东营凹陷陆相页岩油CO2 增能压裂裂缝形态研究

2023-11-17鲁明晶钟安海

石油钻探技术 2023年5期

钱钦，鲁明晶,2，钟安海

（1.中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院,山东东营 257000；2.中国石化胜利油田分公司博士后科研工作站,山东东营 257000）

页岩油气储层致密，能量保持难、流动阻力大，大规模压裂改造是其高效开发的主要技术手段[1-5]。东营凹陷陆相页岩油资源量丰富，亟需采用新技术实现高效开发[6-7]。超临界CO2具有低黏度、高渗透、低表面张力的物理特性，被认为是非常规储层改造新方法之一[8-10]。然而，超临界CO2压裂的相态和物理性质复杂，造缝机理尚不清楚，学者们多采用试验和数值模拟方法开展相关研究[11-15]。试验表明，CO2可降低破裂压力[16]，超临界CO2压裂形成的裂缝表面相对于滑溜水压裂产生的裂缝表面更为粗糙[17]，使用超临界CO2在降低岩石破裂压力和造缝方面具有很大的优势[18]。目前，相关研究多针对CO2低黏度特性对压裂的影响，对CO2对岩石物性影响的关注较少。此外，CO2压裂裂缝形态复杂，传统方法模拟裂缝多为单缝结构，采用现的数值模拟手段难以精确刻画前置CO2压裂缝网[19-21]。

赵辉等人[22-24]提出了基于闪电模拟的油藏压裂模型，可以很好地表征裂缝复杂性，但仅适用于水力压裂，未考虑压裂过程中CO2对裂缝扩展形态的影响。借鉴该方法，笔者考虑CO2的相态变化特征及CO2对岩石性质的影响，结合物理试验和数值模拟，提出了基于节点连接方法（NCM）的CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型，在此基础上进一步讨论了前置CO2比例、地质参数、物性参数及压裂施工参数对裂缝形态的影响，并在东营凹陷陆相页岩油X 井开展分析应用。

1 CO2 增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO2 岩石压裂起裂压力与应力变化表征

为准确表征胜利油田东营凹陷陆相页岩经过CO2浸泡后的岩石力学与破裂特征，选取2 口典型井12 块岩样，利用岩石力学仪测试其不同CO2浸泡时间下和不同围压下的强度、弹性模量、泊松比、内聚力等岩石力学参数，结合破裂压力剪切压力等计算公式，发现东营凹陷陆相页岩油岩体破裂压力、天然裂缝剪切及张开应力和地应力随CO2浸泡时间增长呈现线性降低的趋势（见图1）。

图1 页岩破裂压力与应力随CO2 浸泡时间的变化Fig.1 Initiation pressure and stress changes during CO2 fracturing in rock

1.2 CO2 物性参数变化表征

前置CO2注入过程中，随着温度和压力条件变化，CO2的密度和黏度均会发生显著变化，影响压裂裂缝扩展。采用Pen-Robinson 方程刻画CO2密度变化，其状态方程可表示为[25]：

式中：T为CO2的绝对温度，K；V为CO2的摩尔体积，L/mol；Tr为对比温度，即CO2绝对温度T与临界温度Tc（Tc=304.13K）之比。

根据式（1）确定CO2的体积后，即可进一步获得CO2在该温度和压力条件下的密度。

CO2黏度与温度的关系[21]为：

其中，部分系数定义为：

式中：Tr为临界温度，K；Fc为形状和极性因子；Ve为气体体积，m3；ω为偏心因子；y为摩尔分数；T*为绝对温度，K；M为摩尔质量，g/mol；Vc为CO2的临界体积，m3；Ωu为碰撞积分；μr为约化偶极矩；κ为高极性物质的关联因子；c为单位体积物质的量，mol/m3。

1.3 基于NCM 的CO2 增能压裂裂缝扩展数学模型

基于节点体系扩展模拟方法（Node Connection Method,NCM）[22-23]，考虑前置CO2注入后对岩石力学、物性参数的影响，构建前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型。

