顺北1区SHB5-12井周断溶体储层压裂参数设计研究

周志敏，杨 刚，崔建航

(武汉大学 土木建筑工程学院, 湖北 武汉 430000)

随着全球一体化进程的加快，石油作为制约经济增长的主要因素已经越来越不可替代，石油增产的主要手段是通过水力压裂沟通储集体。近年来，塔里木盆地顺北地区勘察发现的一种超深(埋深达7 000 m～8 000 m)断溶体油藏备受瞩目[1-5]。

断溶体油气藏是一种具有断控岩溶特性的碳酸盐岩油气藏，其一般存在于超深、高温、高压的地质环境中。碳酸盐岩储层在复杂的地质运动作用下张拉开裂，产生了深层断裂带及破碎带，随着地下岩溶水沿断裂带的冲刷、改造，油气沿着断裂路径顺流而下，填充储集体，最终形成了特殊的断溶体油气藏[6-10]。

目前国内外学者对断溶体油气藏的理论实践研究已经取得了一些成果。郑笑雪等[11]通过采用地震数据处理、优化梯度张量、多属性聚类分析等手段实现了断溶体特征提取与分带性自动识别，为断溶体识别与刻画提供了新方向。程杰等[12]基于测井与地震分析将断溶体内部储集体划分为4类：洞穴型、溶蚀孔洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型，针对断溶体储层的识别、预测与发育模式进行探讨，对断溶体的形成过程认识起到一定推动作用。况安鹏等[13]通过钻录井中钻井液漏失、岩屑中方解石增加等资料建立了识别断溶体储层的综合识别方法，为进一步研究储集空间的填充性与非均质性提供借鉴。唐磊等[14]对地质工程一体化工作模式方面展开了研究，对井位论证、井型设计、安全钻井及高效完井等关键环节的主要做法和相应技术做了总结工作。Wei等[15]对大型溶洞与构造裂缝相连接的串珠结构进行了深入研究，提出一种新型试井方法合理估算储层参数。Zhang等[16]根据水力压裂压力曲线(HF压力曲线)对天然溶洞的水力参数进行分析，为压力曲线预测天然溶洞研究提供了借鉴基础。然而，室内试验很难还原真实储层条件，研究断溶体油气藏的有效手段主要是数值模拟分析。

在断溶体油气藏的数值模拟研究方面，国内外学者也做了大量工作。刘彦峰等[17]通过细胞自动机模拟塔河10区典型断溶体单元形成过程，建立了基于酸扩散、连通性和传导率共同控制的模拟规则。李青等[18]以塔河油田缝洞结构为基础，提取中部典型缝洞组合模式，运用数值模拟软件得到适用于缝洞型断溶体油藏的最佳井网模式。尚根华等[19]以塔河碳酸盐岩储层为例，基于测井资料建立了扩展有限元数值模型，研究了两向应力差、裂缝与最大水平主应力夹角对不同产状裂缝闭合规律的影响。Liu等[20]通过实验与数值计算，研究了裂缝连通天然洞穴的三种模式，揭示了提高水力压裂效率与日均油气产量的方法措施。Liu等[21]对洞穴与水力裂缝相互作用的机理进行了研究，为FVCR中水力裂缝的设计提供了参考。林幼凯[22]对传统缝洞型碳酸盐岩储层裂缝扩展进行了数值仿真，研究了水力裂缝与天然裂缝的交互关系和水力裂缝穿过溶洞的规律。胡文革等[23]基于COMSOL-Multiphysics软件耦合温度场和流动场,模拟不同断溶体油藏石油生产时，井筒温度分布的变化，通过流温和静温的关系推测断溶体油藏油源位置，为断溶体油藏进一步的开发提供技术支持。

虽然国内外的学者在断溶体的识别、走滑断裂带对断溶体影响、断溶体的三维刻画、断溶体注采数值模拟研究等方面取得了一系列研究成果。然而，关于真实地质条件下含典型断溶体单元井周水力压裂数值模拟方面的研究相对较少，尤其是复杂地质下水力裂缝扩展形态尚不清楚。通过开发Petrel-AiFrac-TOUGH地质仿真平台，以顺北5号断裂带北段SHB5-12井周典型断溶体单元为计算模型，建立了从Petrel地质模型到TOUGH2-AiFrac水力压裂模型精细化建模流程，研究了断溶体区域水力压裂过程，揭示了断溶体区域不同射孔角度与注水压力对水力裂缝扩展轨迹的影响规律，为油藏开采提供参考依据。

