疏松砂巖壓裂充填裂縫擴展與參數優化研究*

張啟龍 黃中偉 譚強 張曉誠 王曉鵬 高斌

(1. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室 2. 中海石油(中國) 有限公司天津分公司)

0 引 言

我國渤海區域存在大量淺層疏松砂巖儲層, 經過多年的井網加密與長期注水開發, 不少生產井已經出現產液量低、 含水體積分數高等現象[1]。 由于層間物性差異顯著, 盡管單井綜合產液量低、 含水體積分數高, 但是不同物性地層水淹程度差異較大、 剩余油分布復雜, 傳統的調剖堵水方案僅僅試圖封堵物性較好高含水層, 難以對物性相對較差地層進行有效改造。 壓裂充填技術通過在儲層中壓裂形成短寬縫并用高砂比充填, 使地層流體在高導流裂縫附近形成雙線性流動, 達到增產和防砂的目的。 該技術已經成為疏松砂巖油氣藏開發中一種非常重要的完井方法[2-5], 并在渤海、 墨西哥灣等國內外海上疏松砂巖油藏中得到了成功應用[6-7]。 成功實施壓裂充填防砂的關鍵是通過壓裂造縫, 在高含水疏松砂巖儲層中形成平整的短、 寬裂縫。 疏松砂巖由于強度低、 塑性變形顯著, 與常規砂巖相比,其壓裂裂縫起裂與延伸力學機理更為復雜。 不同地質條件和施工參數條件下, 疏松砂巖可能呈現不同的變形破壞特征, 壓裂過程中可能形成不同形式的裂縫, 存在不易造縫及裂縫延伸困難的可能。 因此,深入開展不同條件下疏松砂巖壓裂裂縫延伸機理研究, 揭示儲層滲透率、 壓裂液性質以及壓裂施工參數對裂縫延伸規律的影響, 形成壓裂充填關鍵參數設計方法, 對提高壓裂充填作業效果至關重要。

筆者采用室內試驗和數值模擬的方法, 研究疏松砂巖壓裂裂縫延伸機理, 探索壓裂液性質、 排量及地層滲透率等參數對裂縫延伸規律的影響, 以形成一套壓裂充填關鍵參數優化設計方法。 研究成果可為疏松砂巖壓裂充填技術的規?；瘧锰峁┮欢ǖ募夹g指導和理論支撐。

1 疏松砂巖小型壓裂物理模擬試驗

室內壓裂模擬試驗是研究疏松砂巖起裂和延伸機理的重要手段。 針對這一研究方向, 國內外學者已經開展了一定的探索, 但對于疏松砂巖壓裂裂縫起裂與延伸機理并未形成統一認識, 基于此開展室內模擬試驗, 以進一步探索儲層滲透率、 壓裂液黏度與排量對裂縫延伸規律的影響。

1.1 試驗方案

利用研制的人造巖心壓實器制備了尺寸為?10 cm×12 cm 的人造巖樣, 滲透率分別為150、 460、1 580 mD。 巖樣性質與渤海油田疏松砂巖地層巖石類似, 利用擬三軸圍壓設備進行小型壓裂試驗[8-9]。

試驗步驟如下: ①將大型壓裂巖樣與帶孔槽不銹鋼端頭連接, 隨后在巖樣外部緊密纏繞熱縮套,將巖樣安置在圍壓腔底座, 巖心外套上密封袋, 并纏上膠帶密封, 防止壓裂液流進圍壓腔, 如圖1a和1b 所示; ②在巖心外安裝圍壓筒, 在圍壓筒充滿液壓油為巖心施加圍壓, 如圖1c 所示; ③將配置好的壓裂液裝入油水分離器, 并將油水分離器與孔壓系統連接, 利用孔壓系統排出管線內的氣體,待油水分離器出口管線有連續壓裂液排出時, 視為管線氣體全部排出, 如圖1d 所示; ④將油水分離器與圍壓腔系統連接, 圍壓腔則通過內部管線與模擬井筒連接, 實現油水分離器到模擬井筒的連通;⑤利用圍壓加載系統和軸壓加載系統, 對試樣施加給定的圍壓和軸壓; ⑥利用孔壓加載系統驅動油水分離器, 按照給定的排量, 將壓裂液通過管線注入巖樣模擬井筒中, 并實時記錄注入壓力數據; ⑦試驗結束后, 將壓裂巖樣取出, 進行后續裂縫形態檢測與觀察。

