準噶爾盆地石炭系長直井段井網立體壓裂參數優化研究

王 健， 張景臣， 王 波， 劉 昊， 孔 輝， 李 恒

1中國石油新疆油田分公司工程技術研究院 2中國石油大學(北京)

0 引言

準噶爾盆地石炭系火山巖儲層具有低孔特低滲、縱向跨度大、天然裂縫發育、非均質性嚴重等特點，以往采用的單井水平井分段壓裂方式，裂縫延伸困難，縫網波及范圍有限，滿足不了其增產穩產的需求[1]。通過國內外有關體積壓裂文獻調研，認為天然裂縫發育、巖石脆性強度大、水平主應力差小的儲集層，通過大規模體積壓裂技術易形成以主裂縫為主干的縱橫交錯的縫網系統[2]。北美的Jonah 油氣田[3]采用多井簇、密切割技術，極大地提高了儲集層的動用程度。國內直井采用多層連續分壓技術，出現縱向多層動用率低，部分層段產能貢獻率低等難點[4]。楊遠等[5]在對體積壓裂概念和特點研究的基礎上，總結出影響體積壓裂的主控因素和適應條件。李憲文等[6]提出精細化分層、優化分層工藝技術是有效提高直井多層開發效益的方向。金成志等[7]提出利用人工裂縫干擾降低應力差的復雜裂縫壓裂工藝，達到增大改造體積、提高單井產能目的。周文高[8]建立了弱層理頁巖儲層水力裂縫擴展的三維有限模型，計算分析了地應力差、層理面性質、注液速率對水力裂縫在弱層理面擴展路徑的影響規律。李進步等[9]通過在蘇里格氣田開展體積壓裂試驗，有效地提高了儲層整體改造程度和單井產能。

基于上述研究，文章提出多井整體改造、密切割成縫網的改造思路，采用三維壓裂生產設計一體化數模擬軟件Petrel構建了石炭系火山巖油藏三維地質模型、三維地應力模型、天然裂縫模型和水力壓裂模型等，并從施工排量、鋪砂量、簇間距等工程因素方面分析了其對壓裂儲層裂縫的影響規律。結合本次數值模擬結果和現場實踐證明，借鑒水平井體積壓裂思想，對石炭系直井采用一次改造形成多縫，實現全井段改造，可極大限度提高致密儲集層縱向改造體積，提高單井產能，為實現石炭系油藏儲層的有效動用提供技術保障。

1 研究區概況

九區M井區石炭系油藏位于克拉瑪依市東北45 km，探明含油面積11.71 km2，石油地質儲量594.73×104t，可采儲量56.5×104t。全區主要發育5條斷裂，走向近北東—南西向，最大水平主應力方向以北西—南東方向為主；天然裂縫較為發育，以斜交縫、網狀縫為主，裂縫傾角分布在50°～90°之間；巖石類型為安山玄武巖類、凝灰巖和砂礫巖，且三大類巖性均含油，含油級別相對較高的是砂礫巖和安山玄武巖。儲層分析孔隙度在7.63%～10.52%，平均滲透率在0.42～0.73 mD，表現為低孔特低滲儲層；儲層分布零散、跨度大，兩向應力差較小，儲層上下遮擋作用較弱；地層原油黏度4.7 mPa·s，原始地層壓力系數1.07；凝灰巖脆性好(脆性指數>50%)、砂礫巖脆性低，縱向遮擋弱。利用巖石物理力學參數軟件ROCK LAB對M1井進行層段解釋，顯示目的層段平均楊氏模量約為2.87×104MPa，平均最小水平主應力約13.63 MPa，最大水平主應力約16.58 MPa，泊松比0.28。

2 工區三維模型的建立

2.1 三維地質模型和地應力模型

根據九區M井區地質特征和儲層物性，基于鉆井數據、單井測井解釋成果及地震數據，建立三維地質工程一體化模型。本文基于Petrel三維壓裂生產設計一體化軟件，建立了一個2 400 m(x方向)×1 450 m(y方向)×1 200 m(z方向)的井組模型。模型工區面積3.48 km2，北面以檢A井斷裂為界，西面以新港轄區為界，東部和南部以到古A井斷裂為界；厚度1 200 m，縱向包括C1～C5層，網格精度40 m×20 m×0.5 m，共1 106 300個網格。

