致密砂岩裂缝性气藏缝网压裂裂缝复杂程度评价方法

2022-05-09刘守昱何永志李志刚王家豪杨金元马中慧

特种油气藏 2022年2期

肖阳，刘守昱，何永志，李志刚，王家豪，杨金元，马中慧

(1.成都理工大学，四川成都 610059；2.成都理工阳光能源科技有限公司，四川成都 610059；3.中国石油华北油田分公司，河北辛集 052360)

0 引言

缝网压裂技术是致密油气藏实现有效开发的重要手段，该技术基于天然裂缝发育特征和应力分布特点，利用新张开裂缝和次生裂缝增大单井泄流体积，提高单井产量[1-7]。与传统压裂技术原理不同，缝网压裂更强调压裂后形成复杂的裂缝体系。因此，对压裂裂缝复杂程度的研究逐渐成为热点。Taleghani等[8]认为天然裂缝和压裂裂缝之间的相互作用是影响复杂裂缝形态的关键因素。Jin等[9]从理论分析角度出发，构建了裂缝模型，说明了双向载荷条件下近井裂缝转向扭曲的原因以及转向扭曲程度。Cipolla等[10]使用半解析和网格裂缝模型，结合微地震资料，描述裂缝复杂性，评价压裂效果，并研究了裂缝复杂程度随压裂施工设计参数的变化。总体而言，对裂缝复杂程度的评价多以理论研究和物模实验为基础，难以快速应用于现场，为现场施工提供技术指导。同时，微地震检测技术成本较高，一般用于重点井和理论验证，很难大规模应用。为此，以塔里木克深白垩系致密砂岩裂缝性储层为研究对象，利用注入压降试井理论对停泵后的压降数据进行解释，对压裂后储层渗流模式进行评价，并综合G函数裂缝特征评价方法完成裂缝复杂程度评价，形成一种快速评价缝网压裂裂缝复杂程度的方法。

1 地质概况

克深区块位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深区带，南部紧靠拜城凹陷，北部为塔北单斜带，东西部分别与克拉2气田、大北气田相邻。克深区块钻揭地层从上至下为第四系、新近系、古近系和白垩系。第四系发育西域组；新近系发育库车组、康村组、吉迪克组；古近系发育苏维依组、库姆格列木群；研究区白垩系普遍遭受剥蚀，下白垩系发育巴什基奇克组、巴西改组、舒善河组。主力含气层系为白垩系巴什基奇克组，产层厚度为50～320 m，地层温度为167 ℃，地层压力为112.90 MPa，压力系数为1.73，为异常高压裂缝性砂岩气藏。克深区块致密砂岩主要由页岩、中细砂岩及泥质粉砂岩等组成，孔隙度主要为1.0%～7.0%，平均值为4.1%；渗透率主要为0.010～0.500 mD，平均值为0.055 mD，属于低孔特低渗储层。在开发过程中，储层岩石孔隙中的油气难以流入裂缝，需采用储层改造技术提高单井产能。目的储层具有高含油、岩性复杂、裂缝发育等特点，储层基质物性差、岩层脆性系数高，受到外力作用时容易形成剪切裂缝，具有形成复杂缝网的物质条件。

2 裂缝复杂程度评价方法

停泵瞬间的井口压力又称瞬时停泵压力，此时井筒摩阻已经消除，相比井底压力，两者相差静液柱压力，压降曲线的测定即从瞬时停泵压力开始测定。储层渗流方式和能力的差异可以通过观察瞬时停泵压力数值、压降速率和压力-时间的双对数曲线形态来判断，从而分析人工裂缝沟通储层情况以及裂评价裂缝复杂程度[11-12]。

压裂过程是一个典型的注入压降过程，克深区块压裂井停泵后的压降段主要在10～20 min之内，基本能反映地层改造信息，基于该阶段压降数据建立了“施工数据提取—压降段数据提取—渗流模式识别—裂缝形态分析”的分析评价流程。

