致密火山巖儲層水平井壓裂參數優化與現場試驗

尚立濤，劉 宇，張 楊，齊士龍，喬 巖，李存榮

（1.中國石油集團工程技術研究院有限公司，北京 102206；2.中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江大慶 163453）

致密油氣儲層可應用縫控壓裂技術提高單井產量[1]，通過人工裂縫參數的優化來實現井控單元內儲量的最大動用。致密火山巖儲層以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主（表1），氣孔發育程度較差，部分溶孔發育，裂縫或微裂縫發育差，主要巖性為凝灰巖、火山角礫巖，巖石孔隙結構復雜，低孔、低滲、致密。核磁共振具有雙峰特點，既存在微孔又有相對較大的孔隙，儲層非均質性嚴重，束縛水飽和度高，一般為52.0%～92.0%，與孔隙度線性關系差。全直徑相滲儲層為親水巖石，呈兩相流特征。孔隙度小，空氣滲透率低，孔隙結構差，束縛水飽和度高，兩相滲流范圍小。可動氣飽和度為17.0%～67.3%，束縛水飽和度為32.6%～52.4%，束縛水飽和度大于45.0%的占69.2%。致密火山巖儲層直井改造效果差，需要應用水平井大規模分段壓裂工藝實現開發。隨著鉆遇儲層物性變差，可縮小壓裂裂縫間距保持單井產量，對裂縫間距與改造規模深度優化，實現經濟開發。

表1 致密火山巖儲層分類標準

1 致密火山巖儲層流動特征

1.1 巖心滲透率隨驅替壓差的變化

根據巖心測得儲層孔隙度主要為3%～17%，平均為9%，滲透率主要為0.001×10-3～0.7×10-3μm2，平均為0.012×10-3μm2，屬于低孔致密儲層。氣藏非均質性較強，孔、滲之間不具有明顯相關性。致密火山巖氣藏微觀孔隙結構的孔喉半徑主要為0.001～1.000 μm，參照基礎氣測孔滲數據，觀察巖心表面發育氣孔情況表明，氣藏儲氣空間主要依靠氣孔發育程度，滲流能力受到氣孔間孔喉及裂隙發育情況的制約。

隨著氣體的進入，地層水不斷被排出。孔隙越大，則氣液之間的毛管力越小，氣體克服向前運移的阻力就越小，因此，氣體總是先沿著孔隙大的部位運移。根據實驗，當氣體到達出口，且流速穩定（流動通道形成）時，可以認為氣體發生了突破。不同含水巖心氣驅壓力和動態滲透率實驗表明，隨著含水飽和度的降低，氣體的視滲透率（流動速度）開始增加緩慢，當含水飽和度降低時，氣體的流速急劇增大，開始發生明顯氣竄。巖心在較高含水的情況下，增大驅替壓差能夠有效排出孔隙可動水，增大氣流速率，但隨著含水飽和度的降低，氣驅壓差的影響逐漸減弱，巖心含水飽和度約在54%就能夠發生明顯氣竄。巖心孔滲條件差異較大，但孔滲條件和發生氣竄時的含水飽和度無明顯關系，形成此差異是因為火山巖成巖過程中，碎屑巖存在很大差異，特殊的孔喉組合還會影響火山巖的孔隙度和滲透率。對比不同巖心實驗結果，滲透率越高，發生氣竄的臨界飽和度越小。致密火山巖開采過程中需要有效降低儲層含水飽和度，降低儲層含水約束，可通過增加生產壓差來實現，有效生產壓差應超過7 MPa。

1.2 氣體非線性滲流特征與應力敏感性

致密火山巖儲層在含水條件下，單相氣體滲流都呈非線性；高含水條件下，非線性特征較為明顯。含水條件下，巖心滲透需要突破毛管力的影響，儲層的非線性可用啟動壓力梯度表征，啟動壓力梯度隨著含水率的增大而增大。由于物性的差別，啟動壓力梯度受制于含水飽和度和孔喉分布。

