現河油區低滲稠油儲層壓裂可行性及裂縫導流能力研究

肖 雯，李小龍，張 偉，張淑娟，李 敏，郭天魁

(1.勝利油田分公司 石油工程技術研究院，山東 東營 257000；2.中國石油大學(華東) 石油工程學院，山東 青島 266580；3.勝利油田分公司 現河采油廠工藝所，山東 東營 257000)

?

現河油區低滲稠油儲層壓裂可行性及裂縫導流能力研究

肖 雯1，李小龍2，張 偉3，張淑娟3，李 敏3，郭天魁2

(1.勝利油田分公司 石油工程技術研究院，山東 東營 257000；2.中國石油大學(華東) 石油工程學院，山東 青島 266580；3.勝利油田分公司 現河采油廠工藝所，山東 東營 257000)

現河油區低滲稠油儲層地質儲量大、動用程度低，因其儲層巖性具備低滲致密砂巖和稠油疏松砂巖的雙重屬性，開發難度異常大。為解決此類開發難題，結合脆性指數與斷裂韌性，建立模型計算該類儲層的可壓指數，并針對區塊內已進行壓裂改造的油井測算擬合，確定了可壓指數的臨界值，判斷W152儲層具備壓裂可行性。同時進行低滲稠油儲層條件下的裂縫導流能力評價實驗，明確了裂縫在W152儲層巖性條件下的導流能力，并對支撐劑、鋪砂濃度等參數進行了優選，并通過灰色關聯法對各因素對裂縫導流能力的影響程度進行了研究，最后通過數值模擬進行了導流能力對產能的影響，確定了施工參數對導流能力以及導流能力對產能的影響規律。

壓裂；低滲稠油；可壓指數；導流能力；灰色關聯

現河低滲稠油主要集中在以W152沙四為代表的丁家屋子斷裂帶東部，地質儲量達1 000萬t，控制儲量430萬t，是重要的資源接替陣地，稠油開發的潛力和意義巨大。根據深層稠油開發方式的篩選標準，確定該類難動用油藏主要開采技術思路為油層改造配套注汽熱采[1]。然而以現河油區W152儲層由于自身巖石力學性質的復雜性，主導工藝及改造措施不明確；壓裂導流形態及工藝參數不清，現場缺乏理論指導和設計依據。

1 低滲稠油儲層壓裂可行性評價研究

對巖心進行三軸應力實驗測試，儲層巖石的泊松比0.08～0.32，平均0.22；彈性模量2.75～11.79 GPa,平均7.33 GPa，巖心多以壓不碎、壓不裂或滑移破壞為主，脆性較弱、偏塑性。

1.1 儲層壓裂可行性評價方法的建立

因為W152砂巖儲層具有低滲塑性砂巖和稠油疏松砂巖的雙重特征，考慮Rickman方法在頁巖中的成功應用，因此采用Rickman脆性指數計算方法評價儲層的壓裂可行性。然而利用單一脆性指數進行儲層壓裂可行性評價存在不足[2]。斷裂韌性KIC可作為表征水力壓裂造縫能力的參量，指示儲層壓裂的難易程度[3]。

根據W152儲層物性參數將脆性指數和斷裂韌性相結合，建立巖石壓裂可行性評價新模型，計算低滲稠油儲層的可壓指數，其形式為[4]：

FI=BInKICn

式中：FI為可壓指數，無量綱；BIn為正向歸一化脆性指數，無量綱；KICn為反向歸一化的斷裂韌性，無量綱。

式中：BImax和BImin分別為研究層段最大和最小脆性指數，無量綱；KICmax和KICmin分別為研究層段最大和最小斷裂韌性，MPa·m1/2；BImax、BImin、KICmax、KICmin為常數，其值根據研究層段實際情況而定。

1.2 儲層可壓性指數計算

根據可壓裂性評價模型，針對現河油區低滲稠油儲層已進行壓裂施工的油井進行擬合計算，得出不同油井的可壓指數，并與實際壓裂情況對比，多井測算結果如表1所示。

根據不同的巖心測算結果，并結合對比同地區前期開發井的測井數據，可知當類似儲層可壓指數高于0.2時，壓裂施工成功率高。結合計算模型、測算結果及現場施工結果可知隨著脆性指數增大，斷裂韌性的降低，可壓指數明顯增大，地層的壓裂可行性越高；該模型通過多井測算擬合，可有效判斷儲層的壓裂可行性，準確度符合現場要求。

