长庆姬塬油田宽带压裂参数优化数值模拟与应用

2021-07-16周晓峰王振军史经民陆天瑜赵新礼

钻采工艺 2021年3期

关键词：侧向水力渗透率

周晓峰，王振军，黄卓，史经民，陆天瑜，赵新礼

1东北石油大学“陆相页岩油气成藏及高效开发教育部重点实验室”

2东北石油大学非常规油气研究院3中国石油吉林油田勘探开发研究院

4中国石油吉林油田新立采油厂5中国科学院渗流流体力学研究所

0 引言

我国低渗致密油资源储量丰富，且分布非常广泛，资源总量与可采资源量均可观，在全球石油资源里占据重要地位［1-3］。低渗致密油藏的高效开发一直是石油工业界关注的焦点，由于其储层基质渗透率非常低，孔喉很小（通常小于1μm），注水时油水两相渗流阻力大，因此，针对此类油藏，需要进行水力压裂才能获得一定的工业产能［4-7］。

我国长庆油田超低渗透油藏天然裂缝发育，油田现场中为了提高单井的产量，在开发前期采用常规重复压裂技术，但常规重复压裂的有效率较低，一般在80%以下，且单井日增油小于1 t，递减快，难以达到理想的开发效果［8］。这主要是因为常规重复压裂技术很难形成复杂裂缝网络系统，且裂缝与井网之间匹配度较低。针对上述问题，本文提出了井组整体宽带压裂方法，其基本思想是以水力压裂获取初次人工裂缝为主缝，重复压裂已开启的天然裂缝和人工裂缝形成复杂裂缝网络，从而增加裂缝带宽，动用侧向剩余油、改善油藏开发效果［9］。马驷驹等［10］研究了低渗透油藏中高含水井的侧向宽带压裂改造参数，证明了宽带压裂动用侧向剩余油的思路是可行的。韩福勇等［11］将宽带暂堵转向多缝压裂技术在苏里格气田进行现场应用，取得了较好的转向效果，证实了此技术能够在致密气藏的开发中达到理想的效果。王飞等［12］优化的低渗透油藏宽带体积压裂的合理裂缝带宽范围为13～46 m。

目前，针对低渗致密油藏侧向宽带压裂已进行了现场试验，取得了较为理想的效果，而对其动用剩余油的机理目前还处于探索阶段，并且针对不同储层条件的宽带压裂参数优化也缺乏研究。鉴于此，本研究利用油藏数值模拟软件，基于油田现场实际井网模式，建立了菱形反九点井网的宽带压裂模型，考察了储层改造宽度对不同裂缝发育程度和渗透率级别的储层产油量的影响，以期为低渗致密油藏有效动用提供相应的技术支撑。

1 侧向宽带压裂选区选井标准

由于低渗致密油藏受储层物性及天然微裂缝发育的影响，注水见效差，难以建立有效注采系统。此外，低渗致密油藏剩余油大面积富集，挖潜潜力较大。从平面上来看，此类储层剩余油富集在裂缝侧向和油水井三角地带，水洗宽度小于40 m。而从剖面上来看，此类储层水驱油效率低，明显水洗层段厚度较小（根据检查井密闭取心结果，水洗层段厚度小于1 m），剩余油大面积富集。同时，低渗致密储层隔层厚度一般大于6 m，储层与隔层应力差大于3.5 MPa。结合油藏开发矛盾、剩余油特点，初步明确了选区选井标准，即油层厚度一般应大于10 m，展布稳定，且连通性较好，压力保持水平集中在80%～120%之间为最佳。

2 油藏概况

以长庆姬塬油田为研究区块［12-13］，储层埋深约为2 650 m，孔隙度＜15%，平均渗透率为0.26 mD，是典型的陆相低渗致密油藏，研究区均在水力压裂后投产，投产初期采用常规的超前注水开发方式。投产50余口井，单井初期日产量在40 t左右，综合含水在60%以上，但产量递减速率快，水淹问题突出，含水在80%以上的井占将近30%，剩余油相对比较富集。

本研究以该区块中某个宽带压裂井组为研究对象，其主要地质参数为：储层平均埋藏深度为2 600 m，储层压力约为26 MPa，油藏饱和压力为10 MPa，平均厚度为11.2 m，平均孔隙度10.0%，平均渗透率0.24 mD，初始含油饱和度约为56%，原油黏度为1.98 mPa·s，原油密度0.85×103kg/m3，体积系数为1.2，压力系数为1.04。

