低滲透油氣田壓裂優化設計新方法

摘 要

摘要：針對我國許多低滲透油氣田儲層天然裂縫發育的現狀，提出了一種新的裂縫優化方法：首先對區域地應力進行分析，得到能使微裂縫張開的臨界凈壓力；根據凈壓力與施工砂液比的關系確
摘要：針對我國許多低滲透油氣田儲層天然裂縫發育的現狀，提出了一種新的裂縫優化方法：首先對區域地應力進行分析，得到能使微裂縫張開的臨界凈壓力；根據凈壓力與施工砂液比的關系確定平均砂液比；根據平均砂液比確定裂縫導流能力；最后根據導流能力優化裂縫長度。采用該方法進行裂縫優化時，一是需要結合室內方法和現場測試方法獲取準確的最大最小主地應力；二是需要獲取準確的支撐劑導流能力數據，建議進行裂縫長期導流能力實驗。將該方法應用到我國某低滲透油氣田，取得了好的應用效果，同時也進一步驗證了該方法的可行性。
關鍵詞：低滲透油氣田；壓裂；微裂縫；導流能力；砂液比；凈壓力；施工；優化
1 問題的提出
    水力壓裂井的產能評價和預測是水力壓裂優化設計的基礎。歷史上產生了兩類壓裂井產能評價方法：①電模擬方法；②數學模擬方法。電模擬方法中最有代表性的是McGuire-Sikora增產倍數曲線，該曲線的變化趨勢說明，低滲透層壓裂改造應以增加裂縫長度為主，而高滲透層(相對而言)應以增加裂縫導流能力為主[1]。數學模擬方法主要是對裂縫形態進行理想化假設，進而推導出壓后產量與裂縫長度等參數的關系，也能得到與電模擬方法相似的結論[2]。目前廣泛應用的壓后產能評價和水力裂縫優化方法是數值模擬方法，圖1所示是對我國某低滲透油氣田水力裂縫導流能力的優化，輸入參數如下：地面油密度為0.845g/cm3，氣體密度為1.5×10-3g/cm3，地面水密度為1g/cm3，水的黏度為0.5mPa·s，水的壓縮系數為4×10-5MPa-1，巖石的壓縮系數為7×10-5MPa-1，指定深度上的初始油藏壓力為10MPa，給定原始油藏壓力的深度為1400～1700m，泡點壓力為6.85MPa，孔隙度為11.5%～12.9%，滲透率為0.5×10-3μm2，井網類型為300m×300m反九點井網，裂縫長度為120m，裂縫導流能力為10～45μm2·cm。
 

    從對導流能力的優化結果來看，當裂縫導流能力低于25μm2·cm時，壓后產量隨導流能力的增加而增加明顯，當導流能力高于25μm2·cm時，壓后產量隨導流能力的增加而增加不明顯，因此該區塊水力壓裂裂縫導流能力應為25μm2·cm。通過裂縫模擬軟件，可以得到如果裂縫的導流能力在25μm2·cm左右(圖2)，那么在選定的支撐劑和生產條件下對應的施工平均砂液比應該為25%～30%。
    但是該低滲透油氣田通過多年的壓裂實踐總結出的經驗是：施工工藝應采取高砂液比壓裂(平均砂液比35%以上)，此外施工過程中應用蠟球暫堵，提高縫內工作壓力[3]。這與室內模擬計算結論不一致：室內模擬計算顯示該油田壓裂裂縫不要求高的導流能力，而實踐經驗證明高砂液比、高導流能力的裂縫卻取得了更好的效果，原因何在？

2 原因分析
    是什么原因使得室內壓裂優化設計與現場實踐經驗存在差異？是否有優化時尚未考慮到的因素？該油田普遍采用的壓裂工藝是縫內暫堵壓裂，具體的實施辦法是：首先正常施工，逐級提高砂液比，當達到設計的砂液比時，降低砂液比或者停止加砂，加入暫堵劑，之后再加入部分砂。從施工曲線上可以看出，加入暫堵劑之后施工壓力大幅度提高。
    對兩口典型井暫堵后的施工曲線分析：在施工后期，砂液比和排量保持不變，施工壓力幾乎保持不變，說明凈壓力基本上不變，根據Nolte-Smith曲線對施工壓力的分析，說明有部分天然裂縫張開。
此外，Nolte和Smith研究認為具有微裂縫的儲層壓裂時，當縫內凈壓力超過天然微裂縫的張開的臨界壓力(p0)時可以實現天然微裂縫的開啟，p0公式為：[1～4]：
 
式中：σH,max為儲層最大水平主應力；σH,min為儲層最小水平主應力。
    通常，地應力大小的測量方法主要有：①測井資料計算地應力大小；②測試壓裂確定地應力大小；③巖石力學實驗方法(巖石破壞曲線、凱瑟爾效應)確定地應力大小；④經驗公式方法確定地應力大小。
    該區塊采用巖石力學實驗方法獲取的主應力參數為：水平最大主應力25.2MPa，水平最小主應力22.7MPa，垂向應力33.4MPa。此外，實驗結果經過現場驗證表明，主應辦梯度誤差在5%以內。因此，根據式(1)可以計算得到裂縫開啟的最小縫內凈壓力為4.7MPa。
    根據以上的分析推測，是否壓裂過程中溝通的天然裂縫是高砂液比裂以及施工過程中蠟球暫堵取得好的效果的關鍵？筆者嘗試用數值模擬的方法來研究如何溝通微裂縫以及溝通的微裂縫對壓后產量會產生什么樣的影響。
    采用裂縫模擬軟件，考察不同平均砂液比與施工裂縫內凈壓力的關系可以發現(圖3)，當施工砂液比高于30%時，施工時裂縫內的凈壓力會超過4.7MPa。此外，加入蠟球暫堵之后施工凈壓力會進一步提高，兩種方法綜合作用，明顯提高了縫內凈壓力，使裂縫周圍的部分天然裂縫張開。那么張開的天然裂縫對產量究竟會產生什么樣的影響呢？下一步采用油藏數值模擬軟件來考察天然裂縫張開對壓后產量的影響[5]。
 