1 Petrel-AiFrac-TOUGH一体化平台

1.1 Petrel原理

Petrel是一套可视化三维地质建模软件，其采用角点网格进行地理位置与空间属性刻画。如图1所示，先通过4条竖向坐标线(蓝色)和8个网格结点(黄色实心)生成上下表面，然后采用4条滑动线(绿色)生成中间单元的顶底面，最后采用内插算法计算8个结点(红色实心)空间坐标。

图1 角点网格示意图

1.2 TOUGH2-AiFrac耦合求解原理

AiFrac求解器基于有限无网格法(FEMM)，有限无网格法具有无需重划分网格、不规定沿单元边界扩展的优点[24-26]。如图2所示的三维模型中根据单元与裂缝的相对位置将单元类型划分为三种:裂缝单元、过渡单元与FEMM单元，同理也可定义两种节点类型:FE节点与PU节点。对于任意点的位移场通过节点形函数和节点位移插值确定，通过求解计算点所在单元的节点形函数以及包含裂缝面与结点相关的有限元法单元权函数从而反映断裂表面的不连续位移场，AiFrac模拟的具体原理已有多位学者进行过说明[27-28]，这里不再赘述。

图2 裂缝单元、过渡单元和FEMM单元的定义

TOUGH是一种多维数值模型流体模拟器，不仅能够模拟多孔、裂隙介质多组分、多相流问题，还能耦合热量系统，处理三维传输问题。TOUGH2作为TOUGH的2.0版本在多相流求解时，采用了最有效的积分有限差分法，离散化连续的空间变量和时间变量，即将守恒方程的积分形式离散，并不将其转化为偏微分方程形式。TOUGH2不考虑流体相和组分的属性和数量，因此多相流与热流的控制方程相同，其采用模块化架构，各模块之间相互作用，具有较高的处理性能[29-30]。

TOUGH2-AiFrac耦合原理是通过AiFrac固体求解器计算应力应变判断裂缝是否扩展，流体求解器TOUGH2计算流体流速和压力，经过中间流传固、固传流的数据转化过程，完成裂缝位置与开度、及裂缝上流体压力的计算，实现最终的流固耦合求解，耦合过程见图3。

1.3 Petrel-AiFrac耦合转化原理

地质模型采用Petrel软件进行构建，但Petrel软件中的角点网格往往不利于有限元计算，需要通过一定手段进行相应的转化。Petrel-AiFrac耦合转化流程如图4所示，主要分为以下5步：

第一步：解析Petrel角点网格。提取后缀为.grdecl文件中的SPECGRID(点)、COORD(线)、ZCORN(点的竖坐标)，根据以上参数进行插值得到所有节点的笛卡尔坐标，同时记录PORO(孔隙度)、PERM(渗透率)、ACTNUM(有效性)等参数，为后续步骤准备好数据库。

图3 TOUGH2-FEMM仿真原理

第二步：处理角点网格无效单元。依据参数ACTNUM的值是否为0进行判断，当ACTNUM值为0时则将对应的单元剔除，当ACTNUM值不为0时则保留。

第三步：处理角点网格重复节点。对相邻单元共有节点进行啮合，减少重复节点数量。

第四步：重建角点网格。提取模型轮廓点，按照模型轮廓直接划分成正交单元，划分后的单元属性由该单元中心点坐标在原角点网格的位置所决定。

第五步：输出AiFrac正交网格。将转换后的网格信息输出成正六面体网格以及正四面体网格。

2 精细化建模流程

2.1 地质概况

研究区域为塔克拉玛干沙漠腹地塔里木盆地顺托果勒低隆起的北部，也称为顺北区块。顺北区块交接于沙雅隆起南斜坡，东西两侧分别与满加尔坳陷、阿瓦提坳陷相靠，呈马鞍状低隆起，如图5所示，占地约1.99万km2，储层平均深度为7 500 m，最深处达8 600 m[31]。

顺北地区富含断溶体油藏，是塔里木盆地石油气开发的主要区域，开发时对储层条件下的水力裂缝进行形态预测与控制，是储层改造方案一体化设计的关键环节[32]。顺北断溶体储层空间和结构与其它现有油气储层存在较大差异，目前顺北储层改造在理论和认识上没有借鉴基础，研究顺北断溶体油气藏水力压裂参数对该类油气藏开发具有重大意义。