针对克深区块致密砂岩裂缝性气藏，根据压裂停泵压降曲线分析流程，从压裂井压裂施工数据中提取停泵压降曲线，根据储层深度计算静液柱压力，将停泵压力折算为井底压力，利用视均质型、线性裂缝型、复杂裂缝型致密砂岩裂缝性储层渗流数学模型，观察压降速率和压力-时间的双对数曲线形态识别渗流模式，判断储层类型(视均质型、线性裂缝型或复杂裂缝型致密砂岩裂缝性储层，以下对应简称为视均质型致密砂岩储层、线性裂缝型致密砂岩储层、复杂裂缝型致密砂岩储层)，通过观察G函数导数曲线形态识别储层主缝、微裂缝特征，从而综合评价致密砂岩裂缝性气藏缝网压裂裂缝复杂程度。

2.1 渗流数学模型

2.1.1 视均质型致密砂岩气藏渗流数学模型

视均质型致密砂岩气藏基本假设条件如下：①储层由基岩和天然裂缝2个系统组成，各系统的孔渗差异较大，基岩内的流体需通过裂缝才能流入井筒；②储层未压裂前，储层中任意一处的压力等于原始地层压力；③基岩-裂缝系统之间的流动为拟稳态窜流；④压裂液为单相和微可压缩流体，且以恒定的排量注入。

利用渗流力学基本原理，建立视均质型致密砂岩气藏渗流微分方程的无因次表达式：

(1)

视均质型致密砂岩气藏部分射孔井渗流微分方程的无因次表达式：

(2)

Γsn=sin[nπ(hTD+hPD)]-sin(nπhTD)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

2.1.2 线性裂缝型致密砂岩气藏渗流数学模型

线性裂缝型致密砂岩气藏的基本假设条件如下：①在水平无限大地层中储层是各向同性和均质的；②流体为微可压缩性流体；③若某井钻遇天然的垂直裂缝，认为裂缝以井筒为轴两边对称；④基岩系统和裂缝系统具有不同的压力系统，流体流动均遵循达西定律，且裂缝尾端没有流体流过；⑤不考虑重力对流体流动的影响，裂缝是流体进入井筒的唯一通道。利用渗流力学基本原理，建立线性裂缝型致密砂岩气藏渗流模型：

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

式中：CfD为无因次裂缝传导率；SwfD为无因次井筒储存系数；ηfD为无因次水力扩散率；SfD为无因次裂缝储存系数；Kf为裂缝渗透率，mD；xf为裂缝半长，m；bf为裂缝宽度，m；Cw为井筒储存系数，m3/MPa；φ为储层孔隙度；Ct为总压缩系数，MPa-1；φf为裂缝孔隙度；Cft为裂缝总压缩系数，MPa-1。

2.1.3 复杂裂缝型致密砂岩气藏渗流数学模型

受储层非均质性影响，在压裂过程中极易出现不对称人工裂缝，即裂缝在某方向延伸快，在另外一方向延伸慢且出现多条裂缝的情形，如图1所示(L1、L2为裂缝长度，m)。

图1 复杂裂缝型致密砂岩气藏渗流物理模型Fig.1 The physical model of seepage in complex fractured tight sandstone gas reservoirs

复杂裂缝型致密砂岩气藏基本假设条件如下：①在顶底封闭、水平外边界无限大地层中储层是各向同性和均质的；②岩石和油藏流体是微可压缩，黏度和压缩系数均为常数；③流体是等温流动，并且满足达西定律；④流体经过裂缝流向井筒，基岩只向裂缝供液，不流向井筒，各种介质是拟稳态窜流。利用渗流力学基本原理，通过对格林函数点源基本解积分计算，建立复杂裂缝型致密砂岩气藏渗流数学模型。

顶底封闭边界瞬时点源基本解为：

(13)

