩样进行与基质岩样相同的定围压变内压实验，同样对实验结果进行回归分析（见图2）得出，降压过程中αk=0.058，升压过程中αk=0.041。

将降压过程中的基质岩心与充填裂缝岩心的无因次渗透率进行对比（见图3）可以看出，这两种岩心都存在较强的应力敏感效应，充填裂缝岩心的渗透率下降幅度比基质岩心的渗透率下降幅度要大，说明充填裂缝岩心的应力敏感性要强于基质裂缝。这是由于充填物的弹性变形比基质岩心的弹性变形大，随着有效应力的增大，充填物发生了破碎、形变等结构性变形。由此可以认为，经过压裂改造的充填裂缝储层的应力敏感性要强于基质储层。

2 气藏数值模拟

利用Eclipse 软件对该井建立均质机理模型，该井含气储层位于二叠系下统山西组山1 段，储层埋深2 656 m，砂岩厚度8 m，原始地层压力26.5 MPa，实钻水平段长度为1 074 m，靶前距363 m，采用多级分段加砂压裂工艺，压裂液用量为1 210 m3，共压开6 条裂缝，试气无阻流量9.82×104m3/d。试井分析结果表明储层平均渗透率0.466 mD，储层平均孔隙度0.098 5，储层初始含水饱和度0.45。气藏纵向上划分为4 个小层，模型网格节点数为180 814，网格步长为DX=10 m、DY=10 m、DZ=2 m，净毛比为0.4，模拟采用气水两相黑油模型。设计水平段长度为1 100 m，靶前距350 m，共6 条裂缝，裂缝间距220 m，裂缝长度为250 m，裂缝导流能力30 D·cm。

图2 充填裂缝岩心无因次渗透率系数与有效应力的关系

图3 基质岩心与充填裂缝岩心无因次渗透率对比图

在Eclipse 软件中引入ROCKTABH 关键字并设置关键字数据（见表1），从而实现致密砂岩储层由于应力敏感引起的渗透率滞后效应，根据前面覆压实验即可得到裂缝岩心无因次渗透率系数结果。其中，“p（降压）”列数据为内压下降过程中的压力值；“p（升压）”列数据为对应“p（降压）”列内压数据内压上升时的压力值，“传导率系数”列对应内压上升或者内压下降时的传导率乘数，即无因次渗透率系数。在块中心网格中，在两相邻网格的接触面积等参数不变的条件下，传导率乘数的变化可以视为渗透率的变化。当内压由原始地层压力26.5 MPa 下降到10.5 MPa 时，渗透率变为原渗透率的38%；当压力由10.5 MPa 恢复至26.5 MPa时，渗透率只能恢复到原渗透率的73 %，不能完全恢复。

由于覆压实验取得的数据量有限，为了保证数模结果的准确性，采用插值的方法对介于最高内压和最低内压之间的压力值及对应的无因次渗透率系数进行处理。处理依据是实验数据拟合得到的无因次渗透率系数，使所有介于最高内压与最低内压之间的数据点在升压/降压曲线取值的无因次渗透率系数之间，并保证内压越高处的数据点，升压/降压曲线的渗透率应力敏感系数取值越大。

该井无阻流量为9.82×104m3/d，分别按照无阻流量的1/6、1/5、1/4 及1/3 配产，模型设计生产20 年，通过稳产期累计产气量的对比，评价含压裂裂缝储层的应力敏感性。采用同样的方法利用基质岩心的覆压实验数据对储层进行数值模拟，并将基质储层、含压裂裂缝储层的数值模拟结果与不考虑应力敏感时的结果进行对比（见表2）。

表1 裂缝ROCKTABH 关键字设置

表2 不同配产方案稳产期产气量及产量下降幅度

由表2 分析表明，随着配产的提高，含压裂裂缝储层和基质储层在稳产期的累计产气量均不断下降，说明配产越高，应力敏感的效应越强，且含压裂裂缝储层的应力敏感性要高于基质储层，当配产达到无阻流量的1/3 时，与基质储层相比，含压裂裂缝储层稳产期累计产气量的下降幅度可达到19.2 %。原因是随着配产的增加，气井的生产压差增大，近井地带的压降漏斗加深，导致应力敏感效应增强，而含压裂裂缝储层随着气体采出裂缝内充填物发生了破碎、形变的结构性变形，应力敏感性强于基质储层。因此考虑到应力敏感效应致密砂岩储层分段压裂水平井配产时不宜过高。