陳姣妮， 李天太， 劉均令， 韓 穎

(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249；2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065；3.中國(guó)石化中原油田普光分公司天然氣技術(shù)管理部，四川達(dá)州 635002；4.中國(guó)石化中原油田采油四廠，河南濮陽(yáng) 457176)

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蘇里格氣田水平井常規(guī)壓裂與體積壓裂數(shù)值模擬

陳姣妮1， 李天太2， 劉均令3， 韓 穎4

(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249；2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065；3.中國(guó)石化中原油田普光分公司天然氣技術(shù)管理部，四川達(dá)州 635002；4.中國(guó)石化中原油田采油四廠，河南濮陽(yáng) 457176)

為實(shí)現(xiàn)蘇里格氣田水平井高效開(kāi)發(fā)，提高氣藏最終采收率，根據(jù)體積壓裂的原理，對(duì)蘇里格氣田水平井體積壓裂的適用性進(jìn)行分析研究。通過(guò)數(shù)值模擬方法，對(duì)水平井采用常規(guī)壓裂(3段)，體積壓裂(3段2簇、3段3簇、3段4簇和3段5簇)2種壓裂改造方式進(jìn)行模擬對(duì)比。結(jié)果表明，蘇里格氣田的儲(chǔ)層具有天然微裂縫部分發(fā)育、石英含量相對(duì)高及滲透率低等因素，實(shí)施體積壓裂的條件能基本滿足；根據(jù)氣藏特點(diǎn)在常規(guī)壓裂和體積壓裂模型中引入矩形不滲透巖性邊界，該類邊界極大減慢氣體流向裂縫的滲流速度；體積壓裂同一配產(chǎn)量不同簇?cái)?shù)方案的穩(wěn)產(chǎn)期均較常規(guī)壓裂的長(zhǎng)，不同穩(wěn)產(chǎn)期末、10年末，體積壓裂采出程度隨簇?cái)?shù)增加而增加，配產(chǎn)量為8×104m3時(shí)，體積壓裂與常規(guī)壓裂相比優(yōu)勢(shì)更明顯；體積壓裂令縫網(wǎng)內(nèi)壓力波及均勻，避免常規(guī)單一裂縫開(kāi)采時(shí)間過(guò)長(zhǎng)造成的縫周低壓現(xiàn)象。

蘇里格氣田； 水平井； 常規(guī)壓裂； 體積壓裂； 數(shù)值模擬

蘇里格氣藏具有低孔滲透、連通性差、自然產(chǎn)能低的特點(diǎn)，是典型低滲透氣藏。為提高頁(yè)巖氣、致密砂巖氣等的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)能，國(guó)外專家據(jù)北美特殊儲(chǔ)集層的巖性、物性、天然裂縫和力學(xué)參數(shù)等，提出體積壓裂的油氣增產(chǎn)技術(shù)[1]。當(dāng)北美實(shí)現(xiàn)“頁(yè)巖氣革命”的時(shí)候，國(guó)內(nèi)各大油氣田開(kāi)展了對(duì)致密油氣藏的探索研究[2-3]。近年來(lái)，體積壓裂先導(dǎo)性試驗(yàn)在長(zhǎng)慶油氣田展開(kāi)，并取得良好增產(chǎn)效果[4-6]。體積壓裂試驗(yàn)也證明[7]，該技術(shù)作為蘇里格氣田天然氣單井產(chǎn)量的一種新的技術(shù)手段，可提高儲(chǔ)層整體改造程度、初始產(chǎn)量和最終采收率。而在投資回報(bào)方面，據(jù)陳云金等[8]的研究，體積壓裂的推廣應(yīng)用，獲得了成倍增加的天然氣測(cè)試產(chǎn)量，提高獲氣成功率，降低獲氣成本，縮減投資回報(bào)周期，比常規(guī)壓裂有更好的投資效益。李憲文等[9]的研究表明，紡錘形與啞鈴型縫網(wǎng)形態(tài)更具優(yōu)勢(shì)，影響體積壓裂水平井產(chǎn)能的主要因素為：縫網(wǎng)內(nèi)部裂縫的縫間干擾程度、端部裂縫的產(chǎn)能及縫網(wǎng)形態(tài)中部主裂縫對(duì)泄流面積的控制程度。

在蘇里格氣田中，由于成本及施工難度等實(shí)際問(wèn)題，在同一口水平氣井中很難獲得常規(guī)壓裂與體積壓裂后單井開(kāi)發(fā)效果的對(duì)比，而數(shù)值模擬技術(shù)則可很好對(duì)比二者開(kāi)發(fā)效果。

