超低渗油田蓄能重复压裂增能机理

2021-12-02达引朋薛小佳史佩泽曲鸿雁周福建

科学技术与工程 2021年33期

达引朋，薛小佳，刘明，史佩泽，曲鸿雁*，周福建

(1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，西安 710018；2.中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院，北京 102249)

中国石油工业已经进入低品位油气资源开发时代，超低渗、致密油等成为不可忽略的重要接替资源[1]。鄂尔多斯盆地超低渗、致密油气资源分布广、规模大，具有广阔的开发前景。但以HQ区块为代表的长6超低渗储层物性差(渗透率0.3～0.4 mD，孔隙度10%～12%)，压力系数低(0.6～0.8)[2]。研究区油井已有10余年开发历程，井网类型为菱形反九点，初期储层改造采用水力加砂压裂，但长期生产后面临油井低产低效等问题。主要原因有：注采驱替系统建立缓慢，水驱范围小，油井裂缝型见水；地层压力保持水平低，常规重复压裂后初期产量高，但稳产时间短[3]；老井初次压裂改造程度低，老缝两侧剩余油富集，长期生产后地应力改变，近井泄油范围内地层压力衰竭亏空，严重制约重复压裂新裂缝从低压区(开采区)向高压区(未开采区)转向延伸[4-6]。重复压裂提高改造程度的同时，兼顾地层能量补充，提高油井稳产能力成为老油田亟须解决的关键问题。

在常规油气开采中，压裂液作为外来流体会产生水敏、水锁等负面效应，不利于油气井生产。压裂液滞留时间越长，对储层伤害就越大。随着非常规油气资源的开发，有些井返排率低，但产量良好，闷井一段时间产量上升[7]。重复压裂相当于一次性高强度注水，能够对地层能量进行有效补充[8]。超低渗油藏的渗吸采油已经由开发中的从属和辅助作用上升为主导作用[9]，为高效动用老缝侧向剩余油，充分利用压裂液能量，探索出“压裂-增能-驱油”一体的开发新模式。近几年，蓄能重复压裂在中国吐哈、吉林、长庆等[10-20]油田取得了成功试验，在扩大缝控体积的同时压后关井蓄能，增产效果很好。何海波[10]通过室内实验和数值模拟，形成了前期注水补充地层能量，后期实施大排量压裂的缝网增能重复压裂技术，改造后日产油达到初次压裂日产油的93.5%。郑太毅等[11]通过油藏数值模拟技术，建立概念模型和实际模型，对致密油藏水平井注CO2展开针对性研究，优化了能量补充方式。张矿生等[12]通过实验研究和数值模拟对长庆油田陇东P区块致密油藏注CO2增能效果进行了评价及参数进行了优化。王金龙等[13]总结形成适应该油藏蓄能压裂后最佳闷井时间，降低开抽后见油时返排率，提高入地液利用率，延长措施有效期。苏幽雅等[18]立足“增大改造体积、补充地层能量”，探索形成了蓄能式体积压裂配套技术，产量为同区块直井常规压裂投产的3～5倍。王薇[19]以提高地层能量为目标，通过对蓄能方式的评价、蓄能介质的优选，以及蓄能液用量的优化，形成蓄能压裂工艺并应用于油田，单井累增油是常规压裂井的2.7倍。

一些学者通过数值模拟研究发现，闷井期间压裂液渗吸能够促进储层渗透率恢复[20]。渗吸可能导致水锁自我解除[21]，长时间关井使产油量上升而产水量下降。水力压裂改造后的人工裂缝形态和开度差异大，流体压力传播存在差异性，地层能量补充需要平衡时间[22]。

综上所述，蓄能重复压裂工艺技术起到了很好的增产效果，中外研究多集中于渗吸补能方面，而压后闷井期间压裂液传质传压规律仍然较少，该工艺背后增能机理不清，缺少一定的理论指导。为此，在前人研究基础上，现以鄂尔多斯盆地超低渗油藏HQ区块为例，充分分析其地质特征和开发中存在问题，采用PETREL地质油藏精细建模，结合CMG油藏数值模拟，建立适合HQ油藏蓄能压裂后具有裂缝网络的双重介质非均质数值模型，研究压后闷井期间井底压力演化、压裂液在裂缝和基质内传播规律，以及注入量、闷井时间与地层能量补充和产能的关系，为超低渗油田需要补能到何种程度、闷井时间等工艺优化提供理论指导。

1 区域概况

1.1 地质特征

以HQ为代表的超低渗油藏主力开发层系是三叠系长6。油藏中深2 100 m，有效厚度20 m。储层整体上表现为低孔、超低渗特征，渗流能力差，平均孔隙度10.8%，平均渗透率0.4 mD。如图1所示，原始平均地层压力为15 MPa左右，饱和压力为9.86 MPa，地饱压差小，天然能量贫乏。两向应力差2.8～5.3 MPa，同时脆性矿物含量高，天然微裂缝发育[2]。

