考虑天然裂缝条件下水平井压裂簇间距优化<br/>——以吉木萨尔页岩油为例

考虑天然裂缝条件下水平井压裂簇间距优化
——以吉木萨尔页岩油为例

2022-03-22何小东张景臣王俊超郭晓东

深圳大学学报（理工版） 2022年2期

何小东，张景臣，王俊超，李恒，陈希，郭晓东

1）中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆克拉玛依 834000；2）中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249

近年来，非常规油气藏已成为全球一种非常重要的石油资源，是接替常规油气能源，支撑油气革命的重要力量［1］．页岩油更是成为非常规油气发展的“热点”［2-5］．在中国的四川盆地、准噶尔盆地、三塘盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、苏北盆地、江汉盆地和南襄盆地等都发现了大面积页岩油藏．其中，位于准噶尔盆地东部的吉木萨尔凹陷，已建成中国首个页岩油示范区，目前已产原油超80万t．随着开发的不断进行，吉木萨尔页岩油示范区逐渐确立了“水平井+体积压裂”的开发模式［6］．吉木萨尔凹陷M井区于2020年开展了大段多簇压裂，地质上表明，地层埋深较深，闭合应力很高，岩性以云质粉砂岩和长石砂岩为主，储层原油黏度高、流度低，地层压力系数偏高，隔夹层发育薄［7］；工程上认为，压裂改造体积是高产的工程保障，通过密切割布缝设计，缩小裂缝间距可有效提高改造体积．但密切割工艺对水平井的簇间距要求非常严格，簇间距过窄会导致簇间干扰现象严重，使得中间裂缝受到跟段和趾段裂缝的影响，不能均匀起裂．簇间距过宽又无法形成密切割缝网［8］．以往的研究主要聚集在页岩气储层、致密气储层、致密砂岩储层和低渗煤层储层，较少考虑页岩油储层［9-10］．近几年来，大量文献通过采用地质工程一体化的研究方法，建立地质模型+工程模型对井间距、簇间距和工厂化开发模式等进行优化［11-19］，但较少考虑天然裂缝的影响．能否使“缝控储量”进一步实现，充分沟通天然裂缝和人工裂缝，同时最大化节约成本，争取储层一次彻底充分改造，避免后续重复改造，是目前现场关注的核心问题．

基于上述问题，本研究建立了一套新的优化方法，采用FracMan三维压裂设计软件，建立页岩油实际储层的天然裂缝模型、地质力学参数模型和水力压裂人工裂缝模型，基于所建簇间距优化模型，模拟了密切割工艺下不同簇间距和不同基质渗透率对改造效果、区域动用程度的影响，最终确定出适合目标区块的最优簇间距．

1 研究区概况

1.1 储层地质特征

吉木萨尔凹陷的面积大约是1 278 km2，油层平均厚度为200 m，平均埋深为3 570 m．其中，M井区位于吉木萨尔凹陷东部，埋深为3 600～3 900 m，构造相对简单，整体上为东南高、西北低的西倾单斜，自上而下划分为4个油层:和其中，中上部两套物性和含油性均较好的油层集中发育段，对应上、下两套甜点上甜点体纵向划分为和共4个小层；下甜点体纵向划分为共7个小层，油层集中发育在上部3个小层，其连井剖面如图1．根据岩性解释数据，M井区下甜点岩性以云质粉砂岩（质量分数为38%）、长石砂岩（质量分数为48%）为主，云质泥岩（质量分数为7%）、白云岩（质量分数为5%）和页岩（质量分数为2%）含量较低；脆性指数平均为46%；根据X射线衍射全岩定量资料分析，储层黏土矿物总体质量分数平均为1.96%．此外，M井区属于异常高压、正常温度系统的未饱和油藏，压力系数为1.50～1.68，原油平均黏度为196.2 mPa·s，下甜点的隔夹层相对较薄，纵向应力遮挡弱于上甜点．

图1 过M1-M3-M 5连井剖面图Fig.1 Cross section of M1-M3-M 5

1.2 储层物性特征

2 簇间距优化模型的建立

2.1 天然裂缝模型

结合研究区块3口水平井，井距为200 m，水平段长1 500 m，基于FracMan三维压裂设计软件，采用离散裂缝网格方法（discrete fracture network，DFN），建立一个2 000 m（x方向）×1 000 m（y方向）×300 m（z方向）的井组模型．利用地震资料得到工区的构造情况；利用单井岩心观察和区域内成像测井解释得到裂缝的发育情况；结合区域构造特征（曲率和断层）、岩石物性、地震属性和古应力造缝机理等数据，综合分析得到裂缝基本参数（表1）．研究区块共发育两组裂缝（高角度缝和层理缝），采用裂缝玫瑰产状进行分析，高角度缝走向为NE15°，倾角79°；层理缝与地层走向一致，倾角约10°～15°．

