低渗孔隙型碳酸盐岩油藏储层改造适应性及优化设计

杨菁，刘辉，宁超众

中国石油勘探开发研究院，北京 100083

0 引言

低渗、致密油藏的开发逐渐成为全球能源领域的热点问题，目前主要的增产手段是进行储层改造，改善储层渗流能力。但针对不同类型的低渗油藏，合理的改造方案却差异很大。中东某油田S油藏是低渗孔隙型碳酸盐岩油藏，储层物性差、渗流能力低。为获得工业油流，曾先后开展了水力压裂、酸化压裂等储层改造措施，但不同改造方式下单井产能差异大，部分井改造后甚至不出油，合理的改造方式尚未达成共识[1-3]。虽然国内先后在鄂尔多斯盆地、四川盆地、准噶尔盆地等致密油藏的开发中取得重大进展，但主要是针对致密砂岩油藏，且在不同的区块，运用同样的理论与技术，取得的效果仍存在差异[4-6]。对于碳酸盐岩，由于其沉积环境多样、岩性以及微观孔喉结构复杂多样，非均质性强，且开发的成功案例和经验相对较少，使得该类油藏的开发难度较大[7，8]。为了获得最大的经济效益和控制风险，需要进行储层改造适应性分析，确定合理的储层改造方式，同时进行改造优化设计，获得最优的改造效果。

1 研究区概况

中东某油田分为9 套开发层系，其中以S层系为代表的低渗—超低渗孔隙型碳酸盐岩油藏，其储量占比达到了全油田25%，是油田前期上产与稳产、中后期产量接替的重要保证。S油藏储层孔隙结构复杂，类型多样，主要包含生屑孔、溶蚀孔、微孔、铸模孔和晶间孔等五类。主力层B1 和B2 孔喉半径多在0.1 μm左右，属微孔级别，平均孔隙度16.55%，渗透率低于0.1 mD。当前投产油井8 口，无注入井，油井单井产能2.22 t/d，自然产能低。2016 年12 月以来，S油藏先后对2 口直井进行了储层改造，但改造效果差异大，其中一口直井改造后初期日产45 t，但无稳产期，目前已经关井，另一口直井改造后日产分别为73 t，但目前已经进入递减阶段，月自然递减率在10%左右。增产措施效果不理想，稳产效果差，如图1，A井经过水力压裂改造后产量几乎没有增长且衰减速度快，需要开展针对性的改造方式适应性及其优化设计研究。

图1 S油藏A井压裂前后生产动态图Fig. 1 Oil Production rate of Well A in reservoir S before and after fracturing

2 储层改造方式筛选

目前针对低渗碳酸盐岩油藏，主流的储层改造方式有酸化压裂和水力加砂压裂[9-11]。储层含有丰富的天然裂缝时，酸化压裂具有一定优势，但在衰竭式开发的储层中，作用在岩石骨架上的有效应力增加，经过酸液溶蚀的孔隙会有崩塌风险，导致压裂裂缝导流能力及油井产量大幅降低[12-14]。S油藏储层天然裂缝不发育，是孔隙型碳酸盐岩，导流能力差，使得酸液在近井地区消耗过大，同时进一步软化地层，影响改造效果。在现场实践中，塔中B井所在储层为超低渗孔隙型碳酸盐岩储层，其分别实施了酸化、地面交联酸酸压、加砂压裂，结果(如图2)显示加砂压裂方式效果最好[15]。

图2 B井不同改造方式下生产效果Fig. 2 Production results of Well B under different reconstruction methods

为了论证水力压裂的可行性，分别进行了关键岩石力学参数测试、压裂液性能评价以及支撑剂合理粒径的优选实验。岩石力学测试岩心来自实际储层岩心，通过三轴岩石力学实验，确定S油藏储层各小层的岩石力学参数平均值如表1 所示，由表可知，随着埋藏深度的增加，岩石脆性逐渐减弱，但总体上属于脆性岩心。脆性岩心在水力压裂过程中，造缝能力强，容易形成复杂的裂缝网络。

表1 不同小层岩石力学参数平均值Table 1 Mean value of mechanical parameters of different layers

通过实际压裂实验确定不同压裂液的造缝能力。实验岩心来自与实际岩心岩石力学性质相近的野外碳酸盐岩露头，保障实验结果的可借鉴性。通过将岩心加工成295 mm×295 mm×295 mm的岩心块，分别对胍胶和滑溜水造缝能力进行评价。胍胶压裂液和滑溜水压裂液配方见表2，控制1 号、2 号、3 号岩心压裂时排量、垂向应力、水平最大及最小主应力保持相同，实验参数及结果分别见表3 和图3。