3 侧向宽带压裂数值模拟

3.1 模型建立

侧向宽带压裂技术主要是针对低渗致密油藏进行储层改造，它是在传统井网模式下，利用压裂缝网将储层基质充分切割，从而极大地增加基质与裂缝间的接触面积，使得油水两相渗流时的阻力减小，建立有效驱替系统。在油田现场，随着油田开发注采过程的进行，在开发区域会出现应力场的高低分区，而通常情况下，剩余油主要是集中在开发区的高应力区域。图1为油田现场中500 m×150 m的菱形反九点井网模式。常规压裂只是实现了井与单一裂缝之间的注采驱替，而侧向宽带压裂则能实现井与复杂缝网之间的驱替，从而缩小驱替压差。为了简化计算，以油田现场实际井网模式为依据，选取1/4单元为研究对象（图2），将侧向宽带压裂区域设置成高渗带，基质中的油水先从微裂缝流向宽带压裂主裂缝，然后流入井筒。模型的建立与计算主要利用油藏数值模拟软件ECLIPSE进行。

图1 宽带压裂井网示意图

图2 菱形反九点井网1/4单元宽带压裂模型

3.2 结果与讨论

利用建立的数值模拟模型进行计算，分析不同裂缝发育程度、不同基质渗透率条件下，储层改造宽度对低渗致密储层产量的影响。

3.2.1 不同裂缝发育程度下储层改造宽度优化

以水平方向和竖直方向的储层渗透率之比表征储层中裂缝的发育程度。图3为不同裂缝发育程度条件下，储层改造宽度对产油量的影响。

图3 裂缝发育程度与累积产量关系曲线

从图3可以看出，在相同的储层裂缝发育程度下，累产油随着储层改造宽度的增加而增加。而当储层改造宽度一定时，低渗致密储层中裂缝越发育，累产油则呈现出逐渐减小的趋势。究其原因，是由于当储层改造程度一定时，储层中裂缝越发育，则水窜的可能性就越大，从而导致产量降低。具体来讲，裂缝发育程度由不发育（发育程度为0）到发育（发育程度为50），当储层改造宽度为230 m时，其产量由14.2×103m3左右递减到13.6×103m3，递减5%；当储层改造宽度为180 m时，其产量由13.9×103m3左右递减到10.9×103m3，递减21.9%；当储层改造宽度为110 m时，其产量由13.6×103m3左右递减到9.1×103m3，递减33.1%；当储层改造宽度为50 m时，其产量由13.2×103m3左右递减到7.8×103m3，递减40.9%；在储层没有进行改造的情况之下，其产量由12.4×103m3左右递减到7.1×103m3，递减42.7%。由此可知，侧向宽带压裂能够起到延缓产能递减速度的作用。

3.2.2 不同基质渗透率下储层改造宽度优化

图4为不同基质渗透率下储层改造宽度与累产量之间的关系曲线。

图4 储层改造宽度与累产量关系曲线

从图4中可以看出，在低渗致密储层改造规模一定的前提下，储层基质渗透率越高，其产能也越高。但随着储层改造宽度的增加，产量的增加速率逐渐变缓，这说明储层改造具有合理的改造区间，而不是说储层改造规模越大越好，改造规模超过一定值之后可能出现注水时水窜严重的问题。具体来讲，当储层改造宽度由0增大至250 m时，对于基质渗透率为1 mD的储层，其累计产量由13.7×103m3增加到16.6×103m3，增加幅度为17.5%；当基质渗透率为0.8 mD的储层，其累计产量由12.8×103m3增加到16.1×103m3，增幅为20.6%；对于基质渗透率为0.5 mD的储层，其累计产量由11.0×103m3增加到15.5×103m3，增加幅度为28.6%；对于基质渗透率为0.3 mD的储层，其累计产量由最初的9.3×103m3增加到14.9×103m3，增加幅度为38.1%；对于基质渗透率为0.2 mD的储层，其累计产量由最初的8.0×103m3增加到14.6×103m3，增加幅度为44.9%；对于基质渗透率为0.1 mD的致密储层，其累计产量由最初的7.0×103m3增加到13.6×103m3，增加幅度为48.4%。因此，基质渗透率越低，增大储层改造宽度能发挥的增产作用越明显。

