准噶尔盆地石炭系长直井段井网立体压裂参数优化研究

2022-03-30张景臣

钻采工艺 2022年1期

王健，张景臣，王波，刘昊，孔辉，李恒

1中国石油新疆油田分公司工程技术研究院 2中国石油大学(北京)

0 引言

准噶尔盆地石炭系火山岩储层具有低孔特低渗、纵向跨度大、天然裂缝发育、非均质性严重等特点，以往采用的单井水平井分段压裂方式，裂缝延伸困难，缝网波及范围有限，满足不了其增产稳产的需求[1]。通过国内外有关体积压裂文献调研，认为天然裂缝发育、岩石脆性强度大、水平主应力差小的储集层，通过大规模体积压裂技术易形成以主裂缝为主干的纵横交错的缝网系统[2]。北美的Jonah 油气田[3]采用多井簇、密切割技术，极大地提高了储集层的动用程度。国内直井采用多层连续分压技术，出现纵向多层动用率低，部分层段产能贡献率低等难点[4]。杨远等[5]在对体积压裂概念和特点研究的基础上，总结出影响体积压裂的主控因素和适应条件。李宪文等[6]提出精细化分层、优化分层工艺技术是有效提高直井多层开发效益的方向。金成志等[7]提出利用人工裂缝干扰降低应力差的复杂裂缝压裂工艺，达到增大改造体积、提高单井产能目的。周文高[8]建立了弱层理页岩储层水力裂缝扩展的三维有限模型，计算分析了地应力差、层理面性质、注液速率对水力裂缝在弱层理面扩展路径的影响规律。李进步等[9]通过在苏里格气田开展体积压裂试验，有效地提高了储层整体改造程度和单井产能。

基于上述研究，文章提出多井整体改造、密切割成缝网的改造思路，采用三维压裂生产设计一体化数模拟软件Petrel构建了石炭系火山岩油藏三维地质模型、三维地应力模型、天然裂缝模型和水力压裂模型等，并从施工排量、铺砂量、簇间距等工程因素方面分析了其对压裂储层裂缝的影响规律。结合本次数值模拟结果和现场实践证明，借鉴水平井体积压裂思想，对石炭系直井采用一次改造形成多缝，实现全井段改造，可极大限度提高致密储集层纵向改造体积，提高单井产能，为实现石炭系油藏储层的有效动用提供技术保障。

1 研究区概况

九区M井区石炭系油藏位于克拉玛依市东北45 km，探明含油面积11.71 km2，石油地质储量594.73×104t，可采储量56.5×104t。全区主要发育5条断裂，走向近北东—南西向，最大水平主应力方向以北西—南东方向为主；天然裂缝较为发育，以斜交缝、网状缝为主，裂缝倾角分布在50°～90°之间；岩石类型为安山玄武岩类、凝灰岩和砂砾岩，且三大类岩性均含油，含油级别相对较高的是砂砾岩和安山玄武岩。储层分析孔隙度在7.63%～10.52%，平均渗透率在0.42～0.73 mD，表现为低孔特低渗储层；储层分布零散、跨度大，两向应力差较小，储层上下遮挡作用较弱；地层原油黏度4.7 mPa·s，原始地层压力系数1.07；凝灰岩脆性好(脆性指数>50%)、砂砾岩脆性低，纵向遮挡弱。利用岩石物理力学参数软件ROCK LAB对M1井进行层段解释，显示目的层段平均杨氏模量约为2.87×104MPa，平均最小水平主应力约13.63 MPa，最大水平主应力约16.58 MPa，泊松比0.28。

2 工区三维模型的建立

2.1 三维地质模型和地应力模型

根据九区M井区地质特征和储层物性，基于钻井数据、单井测井解释成果及地震数据，建立三维地质工程一体化模型。本文基于Petrel三维压裂生产设计一体化软件，建立了一个2 400 m(x方向)×1 450 m(y方向)×1 200 m(z方向)的井组模型。模型工区面积3.48 km2，北面以检A井断裂为界，西面以新港辖区为界，东部和南部以到古A井断裂为界；厚度1 200 m，纵向包括C1～C5层，网格精度40 m×20 m×0.5 m，共1 106 300个网格。