1.3.1 前置CO2水力压裂力学机制

假设岩石为多孔弹性介质，根据测井资料获取地层物性参数，以三维弹性理论为基础，可以得到地下水平主应力的计算方法。结合试验研究结果，储层中岩石的泊松比、弹性模量等参数会随着CO2浸泡时间增长而变化，在模型中需要考虑。因此，水平主应力与时间的关系可以表示为：

压裂过程中，新生缝会改变岩石的力学状态，影响后续裂缝扩展，简称应力阴影效应。采用诱导应力解析解和叠加原理描述全局应力状态[26]：

分别为t+1 和t时间步下(i,j)位置处剪切应力，MPa；N为裂缝微元数量；pn,m为裂缝m微元的缝内净压力，MPa；a为裂缝微元半长，m；Lm，L1,m和L2,m为位置(i,j) 到裂缝m微元的距离，m；θm，θ1,m和θ2,m为位置(i,j)到裂缝m微元的角度。

对裂缝内流体流动简化处理，不考虑裂缝在缝宽方向上的流动过程，且裂缝壁面上的流速为0，则流体在裂缝内为一维流动。对流体压降方程进行处理，可得到缝内压力分布为：

为t时间步时裂缝m微元中流体的黏度，mPa·s；qm为裂缝m微元的流量；xm为裂缝m微元与井筒的距离，m；hf,m为裂缝m微元的高度，m；p0为初始压力，MPa。

对于前置CO2压裂，裂缝内流体黏度随着CO2性质而改变，采用式（2）修正不同时间步下前置CO2的黏度。

将临界起裂应力作为起裂判据，该值与岩石断裂韧性有关，则裂缝扩展条件为[23]：

式中：σfr为残余起裂应力，MPa；σcr为临界起裂应力，MPa；K1为Ⅰ型应力强度因子，MPa·m0.5；K2为Ⅱ型应力强度因子，MPa·m0.5。

分支裂缝密度表示为在裂缝的改造范围内共有的裂缝节点数量，其计算公式为：

式中：ρif为分支缝密度，条/m2；n为裂缝节点数量；Lf为裂缝长度，m；wf为裂缝的带宽，m。

1.3.2 前置CO2压裂模拟流程

基于NCM 的CO2增能压裂裂缝扩展模型计算流程如图2 所示。具体步骤为：1）依据实际储层大小划分地质单元，作为计算的离散体；2）结合地质资料给地质单元赋值；3）根据实际压裂规模，设置射孔参数；4）计算现存裂缝单元缝内流体压力分布；5）结合应力阴影效应及缝内流体流动特征，校正储层应力分布；6）计算裂缝尖端周向应力和临界起裂应力；7）判断是否存在满足起裂条件的裂缝单元，不满足时输出裂缝形态；8）引入随机函数及概率分布，确定新的裂缝单元；9）根据CO2物性的变化，更新缝内流体物性参数；10）重复步骤4）—9），直至输出裂缝形态。

2 前置CO2 增能压裂裂缝扩展模拟

选用胜利油田东营凹陷陆相页岩油储层地质力学参数以及物性参数，基于构建模型，分析不同影响因素下裂缝扩展形态。模型尺寸大小为160 m×300 m，1 段射孔3 簇，射孔点在模型中间位置处，模拟裂缝排量为16 m3/min，页岩基质的弹性模量为26.36 GPa，泊松比为0.30。

2.1 前置CO2 比例对缝网形态的影响

模拟前置CO2比例分别为0.1、0.2 和0.3 时的裂缝形态（见图3），分析不同前置CO2比例与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图4）。

图3 不同CO2 比例下的裂缝形态Fig.3 Fracture morphology under different CO2 ratios

图4 不同CO2 比例对裂缝参数的影响Fig.4 Influence of different CO2 ratios on fracture parameters

