非常规油气藏体积压裂全生命周期地质工程一体化技术

2021-06-22蒋廷学卞晓冰左罗沈子齐刘建坤吴春方

油气藏评价与开发 2021年3期

蒋廷学，卞晓冰，左罗，沈子齐，刘建坤，吴春方

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京100029；2.中国石化石油工程技术研究院，北京100029）

目前，随着油气勘探开发进程的加深，以页岩油气为代表的非常规油气藏获得了全球范围内的巨大成功[1-3]。2020年，由于地质工程一体化理念的深度应用，国内的页岩气产量首次超过200×108m3。地质工程一体化的基础是区块、井组和单井地质模型这些精细地质模型的建立及后续的不断修正，必须适时地结合钻井资料和压裂施工资料，对地质模型进行更新。此外，钻完井及压裂技术的一体化也是必须高度重视的环节，且必须以逆向设计、正向施工的方式进行，即以压裂为核心，确定钻井的井筒方位与在储层中的纵向位置，同时还要综合考虑钻井液与压裂液的配伍性及全程储层保护问题。地质工程一体化的优化目标是最大限度地发挥储层改造的增产和稳产潜力，实现降本增效和稀井高产，其技术核心就是工程参数与地质参数的动态优化与适时匹配[4-6]。在非常规油气藏体积压裂技术方面，地质工程一体化是动态的过程，在压前、压中及压后有效期结束的全生命周期内，都要持续跟踪优化和动态调整，实现的难度很大，即压前地质参数评价的结论，需要通过压裂施工数据的反演分析（包括实时反演）以及压后评估分析，进行系统验证和适时修正。因此，与地质参数匹配的井网参数、裂缝参数及压裂施工参数也应进行适时的动态优化和调整。井网的适时调整难度比较大，只能在打加密井或开发不同层的“井工厂”井网部署时一并考虑，而裂缝参数及压裂施工参数的适时调整相对容易，可在后续施工及加密井与重复压裂井中实施，但压后有效期内的生产制度优化，也要考虑到因孔隙压力降低导致的地应力降低以及由此引发的裂缝内支撑剂的再次运移和出砂的风险。

通过对上述问题进行系统的研究、论证和试验应用，取得了较好的效果，为非常规油气藏的有效勘探与高效开发，奠定了坚实的基础。

1 体积压裂全生命周期的地质工程一体化技术

1.1 地质—工程的系列评价方法

在区块地质建模的基础上，单井地质建模重点对“甜点”“甜度”到可压度的系列评价方法进行了研究，并在评价模型上持续改进，评价结果由定性为主逐渐过渡到定量为主，由近井为主逐渐过渡到远井为主，且评价结果与压后产量尤其是累产的正相关性程度逐渐提高。3种评价方法相互关联，双“甜点”和双“甜度”都是压前段簇优选的手段，地质工程双“甜点”指标可以作为段簇位置初选的依据，双“甜度”可以在双“甜点”的基础上进一步精选段簇位置，而可压度则是压裂中的实时分析手段，可以为其他具有相似双“甜度”的段簇位置的施工参数调整提供依据。

1.1.1 地质工程双“甜点”评价方法

地质工程双“甜点”评价方法为：

式（1）中：S为“甜点”；SGi为地质“甜点”参数集合中某个参数归一化后的结果；WGi为地质“甜点”参数集合中某个参数的权重因子；SEi为工程“甜点”参数集合中某个参数归一化后的结果；WEi为工程“甜点”参数集合中某个参数的权重因子。WGi和WEi由灰色关联度评价方法作归一化处理后得出。地质“甜点”的评价参数主要包括：TOC（总有机碳含量）、Ro（热成熟度）、含气量、孔隙度、天然裂缝特性参数及孔隙压力。工程“甜点”的评价参数主要包括：地应力及岩石力学参数。

将上述“甜点”计算模型应用于现场实例井的验算，从试验井各段综合“甜点”指标和其产气贡献率的关系（图1）可知：地质工程双“甜点”指标与压裂施工后的各段出气程度有一定的正相关性，但整体相关性不高。因此，仅以“甜点”指标作为段簇划分依据仍具有不确定性。