图3 不同压裂液实验结果Fig. 3 Experimental results of diff erent fracturing f luids

表2 不同压裂液配方Table 2 Different fracturing fluid formulations

表3 不同压裂实验参数表Table 3 Diff erent fracturing experimental parameters

由图3 可知，胍胶压裂形成的是张开型裂缝，裂缝形态较单一，但岩石破裂较完全；而滑溜水压裂裂缝形态不均一，虽有利于形成复杂压裂缝网，但裂缝张开程度不够；利用胍胶+滑溜水的混合压裂液，可使岩心在破裂完全的同时，又形成复杂压裂缝网，实际压裂过程中，应使用胍胶和滑溜水混合压裂液进行压裂。

随后，进一步对压裂裂缝的导流能力进行评价。利用现场取回的全直径岩心，以切割的方式将其加工成标准的API岩板，选用现场常用的20～40 目、30～50目和70～140 目石英砂开展导流能力测试。考虑实际储层条件，实验设计铺砂浓度均为5 kg/m2，闭合压力范围为5～40 MPa，共计8 个闭合压力点。实验后的岩心照片如图4 所示，实验结果如图5 所示。

图4 实验后岩心示意图Fig. 4 Experimental cores of conductivity test

图5 不同支撑剂粒径及闭合压力下裂缝的导流能力Fig. 5 Results of fracture conductivity under diff erent proppant sizes and closed pressures

由图5 可知，对于上述3 种不同粒径的支撑剂而言，在同一闭合压力下，20～40 目石英砂支撑剂的导流性能最优，30～50 目石英砂次之，而70～140 目石英砂表现较差。也即支撑剂充填层的导流能力与支撑剂粒径呈正相关。从纵向上看，在低闭合压力条件下，20～40 目及30～50 目石英砂整体导流能力值较高，如闭合压力为5 MPa时，两种支撑剂对应的导流能力均在40 D·cm以上，而70～140 目石英砂对应的导流能力仅在20 D·cm左右；在较高的闭合应力(30 MPa)条件下，70～140 目石英砂的导流能力不足3 D·cm，而20～40 目及30～50 目石英砂仍能保持一定的导流能力。同时，30～50 目的支撑剂导流能力虽然不及20～40 目支撑剂，但总体相差较小，且未出现导流能力过早损失的情况，故上述两种支撑剂均满足施工要求。综合以上分析，一方面为了尽可能获得较高的裂缝导流能力，另一方面兼顾施工成本及防砂要求，可考虑使用20～40 目和30～50 目支撑剂组合，即在裂缝远端使用30～50 目支撑剂作为起主要支撑作用的主力支撑剂，近井筒附近使用20～40 目支撑剂来支撑缝口并兼顾防砂要求。

通过室内实验，明确了目标油藏水力压裂的可行性，但低渗油藏储层改造效果影响因素众多，还需要通过数值模拟对具体压裂参数进行优化，才能有效指导现场施工，降低储层改造风险。

3 改造方式优化设计

3.1 典型模型建立

基于储层实际物性参数、岩石力学参数，建立典型地质力学模型和数值模拟模型。模型尺寸设置为1600 m×1600 m×300 m，网格数为80×80×20，单个网格步长为20 m，埋藏深度取实际油藏中部深度2772 m。模型的物性基本参数如孔隙度、渗透率、压力系数等均来自油藏实际平均数据。关键岩石力学参数如杨氏模量、泊松比、脆性指数来自实际岩心实验测试结果，最大最小水平主应力等来自储层测井解释结果。模型参数见表4 所示。

表4 典型模型基本参数Table 4 Basic parameters of typical model

利用典型模型，基于实际的压裂液、泵注程序等，对水平井运行压裂8 段、每段3 簇射孔的方案，水平段长设置1000 m。压裂液、支撑剂类型及用量等参数如表5 所示，典型模型如图6 所示。

图6 目标区块典型模型示意图Fig. 6 Typical model diagram of target reservoir

表5 压裂施工各项参数Table 5 Basic parameters of fracturing operation

3.2 压裂参数优化

基于建立的典型模型，以累产油和净现值为优化目标，分别进行压裂段数、射孔簇数、压裂液和支撑剂用量等关键压裂参数优化，各参数取值如表6 所示。

表6 不同优化参数取值范围Table 6 Different ranges of optimization parameters

优化目标综合考虑压裂井累计产油量和净现值，其中净现值计算公式如(1)式所示，其中，CI表示项目生命周期内现金净流入；CO表示在项目计算周期内现金净流出额；t表示评价对象的预计生命周期；i表示折现率。

(1)压裂段数

压裂段数越多，对储层的改造程度越高，但同时也会增大投资成本，理论上存在合理的压裂段数方案。分别运行4 段至12 段的压裂方案，累产油及净现值的结果如图7 和图8。