對比不同離心力T2 圖譜形態顯示，致密火山巖儲層束縛水建立較為理想的離心力為5～7 MPa。核磁解釋成果表明，火山巖可動水飽和度較小，主要為25%～40%，可動水飽和度與巖心的孔、滲之間不存在線性關系。根據以往的研究[2-4]，滲透率比值的立方根與對應有效覆壓比值的對數具有很好的線性相關性。隨著有效應力的增大，滲透率先迅速減小后緩慢下降，符合指數遞減規律；當有效應力恢復至初始值時，滲透率不能完全恢復。致密火山巖儲層實驗結果表明，整體滲透率傷害程度中等。

1.3 致密火山巖氣藏滲流特征

為了準確描述啟動壓力梯度、滑脫效應和應力敏感對致密火山巖滲流的影響，在廣義達西定律基礎上，考慮啟動壓力梯度等因素的非達西滲流特征，建立了封閉邊界致密火山巖氣藏滲流模型，并通過流量標準化壓力及導數曲線分析了啟動壓力梯度、滑脫效應和應力敏感對滲流機理的影響[5-9]。

1.3.1 數學模型

天然裂縫氣相方程：

基質氣相方程[5-9]：

根據提取的特征參數和實驗室實驗結果，建立基礎的致密火山巖滲流模型，在不同基礎物理屬性（滲流主控因素）和不同間距條件下分析滲流速度和有效滲流區域變化。在滲流模型基礎上，通過數值模擬建立不同巖性不同裂縫間距模型，觀察壓力場及流線場變化。

1.3.2 滲流速度場和壓力場

壓后多條人工裂縫同時生產時，隨著壓力波的傳播，每一條人工裂縫周圍均會形成一定范圍的波及區域[10]。在水平氣井生產初期，人工裂縫能夠控制的滲流面積比較小，各波及區域不會相交，即人工裂縫之間不存在相互干擾，即裂縫線性流和裂縫徑向流（縫間距較大時會出現）階段。隨著生產的進行，各波及區域逐漸擴大、并相交，最終形成一定范圍的干擾區。地層線性流階段，出現縫間干擾現象。再生產一段時間，多條裂縫會形成一個整體的波及區域，即擬徑向流階段。

由于裂縫的高導流能力，裂縫內壓力低于儲層基質壓力，在裂縫周圍形成細長橢圓形的壓力波。隨著生產的進行，壓力波范圍逐漸擴大。壓裂段數是影響壓裂水平井產能的重要因素，裂縫間距能否與儲層適配，對于水平井的開發尤為重要。分別對儲層滲透率為0.01，0.05，0.10，0.50，1.00，5.00×10-3μm2的致密火山巖氣藏儲層進行模擬計算，研究不同滲透率級別儲層與之適應的裂縫間距匹配關系。

1.3.3 致密火山巖氣藏裂縫滲流間距圖版

有效滲流區域優化為不同滲透率條件下單縫波及面積隨裂縫間距變化的曲線。從圖1 中可以看出，隨著裂縫間距增加，由于縫間干擾減小，單縫波及面積逐漸增加；后期縫間距增加到一定程度，裂縫未能控制整個儲層，單縫波及面積隨裂縫間距逐漸減小。裂縫間距應選擇控制區內靠近峰值的數值，峰值為該方法下的最優裂縫間距，峰值對應的波及面積最優。基于儲層滲透率與最優裂縫間距、儲層滲透率與最優波及面積的散點圖，得到致密火山巖裂縫間距優化圖版（圖2）。儲層滲透率越大，最優裂縫間距越大，裂縫波及面積也越大。

圖1 不同滲透率下裂縫波及面積隨間距變化

圖2 最優裂縫間距與儲層滲透率擬合圖

儲層滲透率與最優裂縫間距擬合函數關系：

儲層滲透率與最優單縫波及面積擬合函數關系：

式中：D 為最優裂縫間距，m；k 為儲層滲透率，10-3μm2；φi為圖版孔隙度，%（本文取11.3）；h為儲層有效厚度，m；hi為圖版有效厚度，m，（本文取30）；m、n為變量指數，m=0.001、n=0.34；M為單縫波及面積，104m3。