图4 Petrel-AiFrac转换流程

2.2 模型构建

研究区域位于顺北5号断裂带的北段，主要包含SHB-4H、SHB5-11H、SHB5-3、SHB5CX、SHB5-2、SHB5-13H、SHB5-12和SHB5等多口井，该区域地质模型方向自西北向东南倾斜，南北长约7 600 m，东西宽约4 800 m,如图6(a)所示。其中SHB5-12井周局部三维立体模型尺寸为836 m×671 m×986 m，如图6(b)所示。为方便观察单井周围水力裂缝走向轨迹，选取了深度为7 100 m处SHB5-12井周284 m×278 m×2 m的三维平面模型作为计算模型，如图6(c)所示。

图5 顺北构造单元划分、断裂分布及主要井位

该局部模型单元长度为2 m，四面体网格数为64 272，根据原区域模型勘探所得实测数据，赋予SHB5-12井周局部三维平面模型断溶体单元的弹性模量、泊松比、孔隙度及渗透率等参数，弹性模量为30 GPa，泊松比0.22，孔隙度范围为24%～35%，渗透率范围为1×10-14m2～1×10-12m2，基岩弹性模量为50 GPa，泊松比为0.20，孔隙度为5%，渗透率取1×10-18m2，裂缝渗透率3×10-10m2。由于大型洞穴内压一般为孔隙压力的0.9～1.1倍[33-36]地层孔隙压力依据模型所处深度取85 MPa[37-39]，断溶体内压取孔隙压力的1.1倍即92.5 MPa。

顺北现今地应力场水平最大主应力为180 MPa～200 MPa，水平最小主应力为131 MPa～135 MPa，最大水平主应力为北东向41.4°。该模型x轴平行于最小主应力方向，y轴平行于最大主应力方向，水力裂缝初始长度为10 m，裂缝中心坐标为(179 m，149 m，1 m)，射孔角度为射孔与y轴正方向的夹角，边界条件如图7所示。射孔角度的不同代表裂缝面初始走向的不同，注水压力的不同代表了裂缝初始压力的不同，在地应力场作用下通过调整射孔角度和注水压力以控制水力裂缝高效沟通断溶体，实现工程参数设计优化的目的。

图6 从整体到局部模型构建流程

图7 典型断溶体单元周围单井压裂模型

3 断溶体区域射孔角度与注水压力对裂缝扩展影响

3.1 模拟方案及结果

为进行顺北典型断溶体区域SHB5-12井水力压裂工程参数研究，设计了不同射孔角度θ(0°，30°，60°，90°，120°，150°)与不同注水压力P(130 MPa，150 MPa，170 MPa)的模拟方案，取10个计算步，根据裂缝尖端是否产生压降判断其是否沟通断溶体，模拟得到最优压裂方案，为实际施工提供参考依据，模拟结果见图8。

TOUGH2-AiFrac的水力裂缝沿着最大主应力方向扩展，典型断溶体单元周围水力裂缝扩展受地应力与断溶体的影响而呈现不同的走向与转向形式，如何在真实地应力条件下合理安排射孔角度与注水压力达到高效水力压裂至关重要，不同射孔角度与注水压力下断溶体周围水力裂缝扩展特征如表1所示。

3.2 注水压力对断溶体周围水力裂缝扩展影响

相同射孔角度情况下，由于裂缝尖端应力场受注水压力影响较大，因此不同注水压力会导致不同的裂缝扩展轨迹，。增大水压会导致水力裂缝扩展更加平滑，偏转幅度更小，如图8(C1-C4、E1-E4、F1-F4)、所示，此时水力裂缝随着水压的增大更趋于直线化，沟通断溶体的时间也更短，这与工程上常常通过增大压裂液压力的方式钻采石油相通。