圖1 試驗裝置安裝流程Fig.1 Installation process of the experimental device

壓裂試驗中需要考慮2 種類型的壓裂液對疏松砂巖壓裂充填效果的影響, 2 種類型壓裂液即線性膠壓裂液和交聯壓裂液。 圍壓和軸壓不是本次研究重點, 因此試驗中分別取固定值10 和15 MPa。 線性膠壓裂液試驗采用控制變量的方法, 研究巖石滲透率、 壓裂液黏度、 壓裂液排量等3 個重要因素對壓裂規律的影響, 模擬8 種工況, 包括低滲低黏低排量(150 mD、 9 mPa·s、 10 mL/min)、 中滲低黏低排量(460 mD、 9 mPa·s、 10 mL/min)、 低滲低黏高排量(150 mD、 9 mPa·s、 60 mL/min)、低滲高黏高排量 (150 mD、 60 mPa · s、 60 mL/min)、 高滲低黏低排量 ( 1 580 mD、9 mPa·s、 10 mL/min)、 高滲低黏高排量(1 580 mD、 9 mPa·s、 60 mL/min)、 高滲中黏高排量(1 580 mD、 23 mPa·s、 10 mL/min) 和高滲高黏高排量(1 580 mD、 60 mPa·s、 60 mL/min); 交聯壓裂液試驗采用控制變量的方法, 研究線性膠壓裂液的巖石滲透率、 壓裂液濾失系數、 壓裂液排量等3 個因素對壓裂規律的影響, 模擬8 種工況, 包括低滲高濾高排量(150 mD、 1.65×10-4m/s0.5、60 mL/min)、 中滲中低濾高排量(460 mD、 1.15×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、 中滲低濾高排量(460 mD、 0.83×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、 中滲中高濾高排量(460 mD、 1.52×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、高滲高濾低排量(1 580 mD、 1.65×10-4m/s0.5、10 mL/min)、 高滲高濾高排量(1 580 mD、 1.65×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、 高滲中高濾高排量(1 580 mD、 1.52×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、 高滲中低濾高排量(1580 mD、 1.15×10-4m/s0.5、 60 mL/min)。

1.2 試驗結果與分析

根據試驗方案開展室內線性膠壓裂液和交聯壓裂液的壓裂模擬試驗, 進行壓裂試驗后的裂縫形態檢測與觀察。 其中, 線性膠壓裂液的試驗結果如圖2 所示。

圖2 線性膠壓裂液模擬試驗結果Fig.2 Simulation results of linear gel fracturing fluid

低滲低黏低排量條件下, 壓裂液濾失量較少,形成了多分支復雜裂縫形態(見圖2a); 中滲低黏低排量條件下, 壓裂液大量濾失, 幾乎未形成裂縫(見圖2b); 低滲低黏高排量條件下, 壓裂液壓濾失仍然較為嚴重, 形成主縫伴隨多分支裂縫的復雜裂縫形態(見圖2c); 低滲高黏高排量條件下, 壓裂液壓濾失得到一定程度控制, 形成主縫伴隨多分支裂縫的復雜裂縫形態(見圖3d); 高滲低黏低排量條件下, 壓裂液完全濾失進入地層, 未形成任何裂縫(見圖2e); 高滲低黏高排量條件下, 壓裂液完全濾失并進入地層, 未形成任何裂縫 (見圖2f); 高滲中黏高排量條件下, 形成主縫伴隨多分支裂縫的復雜裂縫形態(見圖2g); 高滲高黏高排量條件下, 壓裂液壓濾失得到一定程度控制, 形成主縫伴隨多分支裂縫的復雜裂縫形態(見圖2h)?？傮w來說, 利用線性膠壓裂液進行壓裂, 難以形成單一、 平整的拉伸型裂縫[9], 低滲、 高黏度以及大排量條件下可能形成規模較小的主縫-多分支裂縫的復雜裂縫形態。