图1 试验页岩气井地质工程双“甜点”指标和产气贡献率的关系Fig.1 Relation between geology-engineering double“sweet spots”and gas production contribution in a shale gas well

1.1.2 地质工程双“甜度”评价方法

双“甜度”是在上述双“甜点”中寻找更甜的“甜点”，并在评价模型上进一步量化，以提高段簇划分的针对性和精准性，最大程度地挖掘单井开发潜力。以假设的最甜双“甜点”包含的参数集合为参照系，通过计算欧氏贴近度的方法，定量评价双“甜度”指标。压后产量与双“甜度”的正相关系数比双“甜点”进一步提升[7]。

用欧氏贴近度作为定量评价参数，即与最甜参照系的贴近度为待评价段簇位置的“甜度”。设a为待评价区a1、a2、a3…an-1与参照系an*组成的集合，设P（P1、P2、P3...Pm）为与a对应的m个特征参数的集合，按最大最小法求取由集合a到集合P的模糊矩阵公式为：

式（2）—（3）中：R为由集合a到集合P的模糊矩阵；rij∈[0,1]，i=1，2，3，…，n；j=1，2，3，…，m，rij为待评价区Ai具有的特征参数Pj的隶属度；m为每口井所对应的特征参数个数；n为待评价的井数，口；x为特征参数；a1为特征参数的最小值；a2为特征参数的最大值。

将模糊矩阵R划分为n个次级模糊矩阵R1、R2、R3…Rn-1及Rn*，由式（4）计算各次级模糊矩阵与Rn*的贴近度，公式为：

式中：SS为地质或工程“甜度”；ρ为各次级模糊矩阵与Rn*的贴近度；Rj是模糊矩阵的次级模糊矩阵。

初步筛选的独立的地质参数有：石英及碳酸盐岩等脆性矿物含量、页岩厚度、总孔隙度、有机质孔隙度、热演化程度、总含气量、游离气比例、基质渗透率、天然裂缝发育程度、压力系数、杨氏模量和泊松比。工程参数有：施工曲线、施工排量、施工液量及压裂液类型、施工砂量及支撑剂类型。

计算了现场多口实例井的页岩“甜点”和“甜度”结果（图2），由计算结果可知：该气田页岩气“甜度”与单段产量的正相关性较“甜点”指标和产量指标的相关性更强，且其相关系数高于“甜点”计算结果。因此，可用该模型对目标区块页岩段簇压裂潜力进行综合评价。

图2 试验井单段产量与页岩气“甜点”和“甜度”的关系Fig.2 Relation between single stage production and shale gas“sweet spot”/“sweetness”of example well

1.1.3 可压度评价方法

1）近井筒可压度

如果储层岩石是纯塑性材料，其破裂后压力将长时间保持峰值，此时，形变匀速增加，消耗的能量最大，设其近井筒可压度为0；如果是纯脆性材料，其破裂后压力将直线下降，此时，消耗的能量最小，设其近井筒可压度为1。因此，真实储层岩石的脆性应介于两者之间，表达式为：

式中：IB为近井筒可压度；E为实际页岩破裂后消耗的能量，J；Eb为纯脆性页岩破裂后消耗的能量，J；Ep为纯塑性页岩破裂后消耗的能量，J。

水力压裂时能量可用施工压力与排量的积分来计算：

式中：E为压裂消耗的能量，106J；Tc为地层破裂变形后压力下降到最低值时的时间，min；T0为地层变形后压力上升到最高值时的时间，min；p(t)为井口施工压力，MPa；ph为静液柱压力，MPa；pf为井筒摩阻压力，MPa；Q为压裂施工排量，m3/min；d是表示积分的数学符号，表示对时间t进行积分；t为施工时间，min。

如果破裂变形期间的排量保持恒定，则式（5）可变为：

式中：pmax为页岩塑性形变过程中井口压力的最高值，MPa。

2）远井筒可压度

考虑压裂施工参数的综合影响，提出了利用施工时支撑剂及压裂液参数来定量表征远井筒可压度[8]，但由于进入地层的液体类型及黏度组合较多，须首先将各类压裂液体积统一折算，计算公式为：