综上可知，对于低渗致密油藏，在常规压裂难以达到增产效果情况下，通过选取合适的井区，进行宽带压裂能够达到建立有效驱替系统的目的。储层中裂缝的发育程度和基质渗透率对于最佳的储层改造规模均有重要的影响。

4 侧向宽带压裂物模实验

储层改造过程中，水力裂缝在地下扩展主要受地应力控制，在最大水平主应力方向扩展。对于均质天然裂缝不发育、水平两向应力差比较大的储层，水力压裂后，人工裂缝以传统双翼对称缝为主，裂缝宽度较小，无法实现宽带压裂的目的。天然裂缝较发育且水平两向应力差较小的储层，可借助天然裂缝，实现水力裂缝与天然裂缝的耦合侧向延伸，扩大裂缝在横向平面的扩展范围，达到宽带压裂的目的。

长庆姬塬油田长8超低渗透油藏天然裂缝发育，埋深2 500～2 600 m，储层水平两向应力差小于5 MPa。压裂过程局部借助激活天然裂缝实现水力裂缝侧向扩展，达到侧向宽带压裂的目的。天然裂缝激活开启需具备一定条件，其剪切及张性开启，受裂缝面上的正应力及侧向应力及缝内孔隙压力变化的影响，天然裂缝的倾向倾角及其走向与最大水平主应力的夹角，对天然裂缝的开启均有影响。与水平最大主应力夹角较大时，天然裂缝开启困难。水力裂缝开启后，泵注暂堵剂，在已有的水力裂缝中形成桥架堵塞，提高缝内净压力，进而开启水力裂缝侧向的天然裂缝系统，可提高侧向改造宽带。基于姬塬油田长8段储层地质条件，采集了本层段的露头岩心，通过开展水力压裂暂堵物模实验，论证侧向宽带压裂的可行性。

岩样尺寸为30 cm×30 cm×30 cm，两向应力差为5 MPa。实验目的是压裂造缝后，连续泵入暂堵材料，研究暂堵材料封堵能力及论证暂堵转向形成侧向裂缝的可行性。实验液体是黏度为30 mPa·s的压裂液基液，液体内加入示踪剂。具体做法：首先利用少量压裂液造缝，然后泵注含纤维及粉末的组合暂堵剂材料。实验结束后打开岩样装载设备，观察岩心内部裂缝分布情况。

水力压裂暂堵转向物模实验结果如图5所示。暂堵前，水力裂缝以单一主裂缝为主，裂缝侧向延伸较少，难以形成宽带压裂模式。加入暂堵剂后形成的水力裂缝形态较为复杂，示踪剂及暂堵纤维的分布位置也较为复杂，裂缝侧向延伸较为明显，达到了宽带压裂的效果。分析其原因，加入暂堵前水力裂缝延伸主要受两向应力差控制，水力裂缝沿最大主应力方向扩展，裂缝内净压力较低，无法开启天然裂缝实现侧向延伸。加入暂堵剂后，封堵已有的水力裂缝，随着缝内净压力增加，天然裂缝开启，人工裂缝借助天然裂缝开始侧向延伸，扩大了水力裂缝在平面上的扩展面积，达到了侧向宽带压裂的目的。该实验论证了侧向宽带压裂的可行性，即利用暂堵转向实施宽带压裂，实际施工增加暂堵转向级数，可达到大幅度增加水力裂缝侧向延伸范围的目的。

图5 水力压裂暂堵转向物理模拟实验

5 现场应用

对于目标低渗致密油藏，储层平均渗透率为0.24 mD，裂缝发育程度约为2.35，应用本文中的数值模拟方法，得到储层改造宽度与累产量的关系曲线如图6所示。

图6 储层渗透率为0.24 mD下改造宽度与累产量关系数曲线

对于储层改造宽度分别为0、50 m、110 m、180 m和230 m的情况，随着储层改造宽度的增大，产量增幅逐渐变缓，综合考虑施工成本和产量提高，优选储层改造宽度为110 m。根据优化的宽带压裂方案在现场施工，压后生产数据表明，单井初期产量由40×103m3/d左右提高至82×103m3/d，综合含水率由60%降低至38%，取得了良好的增产效果，有效动用了剩余油储量。