图1 地层压力分布图Fig.1 Formation pressure distribution

1.2 开发特征

研究区采用菱形反九点注水开发，井距480 m，排距130 m，但受储层物性的影响，难以建立有效驱替系统，低产低效井较多。该区块已开发十年以上，供液能力下降井占比38.2%，是产量递减的主要因素，见注入水井占比20%，需要及时有效补充地层能量，如图2所示。近井裂缝区域地层能量亏空严重，常规重复压裂裂缝难以突破低压采空区，油井稳产时间短。

图2 研究区长6油藏产量递减因素Fig.2 Production decline factors of Chang 6 reservoir in the study area

2 蓄能压裂数值模型建立

蓄能压裂数值模型包括地质模型、直井压裂注入模型以及闷井增能模型等，如图3所示。首先，采用PETREL进行研究区块地质油藏精细建模，得到原始地应力场；其次，建立井网压裂模型，模拟初次压裂和生产后地应力场演化，得到耦合地质力学的重复压裂前地质模型；最后，结合CMG油藏数值模拟，形成一套适合HQ油藏蓄能重复压裂后具有裂缝网络的双重介质非均质数值模型，模拟蓄能参数对能量补充和产量的影响。

图3 蓄能压裂数值模型Fig.3 Numerical model of energy storage fracturing

为增加数值模拟计算的准确性，选取该区块典型菱形反九点井组作为研究对象，基于测井解释资料，利用PETREL软件建立精细油藏地质模型，模型基础参数如表1所示，充分考虑了地层的非均质性。为提高计算收敛性和运算速度，从地质模型中切割出小模型，进行蓄能压裂数值模拟，总尺寸为1 530 m×960 m×100 m，单个网格大小30 m×30 m×1.5 m。为定量表征天然裂缝，建立双重介质模型，缝间距为2 m×2 m，即忽略水平方向裂缝，垂直方向上以正交形式将网格划分为基质和裂缝系统，基质是流体储集空间，裂缝是流体渗流通道。

表1 建模基础参数Table 1 Basic modeling parameters

综合微地震监测和压裂软件数模结果得到的人工裂缝参数，如表2所示，采用局部网格对数加密方法(LS-LP-DK)建立近井地带人工主裂缝及次级微裂缝。根据裂缝导流能力等效原则表征水力裂缝，即假定实际生产裂缝导流能力与模型中加密网格区的导流能力相等，根据式(1)～式(3)[23]计算模型渗透率。实际水力裂缝性质形态和开度差异大，主裂缝、分支缝的几何形态、导流能力各不相同，为了表征这一特点，设置了缝尖渗透率，使得沿裂缝延伸方向渗透率逐渐改变，裂缝不同位置具有不同的导流能力。水力裂缝的方向为NE75°，与研究区最大水平主应力方向一致。研究区重复压裂工艺是实施缝端暂堵，在老裂缝两侧形成新裂缝，提高储层侧向动用程度。为此，通过增加改造区带宽的方法来表征重复压裂转向新裂缝，由10～20 m带宽增加到30 m。

表2 水力裂缝参数Table 2 Hydraulic fracture parameters

Qo=Qn

(1)

(2)

(3)

该方法创建的水力裂缝附近网格密而小，远离裂缝网格疏而大，如图4所示，能够精确模拟注入、闷井期间流体从裂缝到基质的不稳定流动过程，计算精度高，收敛性更好。

图4 裂缝附近加密网格示意图Fig.4 Schematic diagram of the refined grids near the hydraulic fracture

研究区是超低渗透储层，微裂缝发育，毛细管力明显，闷井期间会发生渗吸作用，在压裂时注入的压裂液添加有表面活性剂，能显著降低表面张力，增强渗吸作用。为此，通过相渗插值的方法来模拟渗吸置换作用。界面张力降低，使束缚水和残余油饱和度均得到降低，从而使相对渗透率曲线向两边外推,如图5所示。

图5 表面活性剂对相渗曲线的影响Fig.5 The influence of surfactants on the oil and water relative permeability

3 模拟结果分析

3.1 裂缝及基质岩块内地层压力演化

以入井液量300 m3为例，分析注入结束时及闷井过程中裂缝和基质岩块内能量扩散传递规律及地层压力演化规律。

裂缝不同位置的导流能力不同。在压裂液注入结束时裂缝中压力分布不均匀。越靠近井筒，裂缝导流能力越强，注入结束时裂缝在近井筒附近压力最高，为26.96 MPa，而在主裂缝末端，导流能力相对较低，渗流速度有限，压力仅为 17.46 MPa。如图6所示，注入结束时，高能压裂液主要储存在裂缝中。随着闷井时间延长，压裂液向基质扩散。