    采用相同的輸入參數，微裂縫張開面積分別假設為0m2、150m2(1m×150m，天然微裂縫張開范圍為裂縫長度方向150m，垂直裂縫方向1m，以下同)，2250m2(15m×150m)，4500m2(30m×150m)，裂縫孔隙度為0.12%，微裂縫滲透率為800μm2。圖4給出了不同微裂縫張開面積下的累積產量隨時間的變化曲線。
 

    由圖4可知，一旦微裂縫張開，壓后累積產量就增加明顯，而且累積產量隨裂縫張開面積的增加而極為明顯地增加，產量與微裂縫張開面積密切相關，因此有必要提高施工砂液比，甚至采取縫內暫堵技術來大幅度的提高縫內凈壓力，盡可能使更多天然微裂縫張開，這是該油氣田高砂液比和縫內暫堵壓裂取得好的效果的原因，相信也是開發這類低滲透油氣田的關鍵所在。
3 討論
    我國已探明的低滲透油藏儲量約占全國總探明儲量的23%[6]，而水力壓裂是開發低滲透油藏最為有效的手段，故提出一種新的裂縫優化思路：①分析區塊地應力大小，根據式(1)計算微裂縫開啟所需的最小凈壓力；②根據凈壓力的大小，確定施工平均砂液比，或者是否需要其他的措施如蠟球暫堵來進一步提高縫內凈壓力；③根據平均砂液比確定裂縫導流能力，在確定導流能力的條件下優化縫長，進而預測壓后產量。
    采用該方法進行裂縫優化，有兩項關鍵工作：①水平最大最小主應力差的評價來計算天然裂縫張開的臨界壓力，在這項工作中，獲取準確的最大最小主地應力是關鍵，可結合室內實驗方法和現場小型壓裂測試方法綜合判斷；②得到準確的平均砂液比與裂縫導流能力的關系，必須獲取準確的支撐劑導流能力數據，建議進行裂縫長期導流能力實驗。
4 應用實例
    A井壓裂井段1780.4～1782.9m和1785.4～1786.3m，孔隙度11%，有效滲透率1×10-3μm2，地層孔隙壓力17.9MPa；天然裂縫較發育；儲層楊氏模量10710 Pa，泊松比0.25，最小水平主應力28.9MPa，最大水平主應力32.1MPa，按照式(1)計算得天然裂縫張開的臨界壓力為6.4MPa。通過裂縫模擬分析，當平均加砂濃度從360kg/m3增加到840kg/m3，裂縫內的凈壓力從2.8MPa增加到3.7MPa，因此確定平均砂液比為33%，并且需要采用蠟球暫堵的施工方式來增加裂縫凈壓力。當平均砂液比為33%時，裂縫導流能力為35μm2·cm，從而優化得到該井的壓裂支撐縫長為60～80m。
該井施工加入蠟球后管柱壓力上升約3.5MPa，通過壓后分析，加入蠟球后裂縫內的凈壓力上升到了7.5MPa，勢必使部分天然裂縫張開，從而達到了優化設計的目的。此外，壓后凈壓力擬合和產量擬合(圖5)也進一步驗證了天然裂縫的張開。
 

5 結論與建議
    1) 通過模擬分析認為在特低滲透油氣田高砂液比施工獲得成功的一個重要原因在于高砂液比施工能夠積累高凈壓力，從而使天然裂縫張開。
    2) 提出一種新的導流能力優化方法：首先對區域地應力進行分析，得到能使微裂縫張開的臨界凈壓力，根據凈壓力與施工砂液比的關系確定平均砂液比，確定裂縫導流能力，最后根據導流能力優化裂縫長度。
    3) 采用所推薦方法進行裂縫優化時，一是需要結合室內方法和現場測試方法獲取準確的最大最小主地應力大小；二是獲取準確的支撐劑導流能力數據，建議進行裂縫長期導流能力實驗。
    4) 將所介紹的壓裂優化設計方法在現場進行了應用，取得了好的應用效果，同時也進一步驗證了本方法的現場可行性。
    5) 建議在今后的試驗中，對張開的天然裂縫進行支撐，以保持天然裂縫的持續作用。
參考文獻
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[2] 王曉冬，張義堂，劉慈群.垂直裂縫井產能及導流能力優化研究[J].石油勘探與開發，2004，31(b)：78-81.
[3] 雷群，宋振云，吳增智.安塞油田重復壓裂技術探討[J].鉆采工藝，1999，22(5)：26-29.
[4] 陳勉，周健，金衍，等.隨機裂縫性儲層壓裂特征實驗研究[J].石油學報，2008，29(3)：431-434.
[5] MAYERHOFER M J，et al. East texas hydraulic fracture imaging project：measuring hydraulic fracture growth of conventional sandfracs and waterfracs[C]∥SPE Annual Technical Conference and Exhibition，Dallas，Texas：SPE，2000.
[6] 樓一珊，金業權.巖石力學與石油工程[M].北京：石油工業出版社，2006：117.
 
(本文作者：丁云宏 胥云 翁定為 蔣廷學 中國石油勘探開發研究院廊坊分院)