根據儲層巖石參數計算結果，得出W152儲層的巖石可壓指數為0.39，大于臨界值0.2，因此W152儲層可以形成裂縫，具備壓裂可行性。

表1 現河油區低滲稠油儲層多井測算結果

2 裂縫導流能力評價研究

通過測算現河油區W152儲層具備壓裂可行性后，需要對W152儲層壓裂裂縫的導流能力進行量化研究。通過裂縫導流能力評價儀，模擬地層壓力條件下，測試鋼板(無嵌入)和人造巖板(嵌入)的導流能力，研究W152儲層中不同類型支撐劑在嵌入裂縫壁面的導流能力的變化規律。

2.1 導流能力評價實驗簡介

實驗應用粒徑為20/40目的陶粒、石英砂和覆膜砂作為支撐劑。W152儲層裂縫的閉合壓力為21 MPa，因此每組實驗中設置測試的閉合壓力測試點為10 MPa、21 MPa、30 MPa，每個閉合壓力點測試時間為2 h。以W152儲層實際參數為基礎制作人造巖板(規格為177 mm×38 mm×10 mm)，其力學參數如表2所示。

表2 人造巖板力學參數

使用蒸餾水作為實驗液體，在層流(達西流)條件下評價支撐劑充填層導流能力。要準確測量導流能力，層流條件下的單相流是關鍵的條件。實驗合適流量為2～5 mL·min-1。依據達西定律，實驗中只需測得壓差及流量即可求得支撐劑的導流能力[5]。

2.2 導流能力評價結果及分析

2.2.1 巖板A不同支撐劑類型下的導流能力變化規律

嵌入影響程度是指無嵌入與嵌入導流能力的差與無嵌入導流能力的比值，因此從圖1也可反推出陶粒、覆膜砂、石英砂相同條件下的嵌入程度。覆膜砂的嵌入的嵌入程度最小，由于外層有樹脂包裹，且可變形，因此其接觸面積大，減少了支撐劑的嵌入，裂縫的導流能力下降較少[6]。而石英砂由于圓球度差，嵌入影響最大。

兩種支撐劑組合均使導流能力大幅下降而嵌入程度并無明顯改善。因此在以提高導流能力為首要目標、兼顧經濟性的條件下，推薦使用陶粒作為現河W152儲層的支撐劑，在W152儲層21 MPa地層閉合壓力下陶粒的導流能力為268.14 μm2·cm。

2.2.2 巖板B不同支撐劑類型下的導流能力變化規律

從圖2中可以看出，對巖板B而言，不同類型支撐劑嵌入對導流能力的影響規律與巖板A一致，不同之處在于巖板B的楊氏模量更高，因而巖板B對應的支撐劑嵌入程度更小，相應的導流能力也更高。由此可見不同硬度的巖板，在相同的閉合壓力下發生嵌入的程度不同，硬度越低，嵌入越嚴重，導流能力值也越低。

2.2.3 不同鋪砂濃度下的導流能力變化規律

由圖3可知，支撐劑的嵌入影響程度隨鋪砂濃度的增加而減小，這種差距在高閉合壓力下尤為明顯，當閉合壓力為30 MPa時，鋪砂濃度從5 kg/m2增大到15 kg/m2，嵌入影響程度從39.07%降到30.46%。這是由于在較低的鋪砂濃度下，總的鋪砂層數較少，一旦發生嵌入，嵌入層占總鋪砂層數的比例相對較大，其影響也就比高鋪砂濃度大。

當鋪砂濃度大于10 kg/m2，導流能力及其受嵌入影響的程度將明顯減小。所以在針對W152儲層實施壓裂作業時，要盡可能采用高鋪砂濃度(不低于10 kg/m2)，才能得到較為理想的有效導流能力。

2.3 基于灰色關聯的多因素分析

為研究各個因素對導流能力影響程度的相對大小，以裂縫導流能力為評價指標，選取陶粒支撐劑條件下的各實驗數據，采用灰色關聯分析方法分析系統中各個因素間的主次關系。灰色關聯分析法的具體步驟可參考文獻[7,8]，此處不再贅述。分析結果見表3。