利用序贯高斯模拟算法[10]、采用地震反演体做约束建立孔隙度模型，显示工区孔隙度7.95%～10.72%，平均孔隙度9.51%。通过相控建模[11]和层速度精细处理相结合的方法建立三维孔隙压力模型，显示主要目的层的孔隙压力值为5.5～10 MPa，平均7.75 MPa，其中M3井处于高值部位。在相控基础上用孔隙度协同模拟建立含油饱和度模型，并采用井震结合的方法提高其精度，显示含油饱和度0～80%，平均含油饱和度50%。根据三维体密度垂向积分原理获取上覆岩层压力并建立其模型，其值在11.6 ～21.9 MPa之间，平均为16.75 MPa。通过有效应力比值法建立出最小水平主应力模型和最大水平主应力模型，显示最小水平主应力12.78～14.48 MPa，平均值13.63 MPa，最大水平主应力15.25～17.9 MPa，平均值16.58 MPa。通过调整储层渗透率使孔隙度、含油饱和度在井、粗化网格、模型中的数值分布频率基本一致，显示工区渗透率在0.5～0.75 mD之间。

以M1井为例，对其2019年6月～2020年5月的平均日产油量进行历史拟合(见图1)，计算结果与实测结果在较小的误差范围内接近，说明模型与油层实际情况比较接近，能较为准确地反映工区实际情况，满足研究需求。

图1 M1井一年的产量历史拟合结果

2.2 天然裂缝模型

电阻率成像测井显示工区裂缝非常发育(见图2)，主要以斜交缝、网状缝为主，裂缝倾角分布在50°～90°之间，以高角度裂缝为主。总体裂缝十分发育且分布规律明显，主要集中在距石炭系顶面300 m以内，裂缝总体密度平均11条/m。

图2 检B井EMI图像识别裂缝类型

在井组模型基础上充分考虑天然裂缝在原始地层中的分布和扩展情况，给定天然裂缝产状、密度、尺寸等参数，构建天然裂缝模型。

3 模拟过程与结果分析

要实现压裂改造的成功，获得较大储层改造体积的缝网，首先需要与地质上密切结合，其次合理的工程参数设计也尤为重要。施工排量、簇间距、携砂量、压裂液用量及黏度等因素都会影响天然裂缝的开启以及裂缝的复杂程度，从而影响储层改造效果[12]。

基于上述所建立的地质力学模型，对目标区块4口老井(M1、M2、M3、M4)和6口新井(M5、M6、M7、M8、M9、M10)建立了立体井网模型，利用Kinetix压裂模拟功能，在充分考虑储层非均质、应力各向异性基础上采用全耦合数值法求解，不但能够模拟裂缝扩展机制，而且还能考虑水力裂缝和天然裂缝的相互作用，真正实现模拟复杂缝网形态的目的。考虑到本次是以整个区块作为参考目标，在井网情况下对目标直井进行立体压裂，由于控制成本的需要，井区施工压裂液黏度较小，因此将施工排量、簇间距和每段携砂量等作为主控工程因素，分析其对压裂储层裂缝的影响规律，并根据不同施工条件下的裂缝扩展效果优选出了合适的施工参数。

3.1 施工排量优化

老井初次压裂采用小排量、小液量的方式压裂，随着生产时间推移，生产效果逐渐下降，即初期产量高，但稳产较差，因此拟对新井采用大排量压裂。

由于老井管线和设备的限制，拟对老井的施工排量设置为3.0 m3/min、3.8 m3/min、4.5 m3/min，对新井的施工排量设置为10 m3/min、12 m3/min、14 m3/min等6种情况开展裂缝扩展模拟研究。结果表明，随着排量的增大，缝长增大，但当排量增大到一定值后反而会导致缝长小幅度降低。综合考虑裂缝扩展效果和压裂施工设备条件，较为适宜的压裂施工排量为M1、M3井3 m3/min，M2、M4井3.8m3/min，6口新井12 m3/min。