当射孔角度平行于水平最大主应力方向时，裂缝形态总体受水压影响不大，但裂缝沿初始方向扩展的距离随水压增大而增大，同时裂缝出现局部抖动的程度随水压增大也增大，最终均呈“S”形，如图8(A1-A4、θ=0°)所示。当射孔角度平行于水平最小主应力方向时，裂缝形态受水压影响也较小，裂缝沿初始方向扩展距离基本不变，最终均呈“～”形，如图8(D1-D4、θ=90°)所示；当射孔角度几乎平行于断溶体时，不同注水压力下裂缝形态会产生不同变化，如图8(C1-C4、θ=30°)所示。在低水压下裂缝在扩展至断溶体周围时裂缝尖端应力场产生了局部突变，靠近断溶体一侧的裂缝从水压起主要作用转化为断溶体与水平主应力联合作用，最终导致远离断溶体。随着水压升高，水压对最大主应力的贡献增大，裂缝在偏转点时开始转向断溶体，继续增大水压，裂缝将直接朝初始方向扩展，这表明水压这时起裂缝尖端应力场的主要贡献。

3.3 射孔角度对断溶体周围水力裂缝扩展影响

射孔方位对裂缝扩展轨迹起到重要作用。当水压均为130 MPa时，射孔方向为30°和60°时均未沟通断溶体，而其它方位的射孔均能沟通断溶体，这是由于断溶体与水平主应力作用所致，而此时的低水压只能对裂缝扩展轨迹起到较小影响。当水压均为150 MPa时,只有射孔方向为30°时未沟通断溶体，其它方位的射孔均能沟通断溶体，显然此时60°射孔由于方位的改变裂缝轨迹也产生了变化，从原来的“S”形转化为“～”形，从而能够沟通断溶体。当水压均为170 MPa时，裂缝基本均沿初始方向扩展，0°与90°等与水平最大主应力、水平最小主应力平行的射孔会产生一定的定向偏转，这是因为水平主应力的影响，一定会使裂缝尖端最大主应力方向产生一定角度，因此裂缝扩展轨迹也会产生偏转，不过最终均能沟通断溶体，对结果影响不大。

图8 不同射孔与不同注水压力下裂缝扩展模拟结果

表1 不同射孔角度与注水压力下断溶体周围水力裂缝扩展特征

3.4 工程参数选定

综合来看，当射孔角度处于0°～60°之间时，此时水力裂缝很难沟通断溶体，通过提高注水压力效果也很差，因此不推荐设置此种射孔角度。当射孔角度为60°～90°之间时，建议稍微提高水压，促使水力裂缝能够沟通断溶体。当射孔角度为90°～150°时，注水压力达到破裂压力即可沟通断溶体，为了更快沟通可提高水压至150 MPa，能达到较好效果。当射孔角度为150°～180°之间时，此时水力裂缝较易沟通断溶体，为加快沟通速度可采取加大注水量、提高注水压力的措施。当射孔角度为180°/0°时，此时仅通过低水压(130 MPa)就能较快沟通断溶体，沟通步数较少、时间较短，能满足施工的要求又能节省压裂液，可确定为SHB5-12井最佳压裂参数。

4 结 论

基于Petrel-AiFrac-TOUGH一体化平台建立了顺北5号断裂带SHB5-12井周典型断溶体单元地质模型，研究了射孔角度与注水压力对断溶体周围水力裂缝扩展影响规律,研究表明：

(1) 真实地质条件下断溶体油藏压裂模拟是地质工程一体化进程中的重要手段，将Petrel角点网格模型输出成AiFrac正交网格模型进行固体求解，同时耦合流体求解器TOUGH2能够有效实现断溶体区域水力压裂过程精细化数值模拟。

(2) 在射孔角度不与最大水平主应力、最小水平主应力以及断溶体走向平行时，相同射孔角度下，注水压力越大，水力裂缝扩展越直；当射孔角度平行于最大水平主应力方向时，裂缝形态受水压影响不大，最终均呈“S”形；当射孔角度平行于最小水平主应力方向时，裂缝形态受水压影响也较小，均呈“～”形，当射孔角度几乎平行于断溶体走向时，裂缝形态受水压影响较大，低水压与中水压呈现反向的偏转形式，高水压呈接近直线扩展。

(3) 顺北1区5号断裂带SHB5-12井周典型断溶体单元压裂最优参数为射孔角度0°/180°，注水压力130 MPa，此时能够高效沟通断溶体；而射孔角度为0°～60°之间时，很难通过调整注水压力沟通断溶体，工程中应尽量避免此类射孔角度；射孔角度为90°～150°时，注水压力达到破裂压力即可沟通断溶体，为了更快沟通可提高水压至150 MPa，能达到较好效果；射孔角度为150°～180°之间时，此时水力裂缝较易沟通断溶体，为加快沟通速度可采取加大注水量、提高注水压力的措施。