根据正、余弦函数性质，2个封闭边界瞬时源函数基本解可以合并为：

(14)

对点源基本解沿裂缝延伸方向积分，则含有非对称缝的井底压力响应函数拉普拉斯解为：

(15)

式中：δ为无因次裂缝长度。

利用不对称裂缝模型，研究压裂井不同方向裂缝发育程度对井底压力的影响(图2)。由图2可知：裂缝不对称程度主要影响后期径向流动阶段的水平值，受不对称裂缝的影响，油藏进入径向流动阶段后，无因次压力导数与时间的关系曲线为一条水平直线段，但曲线斜率不等于0.5(线性裂缝的径向流阶段，无因次压力导数与时间关系曲线斜率为0.5)；裂缝不对称程度越高，无因次压力导数曲线的位置越低，无因次压力曲线位置也相应越低。

图2 裂缝不对称程度对井底压力的影响Fig.2 The influence of fracture asymmetry on downhole pressure

由于大规模体积压裂，地层可能存在多条人工主裂缝。图3是裂缝数量对井底压力动态响应的影响关系图。由图3可知：裂缝条数的变化主要影响线性流动阶段；在裂缝总长度一定的情况下，裂缝越多，则单条裂缝的长度就越短，压力导数曲线越难出现线性流动阶段，压力和压力导数曲线的位置就越高，流体渗流相对就越困难；若单条缝长度一定情况下，条数越多，裂缝总长就越长，渗流就越容易。

图3 裂缝条数对井底压力的影响Fig.3 The influence of fracture number on downhole pressure

2.2 G函数

Meyer考虑滤失面积和滤失系数随时间的变化，建立了G函数方程[13]：

(16)

Ce2=C(t)(t/tp)βcβc2

(17)

式中：αa为滤失参数；αc2为关井期间的滤失参数；Ce2为关井期间有效滤失系数；C(t)为与时间有关的总滤失系数；tp为总泵注时间，s；t为时间，s；βc为泵注期间滤失比例参数；βc2为关并期间滤失比例参数；θ为无因次时间；τ为滤失面积参数；ξ为无因次时间积分变量。

对于每一个时间，都有一个与之对应的地面压力，在求出相应的G函数后，可采用一阶差分数值计算方法求出对应的dp/dG，在数学意义上将G函数和一阶差分计算结果dp/dG相乘，构造叠加导函数Gdp/dG，得出G函数导数分析曲线。

水力压裂形成的主缝特征表现为高停泵压力、高摩阻、高滤失。若有多条人工裂缝同时延伸，则裂缝延伸压力会在岩石破裂后继续升高[10]，在G函数曲线上表现为直线段的明显下凹。

从G函数曲线的响应可判断施工改造中人工裂缝是否沟通了天然裂缝，以及判断改造区域微裂缝发育程度。由于基质的滤失系数整体上差别不大，微裂缝不发育地层的G函数响应曲线呈现为直线。但由于基质渗透率的差异，曲线的斜率会有所不同，一般大斜率曲线对应较高的基质渗透率[14-15]。当地层微裂缝发育时，曲线会出现明显的上凸，可作为沟通微裂缝的识别特征，同时可根据曲线对应的纵坐标的大小判断微裂缝发育程度。

3 裂缝复杂程度评价

3.1 渗流模式识别

收集了克深区块9井次压裂井的压裂数据，从压裂施工压力数据中提取停泵压降曲线，根据致密砂岩裂缝性气藏压裂停泵压降曲线解释理论进行停泵压降曲线分析，通过观察压降速率和无因次压力-无因次时间的双对数曲线形态识别渗流模式(图4)。

图4 典型井无因次压力-无因次时间的双对数曲线Fig.4 The double logarithmic curve of dimensionless pressure-dimensionless time for typical wells