3.2 簇间距优化

在多裂缝压裂设计中，如何合理设置水力裂缝间距、最大限度形成缝网是储层改造过程中的关键问题，因此，簇间距的确定成为长直井“大段多簇”压裂设计的核心。在同等条件下，簇间距越小，中间簇越难形成有效压裂裂缝，但簇间距过大又不利于形成复杂裂缝网络。综合地质和施工条件确定老井的单段改造长度为25 m，单段簇间距设置5 m、10 m、15 m；新井的单段改造长度为60 m，单段簇间距设置10 m、15 m、20 m等6种情况开展裂缝扩展模拟研究。结果表明，在M1、M3井簇间距5 m，M2、M4井簇间距10 m，M7、M8、M10井簇间距15 m，M5、M6、M9井簇间距20 m时，裂缝扩展最好。

3.3 砂量优化

在选优出施工排量和簇间距的基础上，对单段铺砂量进行优化设计。数值模拟结果表明，在4口老井每段砂量50 m3，M6井每段砂量70 m3，M5、M7、M8、M9、M10井每段砂量80 m3左右时，裂缝扩展最好。

由上述水力压裂数值模拟结果可以看出：

(1)施工排量对压裂裂缝的形态有较大影响。当排量较小时，缝内净压力不足以开启天然裂缝，仅有少量人工次生裂缝衍生，带宽很窄，复杂缝网难以实现；随着排量的增大，人工裂缝长度增加，沟通天然裂缝变多，缝网变复杂，但此时继续增大排量，裂缝扩展的效果反而不明显。此外，由于支撑剂的沉降和重力作用，携砂液将支撑剂携带至储层的中下部，而地层中的高渗透带具有铺砂不均的情况，所以选定合理的排量既可以避免非储层段无效裂缝高度，还可以有效提高对储层段动用程度，加大裂缝长度，从而提高油井产能。

(2)多簇裂缝同步扩展时，应力干扰对于裂缝延伸以及几何形态作用明显。当簇间距过小时，簇间应力干扰作用明显，裂缝间抑制作用大，不利于裂缝的横向扩展；随着簇间距的增加，裂缝总长出现先增加后减小的趋势。因此，选择合理的簇间距有利于缝间相互干扰，形成复杂缝网。

(3)随着每段携砂用量的提高，裂缝扩展长度显著增大，但当砂量持续增加到一定值后，缝网复杂程度、储层改造效果及主裂缝长度整体变化微小，说明对石炭系火山岩低孔特低渗储层采用大液量、中砂比的压裂改造思路进行压裂改造，可以及时补充地层能量，确保压裂施工效果和油井取得较好的产量。

3.4 压后产量模拟

根据模拟和分析结果分别对6口新井进行压后产量模拟(图3)，比较每口井的增产和稳产情况，结果显示研究区压裂后181 d产油总量为6 724.5 t，平均每口井半年产油1 120.75 t。

图3 新井压后产量模拟

综合来看，以支撑裂缝的扩展效果为依据，结合压后产量模拟，选择一套合适的现场压裂工艺，能达到较好的改造效果，见表1。

表1 压裂直井优选施工参数

4 现场应用情况

九区石炭系油藏前期老井采用油管压裂、排量小、液量低、砂比高的常规压裂方式进行压裂，其生产效果随生产时间的推移愈发下降，在2016年后产量下降趋势尤为明显。2021年对九区石炭系10口直井进行现场立体压裂改造并实时跟踪其产量，由表2可以看出，老井二次压裂后初期产油量1.52～4.5 t/d，平均日产油量3.32 t，与二次压裂前的平均日产油量2.09 t相比提高了58.85%；表3显示新井压裂后初期产油量2.26～8.02 t/d，平均日产油量6.03 t，与以往采用旧工艺的老井相比产量提高了122%，投产结果与模拟结果误差小于15%。结果表明：对石炭系直井采用新工艺压裂，支撑裂缝复杂程度较高，缝长较长，支撑剂运移较远，压裂改造效果明显。