在压差作用下，压裂液向裂缝末端及次级裂缝内流动，裂缝内压力趋于均衡。如图7所示，闷井20 d后，裂缝各处压力基本稳定在16.3 MPa左右。在压差和高毛管力的双重作用下，高能压裂液通过滤失、渗吸进入裂缝周围基质。根据闷井时间效应，裂缝内的压力逐渐降低，然而由于与裂缝末端紧邻的基质网格致密，压力呈现出先增大后减小的趋势。

图7 基质内压力变化平面图Fig.7 Plane diagram of pressure change in matrix

3.2 距离裂缝不同位置地层压力演化

以X井为研究对象，如图8所示，选取主裂缝(位置1)、裂缝带边缘(位置2)、远端基质(位置3)岩块3个位置，分析注液量为300 m3时其闷井期间地层压力演化规律。

图8 距离水力裂缝不同位置示意图Fig.8 Schematic diagram of different positions from hydraulic fracture

不同位置流体流动时传质传压规律不同，加上时间效应的影响，地层压力的演化规律不同。总体上，随着闷井进行，主裂缝和裂缝带边缘位置网格处的孔隙压力是持续下降的，而远端基质网格快中孔隙压力是持续上升的。如图9所示，在闷井第1天，3个位置的压差很大，主裂缝压力由29.66 MPa迅速降低至20.61 MPa，此后随着高能压裂液向裂缝远端波及，压差越来越小，压力下降减缓，逐渐与主裂缝内孔隙压力趋于一致，整个裂缝带内压力达到平衡。随着压力波及距离增加，远端基质的孔隙压力始终呈现出上升趋势。然而由于网格尺寸较大(30 m×30 m)，各基质网格的非均质性以及流体传质传压时在垂向上的重力分异，孔隙压力的上升幅度并不明显，14 d后，基质中的压力已基本平衡，仅增加1.13 MPa。

图9 距离主裂缝不同位置地层压力随闷井时间变化Fig.9 Change of formation pressure at different locations away from the primary fractures with the shut-in time

3.3 闷井期间井底压力演化

关井之后，高能压裂液通过水力裂缝进入储层，但是储层基质内的压力变化无法直接监测，通过对X井底压力的分析可以更好地认识闷井过程中压力在裂缝和基质中的传播规律。

如图10所示，裂缝不同位置的导流能力不同，注液结束关井6 h，裂缝内液体分布不均，在高的压差作用下压裂液快速流动，表现为井底压力曲线急剧下降至22 MPa。闷井时间增加到10 d，高能压裂液向导流能力相对较低的次级裂缝流动，并向基质滤失，表现为井底压力曲线相对缓慢下降。闷井14 d后，曲线下降速度更为缓慢，井底压力保持在16.3 MPa左右。此后5 d内，近裂缝改造区域压力基本平衡，但远端基质仍然在毛管力作用下发生自发渗吸，由于基质网格超低渗，渗吸作用极为缓慢，表现为井底压力仅下降0.417 MPa。

图10 闷井期间X井底压力变化Fig.10 Change of bottom hole pressure during the well-X shut-in

3.4 闷井时间对地层能量补充的影响

选取垂直主裂缝中部的网格为例，研究注液量300 m3闷井时间对不同位置基质岩块地层能量补充的影响。

建模充分考虑了储层非均质性，不同位置油井的地层压力增幅和波及范围有所差异，但波及范围总体上呈椭圆形，如图11所示。越靠近主裂缝中部位置，高能压裂液和两侧基质接触面积越大，侵入的量越多，表现为压力传播距离越远，压力最远可传播90 m左右。越靠近裂缝端部，导流能力越低，与基质接触面积也越小，压裂液侵入量越少。

图11 压力波及范围云图Fig.11 Cloud diagram of pressure sweep range

如图12所示，在闷井前7 d内，距离主裂缝30 m范围内，随着距离增加，孔隙压力总体降低，但都高于原始平均地层压力，这是基质岩块不断充液同时又向远处基质传质传压的过程。超过45 m后孔隙压力变化较小，闷井20 d时，主裂缝位置和远处基质位置孔隙压力基本持平，为16.3 MPa。

图12 不同闷井时间下垂直裂缝方向地层压力变化Fig.12 Change of formation pressure in vertical fracture direction during the shut-in well

3.5 注入量对地层能量保持水平的影响

图13表示闷井7 d时井组周围地层整体的压力分布。入井压裂液量越多，地层压力提升越高，压力波及范围越大，地层能量补充效果越好。

图13 闷井7 d后地层压力云图Fig.13 Formation pressure cloud diagram after seven days of shut-in wells

由图14、图15可知，压裂液用量增加后适当延长闷井时间，可以增加压裂液滞留量，提高蓄能效果，但入井流体波及更远的超低渗储层中，增加返排难度，可能影响原油的置换效率。压裂液注入量越多，地层能量补充效果越好，累积产液量也越来越多，但累积产水量的增加幅度要明显高于累产油量，产液量的贡献多来自产水。累产油量的增加幅度较小，说明单纯提高压裂液的用量并不能有效提高原油产量，甚至影响经济效益。