式中：为等效压裂液体积，m3；Vf为某种压裂液体积，m3；Rl为某种压裂液砂液比；Rs为滑溜水砂液比。

按照此类方法将不同粒径的入地支撑剂体积统一折算为40/70目支撑剂体积，计算公式为：

式中：为等效支撑剂量，m3；Vs为某粒径支撑剂量，m3；为某支撑剂平均粒径，mm；为40/70目支撑剂平均粒径，mm。

等效砂液比计算公式为：

式中：T为等效砂液比。

远井筒可压度计算公式为：

式中：Sf为远井筒可压度；Ti为区块各井或各压裂段的等效砂液比；Tmin为最小等效砂液比；Tmax为最大等效砂液比。

综合可压度可按式（1）进行计算。

上述成果在试验页岩气田的30多口井获得应用验证，产剖测试结果证明无效段簇占比由33%降为13%～20%，平均单井产量提高了35.6%。

1.2 基于大数据和智能算法的井网—裂缝—压裂工艺多参数协同优化技术

要实现地质工程一体化的降本增效和稀井高产目标，以“井工厂”为开发单元，建立了基于大数据和智能算法为基础的3类参数（井网—裂缝—压裂工艺）的协同优化模型，以“井工厂”平台的投入产出比或采收率最大化为目标，综合考虑各参数的限定条件，可同步优化出上述3类参数优化结果，且可基于蒙特—卡洛随机分析方法，对上述优化结果下的经济效益进行概率分布分析。

井工厂平台的经济净现值优化模型（含各参数限定条件约束）为：

式中：NPV为平台的经济净现值，元；n为评价年限，一般为20 a；Qi为第i年的平台产量，m3；Lh为水平井筒长度，m；Dh为相邻水平井筒间距离，m；Lf为水力裂缝支撑半长，m；CONf为裂缝导流能力，μm2·cm；Df为相邻裂缝间距离，m；pi为第i年油价，元/t；Ii为第i年贴现率；Cd、Cf分别为钻井及压裂的成本，元；Vp为单井支撑剂总量，m3；Qp为注入排量，m3/min。

钻井费用与Lh有关，压裂费用与Vf、VP、QP有关，而Vf、VP、QP又与Lf、CONf有关。当然，实际应用中各参数的范围可根据实际情况进行随时调整。

试验平台的优化结果（表1）显示：在气价较低时，应适当加大井间距和缝间距。

表1 井工厂参数优化结果(气价1.5元/m3)Table 1 Optimization results of well factory parameters(gas price of 1.5 RMB/m3)

1.3 由现场施工数据实时反演地质参数的压裂实施控制技术

考虑到裂缝监测及压后产剖测试费用昂贵，且多解性严重，绝大部分井没有采用上述技术，因此，如何最大限度地利用压裂施工本身的曲线及数据，对储层地质参数进行定性或半定量的实时分析尤为重要。通过对现场数据的反演，能实时分析或反演的储层地质参数主要包括：岩石脆性指数、渗透率、岩石力学、地应力及水平应力差、天然裂缝的位置与发育程度等。其中，岩石脆性指数的计算可参照式（5）—（7）进行计算，该方法可以对每段裂缝的破裂特征及脆塑性特征进行实时的分析，如脆性指数高，可降低滑溜水的黏度及施工砂液比，反之，则用较高的压裂液黏度及施工砂液比。

根据径向渗流理论，利用破裂前的压裂液注入量可对渗透率进行实时计算[9]；根据压裂施工参数，可求取杨氏模量与泊松比随施工时间的变化曲线，实时计算岩石力学参数[10]；地应力尤其是最小水平主应力的求取方法比较多，也相对成熟，如小型测试压裂及压后压力降落曲线的G函数分析等。两向水平应力差的模型为：

式中：Δσh为两向水平应力差，MPa；pi为储层孔隙压力，MPa；pf为储层岩石地下破裂压力，MPa；σf为储层岩石抗张强度（可通过室内岩心实验或现场一次瞬时停泵测试获取）。

天然裂缝的位置与发育程度，可基于压裂施工时的井底压力曲线的剧烈波动时机及波动幅度等进行描述。描述每个天然裂缝（假设为张开型天然裂缝）的长度及宽度的一个重点就是确定流量在各裂缝的动态分配，多条裂缝同时存在和延伸时满足Kirchoff第一定律和Kirchoff第二定律，即物质平衡和压力连续准则。