由表3可以看出，各因素對裂縫導流能力的影響程度從大到小依次為：鋪砂濃度、儲層楊氏模量、儲層泊松比、閉合壓力。由此可見，儲層自身力學特性對裂縫導流能力具有極大的影響，在低滲稠油儲層中儲層楊氏模量偏低，不利于壓裂改造，而鋪砂濃度對裂縫導流能力影響程度最大，因此在確定支撐劑種類后，需適當提高鋪砂濃度以彌補儲層楊氏模量偏低的先天不足，盡可能提高裂縫的導流能力，獲取更高的經濟效益。

表3 裂縫導流能力和其它因子的關聯程度

3 結論

1)結合脆性指數與斷裂韌性建立儲層壓裂可行性計算模型，通過現場多井測算該模型準確有效；通過該模型計算W152儲層具備良好的壓裂可行性。

2)在相同的閉合壓力下，巖石硬度越低，支撐劑嵌入越嚴重，導流能力值也越低，需提高鋪砂濃度保持較理想的導流能力。現河油區以W152儲層為代表的低滲稠油儲層巖性較軟，建議鋪砂濃度不低于15 kg/m2，就導流能力而言適合選用陶粒作為支撐劑。

3)各因素對低滲稠油儲層裂縫導流能力的影響程度從大到小依次為：鋪砂濃度、儲層楊氏模量、儲層泊松比、閉合壓力。在確定支撐劑種類后，需適當提高鋪砂濃度以彌補儲層楊氏模量偏低的先天不足，盡可能提高裂縫的導流能力，獲取更高的經濟效益。

[1] 袁玉鳳. 吐哈低滲稠油油藏注氣提高采收率實驗研究[D]. 成都：西南石油大學， 2014.

[2] 梁豪. 頁巖儲層巖石脆性破裂機理及評價方法[D]. 成都：西南石油大學, 2014.

[3] 袁俊亮, 鄧金根, 張定宇, 等. 頁巖氣儲層可壓裂性評價技術[J]. 石油學報, 2013, 34(3): 523-526.[4] 廖東良, 肖立志, 張元春. 基于礦物組分與斷裂韌度的頁巖地層脆性指數評價模型[J]. 石油鉆探技術, 2014, 42(4): 37-40.

[5] 郭天魁. 海上稠油油藏壓裂充填防砂材料的優選與優化[D]. 北京：中國石油大學(北京), 2010.

[6] 郭天魁, 張士誠. 影響支撐劑嵌入的因素研究[J]. 斷塊油氣田, 2011, 18(4): 527-529.

[7] 傅立. 灰色系統理論及其應用[M]. 北京: 科學技術文獻出版社, 1992.

[8] 曲占慶, 周麗萍, 郭天魁, 等. 基于灰色關聯法的裂縫導流能力影響因素分析[J]. 西安石油大學學報(自然科學版), 2015, 30(4): 82-86.

Fracture Practicability and Flow Conductivity in Low Permeable Heavy Oil Reservoir of Xianhe

XIAO Wen1, LI Xiao-long2, ZHANG Wei3, ZHANG Shu-juan3, LI Min3, GUO Tian-kui2

(1.Oil Production Technology Research Institute, Shengli Oilfield, Dongying 257000, Shandong, China; 2.School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(East China), Qingdao 266580, Shandong, China; 3.Xianhe Production Institute of Shengli Oilfield, Dongying, 257000, Shandong, China)

The reserves of Xianhe low permeable heavy oil reservoir is large but producing reserves is low. Because the rock property of the reservoir is tight sand mixed with loose sand, which makes the reservoir hard to exploit. The lacking of theory foundation and awareness of fracture flow conductivity leads to fracture failure or bad effect. Thus, a model combined with brittleness index and fracture toughness is built up in order to calculate the fracture practicability index in a certain formation. After fitting the model into the reality, the model will be used to judge the fracture practicability of oil well W152. The result of the model is that oil well W152 is suitable for fracturing. Meanwhile an experiment of flow conductivity is arranged in order to acknowledge the flow conductivity under the condition of reservoir W152. Also the optimization of proppant and sand concentration is arranged. After that, a research under gray correlative method and simulation is conducted. The result of research means a lot to the field.

fracture; low permeable heavy oil; practicability; flow conductivity; gray correlative method

國家自然科學基金青年基金項目(徑向鉆孔引導水力壓裂裂縫定向擴展機理研究):51404288

2016-04-03

肖雯(1990-)，女，山東東營人，勝利油田分公司石油工程技術研究院，助理工程師，從事采油工程、壓裂工藝方面研究。

TE348

A

1008-9446(2016)05-0010-04