2 壓裂規模與工程參數優化

分段壓裂最優裂縫間距除考慮儲層流動性與壓裂裂縫干擾外，還應考慮施工泵注排量與壓裂規模對改造體積有重要影響[11-16]，間接影響裂縫間距。致密火山巖儲層埋藏深，儲層溫度為120～150 ℃，壓裂施工壓力高，主體仍然采用延緩交聯胍膠壓裂液體系。水平井分段壓裂應用固井滑套壓裂工藝與裸眼分段投球壓裂工藝，施工排量為5～12 m3/min，厚度為15～30 m，儲層單段壓裂液量一般為600～1 500 m3，加砂量為50～100 m3。基于儲層的基本地質參數，通過波及體積計算得到泵注排量與壓裂液量同時變化時對應的最優裂縫間距。裂縫間距隨著壓裂液總量的增加而增大，也隨著泵注排量的增加而增大，最優裂縫間距為30～45 m（圖3）。壓裂裂縫干擾真實存在，WW1P1 井儲層物性略好，平均滲透率為0.45×10-3μm2，改造平均裂縫間距45 m，壓裂時未產生干擾；WW1P2 井儲層物性偏差，平均滲透率0.05×10-3μm2，改造平均裂縫間距30 m，壓裂時各段停泵壓力梯度逐漸升高，裂縫干擾明顯（圖4），說明改造充分；考慮流動性與干擾特征，致密火山巖儲層壓裂裂縫間距優化結果比較合理。

圖3 不同改造規模及施工排量與間距優化

圖4 不同間距壓裂井停泵壓力梯度統計

3 現場試驗與分段產量監測

按照致密火山巖儲層優化設計圖版施工8 口水平井，平均單井壓裂16 段，單段壓裂液用量1 000 m3，加砂量80 m3，壓裂后平均單井日產氣12×104m3，II 類、III 類致密火山巖儲層改造獲得理想效果。WW1-P5 井鉆遇火山巖長度890 m，Ⅱ類有效儲層長度558.9 m，Ⅲ類有效儲層長度102.5 m。分24 段壓裂，平均裂縫間距35 m。為認識不同儲層產氣貢獻能力以及相同儲層試驗不同改造規模對產量的貢獻能力，壓裂時添加24 種具有獨特譜圖的氣體示蹤劑，并對示蹤劑注入用量和工藝進行了優化，氣體示蹤劑注入量滿足連續取樣要求，壓裂后取樣分析各段產氣貢獻能力。試驗結果表明，II 類儲層產氣貢獻相對更高，14 段產氣貢獻占83.39%，平均貢獻5.96%；III 類儲層通過改造可以獲得一定的產能，7段產氣貢獻占13.55%，平均貢獻1.94%；干層產氣貢獻明顯更低，3 段產氣貢獻占3.06%，平均貢獻1.02%。II 類儲層單段壓裂液量與產氣貢獻占比有明顯正相關性，改造規模越大對產量越有利，最優單段施工液量為800～1 000 m3（圖5）；單段壓裂加砂量與產氣貢獻占比有明顯正相關性，最優單段施工加砂量為60～80 m3（圖6），繼續增大施工液量與加砂量單段產量沒有繼續增大。

圖5 II 類儲層液量與產氣貢獻率統計

圖6 II 類儲層加砂量與產氣貢獻率統計

4 結論

（1）致密火山巖儲層巖心物性、應力敏感評價、巖心氣驅等實驗表明，孔隙連通性差，儲集空間為氣孔和微裂縫，應力敏感中等，儲層束縛水含量較高。高含水條件下，共滲區間小，氣體滲流呈明顯的非線性特征，儲層滲流非線性特征的主控因素為巖石孔滲以及含水飽和度。

（2）基于壓裂水平井流動壓力場的分析，建立了分段壓裂裂縫間距優化圖版，形成了以滲流為基礎的裂縫優化系統，根據儲層不同物性得出最優裂縫間距。

（3）根據水平井壓裂后分段產能測試，確定了致密火山巖壓裂單段最優施工液量為800～1 000 m3，單段最優加砂量為60～80 m3，與不同改造規模、施工排量及裂縫間距優化結果基本一致，可有效指導壓裂方案優化，提高設計針對性與開發效益。