利用序貫高斯模擬算法[10]、采用地震反演體做約束建立孔隙度模型，顯示工區孔隙度7.95%～10.72%，平均孔隙度9.51%。通過相控建模[11]和層速度精細處理相結合的方法建立三維孔隙壓力模型，顯示主要目的層的孔隙壓力值為5.5～10 MPa，平均7.75 MPa，其中M3井處于高值部位。在相控基礎上用孔隙度協同模擬建立含油飽和度模型，并采用井震結合的方法提高其精度，顯示含油飽和度0～80%，平均含油飽和度50%。根據三維體密度垂向積分原理獲取上覆巖層壓力并建立其模型，其值在11.6 ～21.9 MPa之間，平均為16.75 MPa。通過有效應力比值法建立出最小水平主應力模型和最大水平主應力模型，顯示最小水平主應力12.78～14.48 MPa，平均值13.63 MPa，最大水平主應力15.25～17.9 MPa，平均值16.58 MPa。通過調整儲層滲透率使孔隙度、含油飽和度在井、粗化網格、模型中的數值分布頻率基本一致，顯示工區滲透率在0.5～0.75 mD之間。

以M1井為例，對其2019年6月～2020年5月的平均日產油量進行歷史擬合(見圖1)，計算結果與實測結果在較小的誤差范圍內接近，說明模型與油層實際情況比較接近，能較為準確地反映工區實際情況，滿足研究需求。

圖1 M1井一年的產量歷史擬合結果

2.2 天然裂縫模型

電阻率成像測井顯示工區裂縫非常發育(見圖2)，主要以斜交縫、網狀縫為主，裂縫傾角分布在50°～90°之間，以高角度裂縫為主。總體裂縫十分發育且分布規律明顯，主要集中在距石炭系頂面300 m以內，裂縫總體密度平均11條/m。

圖2 檢B井EMI圖像識別裂縫類型

在井組模型基礎上充分考慮天然裂縫在原始地層中的分布和擴展情況，給定天然裂縫產狀、密度、尺寸等參數，構建天然裂縫模型。

3 模擬過程與結果分析

要實現壓裂改造的成功，獲得較大儲層改造體積的縫網，首先需要與地質上密切結合，其次合理的工程參數設計也尤為重要。施工排量、簇間距、攜砂量、壓裂液用量及黏度等因素都會影響天然裂縫的開啟以及裂縫的復雜程度，從而影響儲層改造效果[12]。

基于上述所建立的地質力學模型，對目標區塊4口老井(M1、M2、M3、M4)和6口新井(M5、M6、M7、M8、M9、M10)建立了立體井網模型，利用Kinetix壓裂模擬功能，在充分考慮儲層非均質、應力各向異性基礎上采用全耦合數值法求解，不但能夠模擬裂縫擴展機制，而且還能考慮水力裂縫和天然裂縫的相互作用，真正實現模擬復雜縫網形態的目的?？紤]到本次是以整個區塊作為參考目標，在井網情況下對目標直井進行立體壓裂，由于控制成本的需要，井區施工壓裂液黏度較小，因此將施工排量、簇間距和每段攜砂量等作為主控工程因素，分析其對壓裂儲層裂縫的影響規律，并根據不同施工條件下的裂縫擴展效果優選出了合適的施工參數。

3.1 施工排量優化

老井初次壓裂采用小排量、小液量的方式壓裂，隨著生產時間推移，生產效果逐漸下降，即初期產量高，但穩產較差，因此擬對新井采用大排量壓裂。

由于老井管線和設備的限制，擬對老井的施工排量設置為3.0 m3/min、3.8 m3/min、4.5 m3/min，對新井的施工排量設置為10 m3/min、12 m3/min、14 m3/min等6種情況開展裂縫擴展模擬研究。結果表明，隨著排量的增大，縫長增大，但當排量增大到一定值后反而會導致縫長小幅度降低。綜合考慮裂縫擴展效果和壓裂施工設備條件，較為適宜的壓裂施工排量為M1、M3井3 m3/min，M2、M4井3.8m3/min，6口新井12 m3/min。

3.2 簇間距優化

在多裂縫壓裂設計中，如何合理設置水力裂縫間距、最大限度形成縫網是儲層改造過程中的關鍵問題，因此，簇間距的確定成為長直井“大段多簇”壓裂設計的核心。在同等條件下，簇間距越小，中間簇越難形成有效壓裂裂縫，但簇間距過大又不利于形成復雜裂縫網絡。綜合地質和施工條件確定老井的單段改造長度為25 m，單段簇間距設置5 m、10 m、15 m；新井的單段改造長度為60 m，單段簇間距設置10 m、15 m、20 m等6種情況開展裂縫擴展模擬研究。結果表明，在M1、M3井簇間距5 m，M2、M4井簇間距10 m，M7、M8、M10井簇間距15 m，M5、M6、M9井簇間距20 m時，裂縫擴展最好。