圖3 交聯膠壓裂液模擬試驗結果Fig.3 Simulation results of cross-linked gel fracturing fluid

交聯壓裂液的試驗結果如圖3 所示。 低滲高濾高排量條件下, 由于交聯壓裂液具有較好的造壁性, 壓裂液壓濾失得到較好的控制, 形成多分支裂縫的復雜裂縫形態(見圖3a); 中滲中低濾高排量條件下, 形成單一、 平整的拉伸型裂縫 (見圖3b); 中滲中低濾高排量條件下, 形成單一、 平整的拉伸型裂縫(見圖3c); 中滲中高濾高排量條件下, 形成單一、 平整的拉伸型裂縫(見圖3d); 高滲高濾低排量條件下, 形成了單一、 平整的拉伸型裂縫, 然而由于儲層高滲導致壓裂液濾失仍然較為顯著(見圖3e); 高滲高濾高排量條件下, 形成了單一、 平整的拉伸型裂縫, 然而由于儲層高滲導致壓裂液濾失也較為顯著(見圖3f); 高滲中高濾高排量條件下, 能夠在一定程度上降低濾失, 形成的裂縫形態更為簡單、 平整(見圖3g); 高滲中低濾高排量條件下, 能夠在一定程度上降低濾失, 形成的裂縫形態更為簡單、 平整(見圖3h)。 綜上可知, 利用交聯壓裂液進行壓裂, 有利于形成單一、平整的拉伸型裂縫[9], 高排量、 低濾失系數壓裂液有利于形成較為平整的水力裂縫, 低排量、 高濾失系數可能形成形態復雜的多條水力裂縫以及近井筒儲層巖石剪切破壞。

2 疏松砂巖裂縫延伸流固耦合模擬

由于疏松砂巖力學性質顯著異于硬質固結砂巖, 傳統的基于線彈性斷裂力學的模型顯然不適用于疏松砂巖裂縫延伸的模擬。 基于此建立考慮儲層巖石彈塑性變形、 裂縫延伸和儲層孔隙流體滲流復雜耦合作用的流固耦合有限元模型, 研究疏松砂巖壓裂裂縫延伸機理, 以及疏松砂巖滲透率隨變形破壞的演化規律, 描述濾餅濾失的Carter 濾失模型,并通過有限元軟件自帶的二次開發功能進行編程,集成到該軟件中進行計算[10-13]。

壓裂充填作業主要基于射孔完井條件進行, 利用數值模擬的方法分別對2 種壓裂液條件下疏松砂巖壓裂延伸規律進行研究。 建立含有隔層的裂縫延伸有限元模型, 如圖4 所示。 有限元模型尺寸為50 m×50 m×30 m, 中間與上、 下隔層厚度均為10 m。 在圖4 中所示裂縫潛在起裂延伸的平面插入1層Cohesive 單元, 射孔段厚度為7.5 m。 計算中設置的儲層、 隔層的相關參數如表1 所示。 儲層為疏松砂巖, 一般比隔層強度更低。 設置儲層的彈性模量、 抗拉強度、 斷裂能等力學參數都比隔層低, 滲透率、 孔隙度等物性參數比隔層高。

表1 有限元模型參數設置Table 1 Parameters of the finite element model

圖4 裂縫延伸有限元模型Fig.4 Finite element model of fracture extension

首先對線性膠壓裂液進行模擬。 針對滲透率為500 mD 的地層, 采用黏度為20 mPa·s 的線性膠壓裂液, 以2.4 m3/min 的排量進行壓裂, 其拉伸裂縫延伸情況如圖5 所示。

圖5 線性膠壓裂液裂縫延伸數值模擬結果Fig.5 Numerical simulation results of fracture extension with linear gel fracturing fluid