表1 M井区上下甜点体裂缝密度Table1 Fracture density of upper and lower sweet spot bodies in M well area 条/m

结合区域断层、蚂蚁体和露头等数据，采用基于分形理论幂函数方法对裂缝尺寸进行分析，量化研究区内大、中、小各级天然裂缝分布规律［21］．研究区域内裂缝尺寸分形维数如下:高角度缝为0.078条/m，层理缝为3.38条/m．

在裂缝密度、裂缝产状和裂缝尺寸等参数下，结合井组模型，构建天然裂缝模型（图2）．该模型为离散裂缝网络模型，比传统的双孔模型具有更多优势，能更真实地描述地质和裂缝情况，进行油气藏连通性的直接模拟，以及地质、地球物理和生产等一体化分析．

图2 构造缝模型、层理缝模型以及构造缝耦合层理缝模型Fig.2 Structural fracturemodel,bedding fracturemodel,structural fracturecoupled bedding fracturemodel

2.2 力学模型

综合考虑岩性、构造特征、天然裂缝、断层及溶洞等地质特征，利用岩石物性耦合的方法，分析天然裂缝对岩石物性的影响，预测含裂缝岩体物性参数，构建3口井组尺度的压前工程地质力学模型．

在力学模型的基础上，根据目标区块的单井力学解释成果（表2），确定模型的应力边界条件，水平最大主应力约为65 Mpa，水平最小主应力约为53 Mpa，垂向应力梯度约为0.023 MPa/m．结合区域边界条件、区域岩石（含裂缝岩体）物性场和构造特征等因素模拟研究区应力场，利用有限元方法计算研究区内应力场分布，建立地应力场模型（图3）．

图3 地应力场模型（水平最大主应力）Fig.3 Model of in-situ stressfield

表2 J2井力学参数解释成果Table2 Interpretation resultsof mechanical parameters of J2 well

2.3 水力压裂工程模型

基于天然裂缝模型、地应力场及力学参数场，结合给定泵注程序，设施工液量为200 m3/簇，施工排量为10 m3/min，加砂强度为2 m3/m，开展目标区块考虑应力时变的全（真）三维压裂模拟，建立水力压裂工程模型．该模型考虑了天然裂缝、岩石物性（弹性模量和泊松比）、闭合压力、地应力场和构造特征等因素，可以实现应力场迭代模拟，精准模拟水力裂缝扩展．

压裂模拟中，发现水力主缝沿水平最大主应力方向延伸，与周围天然裂缝相接触，将其开启或穿过．模拟结果可以看出，通过密切割，压后缝间干扰程度更大形成缝网更为复杂，储量动用程度更高（图4）．

图4 不同簇间距形成的压后缝网Fig.4 Thepressureback seam network formed by different cluster spacing

压裂模拟后，发现水力主缝及其所激活构造缝和层理缝发生膨胀，对周围岩体造成挤压和形变，改变井周围应力分布，形成应力集中区域．受水力压裂影响，压裂缝网周围呈现应力扰动现象，部分区域应力方向偏转剧烈，压后应力场如图5．

图5 压后缝网之间的应力阴影Fig.5 Stressshadow between thenetsafter fracturing

3 模拟结果讨论与分析

基于所建优化模型，对目标区块3口井开展簇间距优化．对基质渗透率为0.01×10-3、0.02×10-3、0.04×10-3、0.08×10-3、0.16×10-3和1.00×10-3μm2的6种情况，在簇间距分别为10、20和30 m时，开展了1、2和3 a的生产动态模拟，共得到54种结果．图6至图8分别为不同簇间距下的油藏压力波及图．

图6 簇间距为10 m的压裂缝网随时间推移的生产动态Fig.6 Production performanceof compressivefracturenetwork with cluster spacing of 10 m over time

图8 簇间距为30 m的压裂缝网随时间推移的生产动态Fig.8 Production performance of compressive fracture network with cluster spacing of 30 m over time

在模拟过程中，通过对缝网周围的压力变化情况和波及范围来表征储量的动用程度．对6种不同渗透率下的压裂缝网周围压降情况进行模拟发现，目标区块的基质渗透率越低，基质对裂缝供给能力越弱，缝网周围油藏压降幅度越大，单簇缝网的波及范围随基质渗透率降低而减小．结合井底压降曲线（图9）也可以看出，当基质渗透率为1×10-3μm2时，生产压降曲线最为平缓；当基质渗透率为0.01×10-3μm2时，压降曲线最陡，所以目标区块随基质渗透率降低井底油藏压力降幅将逐渐增大．