3.3 砂量優化

在選優出施工排量和簇間距的基礎上，對單段鋪砂量進行優化設計。數值模擬結果表明，在4口老井每段砂量50 m3，M6井每段砂量70 m3，M5、M7、M8、M9、M10井每段砂量80 m3左右時，裂縫擴展最好。

由上述水力壓裂數值模擬結果可以看出：

(1)施工排量對壓裂裂縫的形態有較大影響。當排量較小時，縫內凈壓力不足以開啟天然裂縫，僅有少量人工次生裂縫衍生，帶寬很窄，復雜縫網難以實現；隨著排量的增大，人工裂縫長度增加，溝通天然裂縫變多，縫網變復雜，但此時繼續增大排量，裂縫擴展的效果反而不明顯。此外，由于支撐劑的沉降和重力作用，攜砂液將支撐劑攜帶至儲層的中下部，而地層中的高滲透帶具有鋪砂不均的情況，所以選定合理的排量既可以避免非儲層段無效裂縫高度，還可以有效提高對儲層段動用程度，加大裂縫長度，從而提高油井產能。

(2)多簇裂縫同步擴展時，應力干擾對于裂縫延伸以及幾何形態作用明顯。當簇間距過小時，簇間應力干擾作用明顯，裂縫間抑制作用大，不利于裂縫的橫向擴展；隨著簇間距的增加，裂縫總長出現先增加后減小的趨勢。因此，選擇合理的簇間距有利于縫間相互干擾，形成復雜縫網。

(3)隨著每段攜砂用量的提高，裂縫擴展長度顯著增大，但當砂量持續增加到一定值后，縫網復雜程度、儲層改造效果及主裂縫長度整體變化微小，說明對石炭系火山巖低孔特低滲儲層采用大液量、中砂比的壓裂改造思路進行壓裂改造，可以及時補充地層能量，確保壓裂施工效果和油井取得較好的產量。

3.4 壓后產量模擬

根據模擬和分析結果分別對6口新井進行壓后產量模擬(圖3)，比較每口井的增產和穩產情況，結果顯示研究區壓裂后181 d產油總量為6 724.5 t，平均每口井半年產油1 120.75 t。

圖3 新井壓后產量模擬

綜合來看，以支撐裂縫的擴展效果為依據，結合壓后產量模擬，選擇一套合適的現場壓裂工藝，能達到較好的改造效果，見表1。

表1 壓裂直井優選施工參數

4 現場應用情況

九區石炭系油藏前期老井采用油管壓裂、排量小、液量低、砂比高的常規壓裂方式進行壓裂，其生產效果隨生產時間的推移愈發下降，在2016年后產量下降趨勢尤為明顯。2021年對九區石炭系10口直井進行現場立體壓裂改造并實時跟蹤其產量，由表2可以看出，老井二次壓裂后初期產油量1.52～4.5 t/d，平均日產油量3.32 t，與二次壓裂前的平均日產油量2.09 t相比提高了58.85%；表3顯示新井壓裂后初期產油量2.26～8.02 t/d，平均日產油量6.03 t，與以往采用舊工藝的老井相比產量提高了122%，投產結果與模擬結果誤差小于15%。結果表明：對石炭系直井采用新工藝壓裂，支撐裂縫復雜程度較高，縫長較長，支撐劑運移較遠，壓裂改造效果明顯。

表2 老井二次壓裂后產量統計表

表3 新井壓裂后產量統計表

5 結論

(1)九區石炭系儲層壓裂過程中易形成分支裂縫，針對生產時間長、地層虧空嚴重的老區加密直井，適合采用立體壓裂的方式進行儲層改造。

(2)基于石炭系油藏水平應力差異小、天然裂縫發育、有利于形成復雜裂縫的特點，借鑒非常規油氣藏實施體積壓裂的成功經驗，提出石炭系長直井段立體井網體積壓裂設計方法，實現全井段的改造，有效增加了壓裂裂縫的復雜程度。

(3)通過數值模擬研究明確了對九區石炭系油藏進行直井立體壓裂的可行性，由現場施工10口直井的產量數據可知，其綜合產能較改造前大幅增加，說明對石炭系直井使用立體壓裂技術能極大提高壓裂改造效果和單井產能。