由圖5 可知, 拉伸裂縫延伸規模較小, 裂縫半長僅為9.6 m, 裂縫出現穿層擴展現象, 進入上、下隔層, 最大縫寬約1 mm; 隔層內縫長與儲層延伸長度接近, 但縫寬較長, 最大縫寬為4 mm, 剪切破裂區半長為10.8 m, 稍長于拉伸裂縫的長度。從模擬結果可知, 由于非交聯線性膠壓裂液沒有造壁性, 不會在裂縫面上形成濾餅, 壓裂液將大量濾失進入近裂縫附近地層, 造成孔隙壓力升高, 巖石平均有效應力降低, 從而形成剪切破裂區; 同時還可以看到裂縫內外壓差小, 壓力梯度不大, 垂直于裂縫面的有效應力低, 因而難以形成拉伸型裂縫。而渤海疏松砂巖儲層多為特高滲特性, 滲透率一般大于2 000 mD, 利用該模型模擬2 000 mD 疏松砂巖儲層的裂縫拓展情況, 如圖6 所示。 由圖6 可見, 在特高滲(2 000 mD) 儲層情況下線性膠壓裂液完全濾失, 裂縫面內外壓差過小, 不足以支撐裂縫發生剪切和拉伸破壞, 從而無法起裂延伸裂縫。 數值模擬結果與室內試驗結果相符, 因此疏松砂巖儲層不推薦采用線性膠進行壓裂作業。

圖6 特高滲儲層線性膠壓裂液裂縫延伸數值模擬結果Fig.6 Numerical simulation results of fracture extension with linear gel fracturing fluid in ultra-high-permeability reservoir

再利用建立的有限元模型模擬交聯壓裂液在典型工況下, 疏松砂巖裂縫起裂延伸機理與裂縫特征, 即對排量為2.4 m3/min、 滲透率為500 mD、濾失系數為1.2×10-4m/s0.5下壓裂后裂縫情況模擬, 結果如圖7 所示。 由圖7 可見, 與相同工況下的線性膠壓裂液相比, 交聯壓裂液在壓裂過程中濾失得到控制, 形成短寬拉伸縫, 裂縫半長為29.3 m, 最大縫寬為49 mm, 形成拉伸型裂縫, 且裂縫兩側不存在剪切破裂導致的分支裂縫。 因此, 交聯壓裂液較好的造壁性, 有效減少了壓裂液濾失, 在裂縫內外形成較大壓差, 有利于形成拉伸裂縫; 儲層內孔隙壓力變化較小, 不易剪切破裂區, 使得交聯壓裂液裂縫呈現單一、 平整的短寬拉伸縫形態,有助于儲層高效溝通。 模擬結果與試驗結果一致。

圖7 交聯壓裂液裂縫延伸數值模擬結果Fig.7 Numerical simulation results of fracture extension with cross-linked fracturing fluid

為了研究壓裂排量、 地層滲透率、 壓裂液濾失系數等3 個參數對裂縫延伸規律的影響, 采用控制變量的方法, 模擬了不同排量 (1.2 ～4.8 m3/min)、 地層滲透率(200 ～2 000 mD) 和濾失系數( (0.12～1.2) ×10-3m/s0.5) 條件下的裂縫延伸情況, 結果如圖8 所示。 根據圖8 的模擬結果可知: 施工排量越大, 裂縫長度越長, 寬度緩慢降低且變化不明顯, 見圖8a。 主要原因是同樣泵入量的情況下, 高排量的壓裂液作業時間較短, 發生濾失量較小, 從而參與裂縫擴展的有效液體越多,因此裂縫體積相對較大。 滲透率越大, 裂縫長度越短, 裂縫寬度越大, 見圖8b。 主要原因為隨著滲透率的增大, 地層儲層漏失顯著加快, 導致裂縫內的液體的有效支撐壓力降低, 影響了裂縫長度的延伸。 但裂縫壁面處的液體流通加劇, 從而疏通了縫面液體的壓力聚集, 導致裂縫內外壓差增大, 增加了裂縫寬度。 隨著壓裂液濾失系數的增加, 裂縫長度和寬度都顯著降低, 見圖8c。 因為濾失系數低代表壓裂液效率高, 參與裂縫延伸的液體能量大, 從而在長度和寬度兩個維度增大了裂縫擴展的體積。