图7 不同压裂段数下累产油曲线Fig. 7 Results of oil production under different fracturing stages

图8 不同压裂段数下净现值Fig. 8 NPV results for different fracture stages

从图8 可以看出，随着压裂段数的增加，累计产油越高，当压裂段数超过6 段时，累计产油增加幅度逐步减小。同时，从图7 可看出，压裂段数超过6 段时，在生产一年的情况下，NPV出现下降，而在生产3 年时，NPV依然在增加，这说明段数越多，压后产油潜能力越大，抵消成本增加的程度越高，但段数过多时，NPV的增加幅度降低，因此，综合考虑压后产能情况及经济效益，最优压裂段数为6 段。

(2)射孔簇数

与压裂段数类似，射孔簇数越多，意味着段内改造程度越高，但过多的簇数也会降低压裂改造的效率。分别设置段内2 簇、3 簇和4 簇的方案，同时控制单段内的压裂液总体积保持相同，累产油及净现值的结果分别见图9 和图10。

图9 不同射孔簇数下累产油曲线Fig. 9 Results of oil production under different number of perforation cluster

图10 不同射孔簇数下净现值Fig. 10 Results of NPV under different number of perforation cluster

随着每段内射孔簇数的增加，压裂后累计产油及NPV均逐步提高，当射孔簇数达到4 簇时，累计产油及NPV增加幅度降低，同时考虑技术及经济因素，选择合理射孔簇数为4 簇，尽可能提高段内改造程度，成本较低，易达到制定的压后产能。

(3)压裂液体积

压裂液体积直接影响压裂缝的规模及经济效益，较大的压裂液体积往往对应着较大的压裂缝规模。设置每段260 m3至420 m3不同压裂液体积方案，其结果见图11 和图12。随着每段压裂液体积增加，累计产油及NPV均有上升趋势，但过多的压裂液体积，也会使产油能力及经济效益的提升幅度降低，此时压裂缝的规模提升空间已逐步减小，当每段压裂液体积超过340 m3时，改造效果逐步减缓，因此压裂液体积选取340 m3。

图11 单段内不同压裂液体积下累产油曲线Fig. 11 Results of cumulative oil production under different fracturing fluids in a single stage

图12 单段内不同压裂液体积下净现值Fig. 12 Results of NPV under different fracturing fluids in a single stage

(4)支撑剂体积

支撑剂用于支撑前置液压开的裂缝，阻止其闭合，形成具有一定导流能力的通道，增加支撑剂的用量可以尽可能地支撑更多的压裂区域，但是过多的支撑剂体积也可能会引起压裂缝内部砂堵，使得远井区域压裂缝的被支撑效果降低，最终导致压裂缝整体导流能力的下降。设置40 m3至70 m3不同支撑剂体积方案，其结果见图13 和图14，支撑剂体积在一定范围内增加对压裂效果有积极作用，但超过一定范围，压裂缝中支撑剂分布对流体流动的贡献基本接近最高值，因此，综合考虑产油及经济效益，选取50 m3的每段支撑剂体积。

图13 单段内不同支撑剂体积下累产油曲线Fig. 13 Results of cumulative oil production at different proppant volumes in a single segment

图14 单段内不同支撑剂体积下净现值Fig. 14 Results of NPV at different proppant volumes in a single segment

4 实例应用

该油田现场对新钻的一口水平井实施了多段压裂，按照优化设计结果压裂投产后，最大日产油达293 t，最大平均日产气5.08×104m3，当前日产油平均稳定在140 t以上，日产气稳定在4.88×104m3。同期投产的储层物性条件较好的未压裂井平均日产油不足45 t，日产气0.6×104m3，生产效果远低于压裂生产井，如图15、图16 所示。

图15 日产油结果对比Fig. 15 Comparison of daily oil production results

图16 日产气结果对比Fig. 16 Comparison of daily gas production results

5 结论

针对中东某油田S油藏储层改造方式不明确，改造后单井产能差异大的问题，通过室内物模实验及数值模拟优化设计，形成了以下几点认识：

(1) 对于天然裂缝不发育的低渗碳酸盐岩储层，可使用水力加砂压裂进行储层改造，室内岩心压裂改造实验显示，利用滑溜水和胍胶的混合压裂液可形成复杂裂缝形态。

(2) 支撑剂粒径不能过小，70～140 目粒径支撑剂在30 MPa闭合压力下其导流能力不足3 D·cm。

(3) 对于S油藏，当压裂段数为6 段、射孔簇数为4 簇、每段压裂液340 m3、每段支撑剂50 m3时，压裂效果最好。