假设在时间段n-1的时间末，主裂缝延伸至第k+1条天然裂缝且天然裂缝开启，缝口闭合压力为σck+1，则第k+1条天然裂缝的缝口压力计算公式为：

在随后时间段，仍然只有k+1条天然裂缝，则分配流量为：

式（14）—（23）中：QT为压裂液总排量，m3；Qi为第i条天然裂缝的压裂液流量，m3/s；pcf及pcfi为主缝中的压力和主缝中对应第i天然裂缝位置处的压力，MPa；pwi(xi)为主缝中相对于第i条裂缝xi位置处的压力；Δpcfi为主缝中从缝口到第i条天然裂缝的缝中沿程压降，MPa；pwi为第i条天然裂缝中的压力，MPa；pwi(tip)为第i条天然裂缝尖端压力，MPa；pwi(inlet)为第i条天然裂缝缝口压力，MPa；Δpwi为第i条天然裂缝中的压力降；σci及为第i条裂缝闭合应力和尖端闭合应力；p0为主缝缝口压力，MPa；x0及xi分别为主缝缝口位置和主缝中相对于第i条天然裂缝的位置；C为压裂液滤失系数，m/s0.5；Wi为缝宽，m。

其中1口试验井压裂段天然裂缝反演的计算结果见表2。

表2 基于压裂适当曲线反演的天然裂缝位置(距离井筒)及尺寸Table 2 Position and size of natural fracture obtained from inversion study of fracturing operation curves for example well

1.4 考虑渗吸作用的压裂液返排建议与压后综合评估技术

1.4.1 考虑渗吸作用的压后返排建议

在不考虑渗吸作用的情况下，压后一般应立即进行返排。但考虑了渗吸作用后，裂缝壁附近的压裂液滤液会溶蚀一部分孔隙吼道，导致孔隙度和渗透率的增大，尤其在毛细管力的作用下，压裂液滤液会深入到储层深部位置，也避免了近井筒裂缝区域的水锁效应，因此，可进行适度焖井，更有利于油气的顺畅产出[11-13]。

从渗吸前后核磁T2谱流体分布特征分析可知：对页岩气储层而言，束缚水饱和度低，天然具有自吸能力，渗吸作用增强压裂液与储层的剪切润滑作用，产生诱导微裂隙，有利于页岩气产出；对致密油及页岩油储层而言，渗吸作用以油水置换方式为主，通过增大滞留液量能起到增能提采的目的。

1.4.2 压后综合评估技术

通过大量的压后G函数分析及分类研究，实现了不同裂缝形态压裂段占比及压裂效果的定量分析[14-15]。其中，I类型G函数曲线波动大，体现了支、微裂缝形成，是较为理想的多尺度缝典型曲线。4类G函数的特征见表3。

表3 压后4类G函数分布特征Table 3 Distributional properties of four types of G function after fracturing treatment

多尺度裂缝参数优化设计方法以有效改造体积最大化为目标函数，形成了以定向射孔、“变黏度+变排量”多级交替注入、强制裂缝转向（多级暂堵、交替注酸）等为主要特征的多尺度缝压裂现场实施与控制技术，部分典型井的压后G函数分析结果见图3。通过工艺优化，G函数图版反演微裂缝特征明显增强，单井I型G函数曲线占比由36%增加至目前的约60%。

图3 部分典型井的G函数分析结果Fig.3 Results of G function analysis of typical wells

1.5 压裂有效期内的生产管理动态优化调整技术

压裂有效期内的生产动态管理主要包括压后返排及后期生产制度的动态优化。压后返排优化模型是在油气藏精细地质建模的基础上，利用Meyer等裂缝扩展模拟软件，模拟不同时间内的裂缝扩展几何尺寸，再用Eclipse数值模拟软件，模拟不同时间压裂液注入的压力分布与含水饱和度分布等，然后，再以此为油气藏的初始输入参数，模拟压后返排期间的返排液产出量及油气峰值情况等，通过改变压后返排时机及返排制度等，可以压后油气峰值出现周期最短的情况为目标函数，进行相应的返排参数优化。压后有效期内生产制度的动态优化，应当考虑压后生产引起的孔隙压力降低和裂缝闭合压力降低，对裂缝内支撑剂再次运移分布的影响。采用简化表示方法，缝高方向仅示意了3层支撑剂，而缝宽方向仅示意了1层，其单颗粒支撑剂的受力分布示意见图4。