圖8 關鍵參數對裂縫延伸結果的影響Fig.8 Influences of key parameters on fracture extension

3 壓裂充填關鍵參數設計方法與應用

在疏松砂巖裂縫延伸機理研究的基礎上, 采用灰色關聯度的方法研究各個因素對壓裂充填效果影響敏感性, 得到影響壓裂增產效果的主控因素, 以此為基礎形成壓裂充填關鍵參數設計方法, 從而實現壓裂充填作業增產效果的最大化。

3.1 基于灰色關聯度的參數敏感性分析

決定壓裂充填作業效果的結果參數為裂縫縫長和縫寬, 縫長代表著溝通疏松砂巖儲層、 消除儲層污染的程度, 表征壓裂充填的增產效果; 縫寬代表著近井地帶的鋪砂濃度和防砂強度, 表征壓裂充填的防砂效果。 渤海油田采用壓裂充填作業的主要目的是消除近井地帶污染、 增加剩余油采出程度, 因此將縫長作為壓裂充填效果的主要參考指標。 根據模擬結果, 影響壓裂充填縫長的主要因素為排量、滲透率和濾失系數。 為了得到影響壓裂效果的主控因素, 利用灰色關聯度的方法研究各因素對壓裂縫長影響的敏感性, 具體的分析步驟如下[14-16]。

(1) 確定參考序列和比較序列。 首先確定反映系統行為特征的參考序列Y為壓裂縫長, 表征壓裂充填的增產效果; 影響系統行為的比較序列Xi為影響壓裂效果的各因素,X1、X2、X3分別表示壓裂排量、 滲透率、 壓裂液濾失系數:

(2) 構建數據樣本集。 以2.2 節研究得到的數值模擬參數和結果為基礎, 構建灰色關聯度分析的原始數據樣本, 如表2 所示。

表2 灰色關聯度分析的原始數據樣本Table 2 Original data samples for GRA

(3) 試驗數據的無量綱化處理。 利用無量綱化的處理方法消除各個因素不同單位對結果的影響, 常用的無量綱化方法如表3 所示。 各處理方法對敏感性計算結果有一定影響。

表3 常用的無量綱化方法計算公式Table 3 Common dimensionless methods and formulas

(4) 計算關聯度系數。 首先計算差序列Δi;然后求取第k個方案第i個因素的關聯度系數ξi(k) ; 各個關聯度系數進行算術平均, 得到第i個因素的灰色關聯度系數ri:

(5) 敏感性排序。 灰色關聯度系數直接反映各因素對目標序列的影響程度, 因此根據灰色關聯度系數的大小對比較序列進行排序, 得到各個因素的敏感性。

利用以上方法, 求得了不同無量綱化處理方法的計算結果, 如表4 所示。 由表4 可見, 不同無量綱化方法的敏感性結果存在差異, 判斷各個處理方法準確性的基本標準是比較序列關聯度的差異性,差異性越大說明敏感性結算結果越精確[17]。 通過比較不同方法灰色關聯系數的標準差, 得到了最優的無量綱化處理方法為最小值法, 最優的敏感性排序為: 壓裂排量＞地層滲透率＞壓裂液濾失系數。因此設計階段, 主要通過改變壓裂充填排量以增加壓裂充填作業的增產效果。

表4 不同無量綱化方法的計算結果Table 4 Calculation results of dimensionless methods

3.2 壓裂充填關鍵參數優化設計方法

由于壓裂縫長主要影響壓裂充填增產效果, 而排量和地層滲透率是影響壓裂縫長的主要因素, 因此根據大量數值模擬計算結果, 得出裂縫長度隨地層滲透率與排量的影響規律, 繪制成疏松砂巖壓裂規模圖版, 如圖9 所示, 以輔助壓裂充填作業時關鍵參數的選擇。 由圖9 可知: 在較小排量下(1.8 m3/min 以下), 隨著地層滲透率增大, 裂縫長度逐漸減小, 當滲透率大于1 000 mD 時, 裂縫長度基本不變; 在較大排量下, 隨地層滲透率增大, 裂縫長度不斷減小。