由图4可知：对于视均质型致密砂岩气藏，在过渡流阶段，无因次压力与无因次压力导数曲线开始分开，无因次压力导数曲线出现一个隆起；在射孔段的球形流阶段，无因次压力导数曲线为一条斜率为-1.0的下倾直线段；总径向流动阶段，无因次压力导数曲线为一条水平直线段(图4a)。对于线性裂缝型致密砂岩气藏，在过渡流阶段，无因次压力与无因次压力导数曲线开始分开；人工裂缝线性流阶段，无因次压力和无因次压力导数曲线呈现为近似平行的直线段；总径向流阶段，无因次压力导数曲线为斜率为0.5的直线段(图4b)。对于复杂裂缝型致密砂岩气藏，在射孔段的球形流阶段，无因次压力导数曲线为一条斜率为-1.0的下倾直线段；在拟稳态窜流阶段，无因次压力导数曲线出现一个凹陷；在总径向流阶段，无因次压力导数曲线为斜率为0.5的直线段(图4c)。

对克深区块9口压裂井进行渗流模式识别，从处理结果来看，共表现为视均质型、线性裂缝型、复杂裂缝型3类(表1)。

表1 克深区块不同渗流形态井改造情况统计Table 1 The statistics of well stimulation with different seepage patterns in Keshen Block

根据单井解释结果，对比地质构造和井位可知：视均质渗流模式井主要分布于克深区块东北部的低应力分布区，储层改造方式主要为常规压裂；线性裂缝渗流模式井和复杂裂缝渗流模式井主要分布于克深区块西南部的高地应力分布区，储层改造方式主要为体积压裂或暂堵转向压裂。

3.2 G函数识别改造裂缝特征

从G函数叠加导函数曲线的响应可以判断人工裂缝是否沟通了天然裂缝，判断改造区域主缝特征以及微裂缝发育程度。当有多条人工裂缝同时延伸，G函数叠加导函数曲线表现为直线段的明显下凹；当地层微裂缝发育时，G函数叠加导函数曲线会出现明显的上凸，同时可根据曲线对应的纵坐标的大小判断微裂缝发育程度。

以K3井某一段压裂为例，图5为其G函数分布特征曲线。其中，ISIP为瞬时停泵压力，ΔG=ISIP-Gdp/dG，为两者的差值。由图5a可知：Gdp/dG曲线整体呈现上升趋势，最高值已达到8左右；Gdp/dG曲线有一处明显的上凸，说明地层微裂缝较发育。由图5b可知：Gdp/dG曲线呈现上升趋势，最大值接近6，且整体基本位于2以上；Gdp/dG曲线有一处明显的下凹，说明有主裂缝发生转向，形成新的分支主缝。

图5 K3井压降G函数特征曲线Fig.5 The characteristic curve of pressure drop G function in Well K3

根据G函数特征曲线对9口压裂井的裂缝分布特征进行分析，结果见表2(主裂缝特征是指G函数曲线出现凹陷的数量，微裂缝特征是指G函数曲线出现凸起的数量)。

表2 克深区块压裂井G函数特征统计Table 2 The statistics of G function characteristics of fractured wells in Keshen Block

4 压裂裂缝复杂程度验证

以K3井为例。K3井天然裂缝线密度为0.2 条/m，逼近角为5 °，脆性指数在50左右，最大、最小水平应力差为20.75 MPa，通过水力压裂易形成多分支裂缝。采用体积压裂方式，压裂液排量为6.9 m3/min，压裂液用量为1 677.5 m3。通过上述方法分析裂缝分布特征：压裂后储层类型为线性裂缝型，G函数曲线识别主缝特征曲线有3处凹陷，无因次压力导数峰值为6.5，综合分析认为缝网复杂程度较高。微地震监测结果(图6)表明：K3井水力裂缝的波及宽度不大，裂缝之间沟通程度高，形成了以主缝连通多分支裂缝的狭长带状裂缝体系，分析认为缝网复杂程度较高。微地震监测结果与上述解释结果相匹配，说明上述裂缝复杂度分析方法是可行的。