图4 裂缝内单颗粒支撑剂受力分布示意图Fig.4 Schematic of force distribution on proppant in fracture

根据力矩平衡原理的计算公式为：

可进一步简化为：

假设裂缝端部的压力为油藏压力pi，且按比例到井筒处递减为pwf，则pw1和pwf的关系为：

式（25）可转化为：

（24）—（27）式中：pw1为压裂液对支撑剂的携带力，MPa；Dp为单颗粒支撑剂的直径，m；θ为3个相邻单颗粒支撑剂中，上边的支撑剂颗粒与底下支撑它的支撑剂颗粒圆心的连线与重力方向的夹角，（°）；G'和G''为支撑剂所受支撑力与压裂液对其上举力的合力，106N；G为支撑剂单颗粒的重力，106N；pwf为井底流动压力，MPa；pi为储层孔隙压力，MPa；Lp为缝长，m。

综上所述，影响压后裂缝内支撑剂稳定的主要因素有：井底流压、油藏压力、闭合应力及支撑剂颗粒直径等。井底流压和油藏压力越小，且闭合压力和支撑剂颗粒直径越大时，裂缝内的支撑剂就越稳定，长导的保持率及增产潜力也越高。

根据数值模拟优化结果，提出渝东南试验区常压页岩气水平井的压后排采控制原则：①压裂施工及钻塞作业结束后立即采取返排措施；②在不出砂前提下逐步增大放喷油嘴，尽量提高压差返排（12 MPa以上），且初期日排液量不小于50 m3。采取该方法的试验区块2口页岩气水平井压后排采措施均取得了较好的效果（表4）。

表4 示例井压后排采效果Table 4 Flowback and production performance of example wells

2 现场应用情况分析

在川东南页岩油气、鄂尔多斯致密砂岩气藏及东北碎屑岩及火山岩凝析气藏等不同类型的非常规油气藏中，研究成果获得了应用验证，效果显著。

双“甜度”及综合可压度评价方法、井网—裂缝压裂工艺多参数协同优化技术、生产管理动态优化调整技术及压后综合评估技术在页岩气压裂改造中获得应用。其中，川东南中浅层页岩气区块应用30余口井，单段加砂量提高35%以上；加砂强度1.5～2 t/m，较之前提高40%；单段改造体积（200～240）×104m3，提高20%；新井年累产量提高幅度超过50%；产出投入比提高30%。深层页岩气区块应用5口井，单井试获日产气量最高为31.18×104m3，实现了4 000 m深层页岩气产量突破。新探区某湖相页岩气井压后获日产页岩气7.5×104m3，页岩油9.8 m3，实现了湖相页岩油气新层系勘探重大突破。

基于现场施工数据实时反演的压裂实施控制技术，在鄂尔多斯盆地致密砂岩油气藏累计应用20余口井，单段加砂规模提高46%，液量提高60%以上，单段改造体积扩大57 %，平均气产量4.7×104m3/d，压后平均产量提高38%，应用效果显著。

综合可压度评价方法、生产管理动态优化调整技术及压裂实施控制技术，在东北某碎屑岩及火山岩凝析气藏先导试验应用7口井，压后均获得了较好的增产稳产效果。试验井初产达到（7～12）×104m3/d，单段液量提高27%，加砂强度提高21%，地面台阵裂缝监测压裂改造体积提高34%，裂缝复杂性提高32%，压后同比产量提高26%，同周期产量递减率降低17%。

3 讨论

上述地质工程一体化研究对关键的技术问题进行了研讨，但还有一些问题需要深入分析，主要为：地质工程一体化中地质模型的及时修正和更新，但其正确与否与精度如何，难以有效验证。此外，如何实时分析和判断多簇裂缝起裂与延伸的非均衡程度，如何确保多簇裂缝支撑剂分布的均衡性，深层高水平应力差储层如何产生复杂缝网和高效充填等，都有待今后进一步深入研究。