前置CO2比例对整体缝网扩展长度影响最大，前置CO2比列由0.1 增至0.3 时，缝网长度缩短近40%。压裂缝网带宽主要受压裂簇数影响，前置CO2比例对整体缝网扩展带宽影响较小。前置CO2比例对分支缝密度的影响很大，当前置CO2比例由0.1 增加至0.3 时，分支缝网密度由0.06 条/m2增加至0.13 条/m2，增加了117%。这主要是因为超临界CO2易于进入基质孔隙和微裂隙中，促进了基质的破裂和微裂隙的开启，增加了分支裂缝的数量，形成了复杂的网状裂缝形态。

2.2 水平应力差对裂缝形态的影响

模拟水平应力差分别为0，15 和30 MPa 时的裂缝形态（见图5），分析不同水平应力差与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图6）。

图5 不同应力差下的裂缝形态Fig.5 Fracture morphology under different stress differences

图6 储层应力差对裂缝参数的影响Fig.6 Influence of reservoir stress difference on fracture parameters

应力差与缝长相关性很大，与缝宽相关性较小，与分支缝密度相关性大，应力差主要影响缝长及分支缝密度。水平应力差由5 MPa 增至30 MPa时，裂缝长度由175 m 增至266 m，缝网带宽由63 m降至58 m，降低了3.18%，分支缝密度由0.095 条/m2降至0.074 条/m2，下降了31.85%。相较于滑溜水压裂，前置CO2增能压裂在高应力差下依然可以形成复杂裂缝网。因此，高应力差储层采用前置CO2进行压裂，可以提高压裂改造效果，实现高效增产。

2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响

模拟储层渗透率分别为0.05，0.5 和5 mD 时的裂缝形态（见图7），分储层渗透率与裂缝长度、缝网带宽及分支缝密度的关系（见图8）。结果发现，储层渗透率对裂缝长度和带宽的影响较小，对分支缝密度的影响较大。总体而言，储层渗透率影响压裂流体的滤失性，前置CO2压裂对于储层渗透率的敏感程度要远大于滑溜水压裂。其原因在于，储层渗透率影响CO2向基质的滤失量和波及范围，对于开启天然裂缝和储层增压作用明显。因此，对于高渗透储层，应适当增大排量和压裂液量，从而增大压裂改造范围。

图7 不同渗透率下的裂缝形态Fig.7 Fracture morphology under different permeability

图8 储层渗透率对裂缝参数的影响Fig.8 Influence of reservoir permeability on fracture parameters

3 实例分析

东营凹陷陆相页岩油X 井目的层为沙四上纯上3 层组，水平段长度1 976 m，钻遇岩相以泥质灰页岩（970 m）、灰质泥页岩（550 m）为主；前置CO2增能压裂完成34 段、120 簇压裂施工，平均3.5 簇/段，加砂4 300.6 m3（设计4 204.7 m3）、注入携砂液73 166 m3，平均单段加砂126.5 m3、加砂强度2.4 m3/m。结合实际施工参数模拟裂缝扩展形态，X 井36 段反演裂缝平均缝长为277.80 m，平均缝宽为59.85 m。X 井压裂时的微地震监测结果见图9，裂缝扩展模拟结果见图10。

图9 X 井压裂时的微地震监测结果Fig.9 Microseismic monitoring results of fracturing of Well X

图10 X 井裂缝形态整体反演效果Fig.10 Overall inversion effect of fracture morphology of Well X

X 井压裂过程中进行单井尺度模拟时，由于模拟布点精度及显示尺度的原因，裂缝整体上呈双翼对称复杂裂缝形态。对比微地震监测结果发现，水力裂缝缝长在微地震的75.09%～99.63%，水力裂缝缝宽在微地震的78.79%～98.84%，模拟结果与实际监测具有较好的一致性。此方法可用于压裂前裂缝形态模拟，根据模拟结果制定压裂方案，提高压裂效率。