圖9 疏松砂巖壓裂關鍵參數選擇圖版Fig.9 Key parameter selection chart for unconsolidated sandstone fracturing

基于圖版構建了壓裂充填關鍵參數優化設計方法, 如圖10 所示。

圖10 疏松砂巖壓裂充填關鍵參數設計方法流程Fig.10 Design workflow of key parameters for fracturing packing in unconsolidated sandstone

以渤海N 油田為例, 進行壓裂充填設計: 首先進行該油田地層砂篩析試驗, 獲取地層砂粒度分布情況; 根據地層砂粒度分布和地質油藏基礎數據, 通過海上疏松砂巖防砂圖版[18-19], 得到防砂篩管的防砂精度為120 μm; 根據防砂篩管精度和陶粒粒度的對應關系, 得到陶粒的粒度大小為20/40 目; 該井儲層的滲透率為2 997.6 mD, 油藏推薦壓裂縫長L為20.5 m, 根據圖9 初步選擇了壓裂排量為2.4 m3/min; 根據推薦的排量, 利用壓裂軟件模擬泵注程序, 并得到模擬縫長L′, 如果L′≥L則設計合理, 如果L′＜L則進一步增大設計排量, 直到模擬縫長達到設計縫長。 本例中模擬的壓裂縫長L′為21 m, 大于推薦縫長20.5 m, 因此設計合理, 以此為依據得到了具體的泵注程序。

基于以上研究成果和方法, 渤海油田已經成功進行了170 余井次的壓裂充填作業, 累計增油量超160 萬m3[20]。 以N 油田為例, 將同一區塊壓裂充填后單井產量與不壓裂充填井進行對比, 結果如圖11 所示。 由圖11 可見, 壓裂充填井無論初期還是穩產后的日產油量皆明顯高于高速水礫石充填井,投產3 a 后壓裂充填井的產油量是普通防砂井的2.25 倍, 且壓裂充填井的生產壓差是普通防砂井的75.6%, 未來擁有更大的提產空間。 生產實踐證明, 優化設計的壓裂充填作業能夠在疏松砂巖油藏中達到較好的防砂和增產效果, 逐步成為渤海油田穩產、 上產的重要技術手段。

圖11 渤海N 油田壓裂充填井增產效果Fig.11 Production stimulation performance of wells treated by fracturing packing in the Bohai N oilfield

4 結 論

(1) 疏松砂巖壓裂充填試驗發現, 交聯壓裂液比線性膠壓裂液更容易形成單一、 平整的拉伸型裂縫, 而高排量、 低濾失系數壓裂液有利于形成較為平整的水力裂縫, 低排量、 高濾失系數可能形成形態復雜的多條水力裂縫, 并造成近井筒儲層巖石剪切破壞。

(2) 關鍵參數對壓裂充填效果的數值模擬結果表明, 裂縫長度隨壓裂液排量增大而增大, 隨儲層滲透率、 濾失系數的增大而減小; 而裂縫寬度隨儲層滲透率增大而增大, 隨濾失系數和排量的增大而減小。

(3) 利用灰色關聯度的方法, 發現關鍵參數對壓裂縫長的影響敏感性排序為: 壓裂排量＞地層滲透率＞壓裂液濾失系數, 以此為基礎形成了一套壓裂充填關鍵參數優化設計方法。

(4) 壓裂充填關鍵參數優化設計方法優化指導了170 余井次的現場作業。 以N 油田為例, 壓裂充填井的產油量達到普通防砂井的2.25 倍, 取得了較好的防砂和增產效果, 該技術已逐步成為渤海油田穩產、 上產的重要技術手段。