1 體積壓裂機(jī)理

根據(jù)巖石破裂理論及彈性力學(xué)原理，一般來(lái)說(shuō)裂縫的啟裂方向沿最大主應(yīng)力方向。因此，在常規(guī)壓裂處理區(qū)域中，當(dāng)最大主應(yīng)力值與最小主應(yīng)力值相差比較大時(shí)，壓裂的結(jié)果通常是一條對(duì)稱主縫，其沿著最大應(yīng)力方向。但是當(dāng)處理區(qū)域的地層應(yīng)力場(chǎng)中，最大最小主應(yīng)力的差值極小，則裂縫啟裂方向就會(huì)受地層中天然裂縫方向的影響，壓裂出的裂縫會(huì)沿這無(wú)規(guī)則天然裂縫的方向向四面八方延伸，這樣形成的是網(wǎng)狀裂縫。而體積壓裂和常規(guī)壓裂一樣，也是通過(guò)壓裂的方式對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行改造。體積壓裂時(shí)，通過(guò)分段多簇射孔、低黏液體、大液量、高排量和轉(zhuǎn)向材料技術(shù)的應(yīng)用，在形成一條或多條主裂縫的同時(shí)，令天然裂縫不斷擴(kuò)張和脆性巖石不斷產(chǎn)生剪切滑移，實(shí)現(xiàn)了對(duì)巖石層理和天然裂縫的溝通，且強(qiáng)制在主裂縫的側(cè)向形成次生裂縫，并繼續(xù)在次生裂縫上分支，形成二級(jí)的次生裂縫，以此類推，形成更多級(jí)的裂縫。多級(jí)次生裂縫和主裂縫交織之后形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，將打碎能進(jìn)行滲流的有效儲(chǔ)層，進(jìn)而令儲(chǔ)層基質(zhì)和裂縫壁面的接觸面積達(dá)到最大，這就使油或氣從基質(zhì)流向裂縫的滲流距離為最短，這樣提高了整體儲(chǔ)層滲透率，全面改造了在長(zhǎng)、寬和高3個(gè)方向的儲(chǔ)層，達(dá)到提高初始產(chǎn)量及最終采收率的目的。

總之，影響壓裂是否能形成多條裂縫的重要因素為儲(chǔ)層最大和最小主應(yīng)力的差值。只有該差值小，即最大和最小主應(yīng)力值相差不大，多條裂縫才能形成。而實(shí)現(xiàn)打碎儲(chǔ)集體并形成多條裂縫的前提條件和基礎(chǔ)是天然裂縫的存在及巖石的脆性。綜上所述，影響儲(chǔ)層是否能實(shí)現(xiàn)體積壓裂的主要因素有3個(gè)，分別為巖石力學(xué)特征、天然裂縫發(fā)育狀況和地應(yīng)力條件。

2 對(duì)蘇里格氣田實(shí)施體積壓裂的可行性

2.1 蘇里格氣田儲(chǔ)層巖石力學(xué)特征

產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)的有利條件有兩個(gè)，即儲(chǔ)層內(nèi)富含碳酸鹽巖或石英等脆性礦物。沉積物源的研究報(bào)告指出，在山西-石盒子期的盆地北部有兩個(gè)大物源區(qū)，東部的太古界為相對(duì)貧石英物源區(qū)，西部的中元古界為富石英物源區(qū)。由于受到物源的控制，區(qū)帶間的巖石類型有明顯差別。蘇里格氣田由東到西的石英含量依次增加，巖屑含量則依次減少。因此，單從石英含量方面看，中區(qū)及西區(qū)的石英含量相對(duì)高，這就對(duì)實(shí)現(xiàn)體積壓裂極為有利。

蘇里格氣田與北美頁(yè)巖氣相比較而言，用其主力層的二十塊巖心做了巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)，從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，主力層的單軸抗壓強(qiáng)度均高于20 MPa，而抗拉強(qiáng)度則基本維持在3～9 MPa。大量室內(nèi)的巖心測(cè)試數(shù)據(jù)表明，該氣田中山西組的山1段和石盒子組的盒8段中的砂巖具有低泊松比及楊氏模量高的特點(diǎn)，這些特點(diǎn)也對(duì)儲(chǔ)層實(shí)施體積壓裂有利。

2.2 蘇里格氣田天然微裂縫的發(fā)育情況

前面提及，成功實(shí)現(xiàn)體積改造的前提條件為儲(chǔ)層內(nèi)是否能產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)和儲(chǔ)層內(nèi)的天然裂縫狀況。在體積壓裂改造中，天然裂縫系統(tǒng)比基巖更易于開(kāi)啟，因此存在原生裂縫及次生裂縫可以增大產(chǎn)生復(fù)雜裂縫的可能性，進(jìn)而能極大增大儲(chǔ)層的改造體積[10]。對(duì)體積壓裂改造而言，天然微裂縫能降低形成分支裂縫所需的凈壓力。因此在施工過(guò)程中，在裂縫內(nèi)的凈壓力值應(yīng)大于2個(gè)水平主應(yīng)力差與巖石抗張強(qiáng)度的和。

蘇里格氣田的巖心觀測(cè)資料表明，該氣田主要發(fā)育垂直裂縫及高角度裂縫。分布廣泛的低角度斜層理在一定程度上也有利于網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)形成。在顯微鏡下均能觀察到破裂縫和微裂縫。同時(shí)從成像測(cè)井資料和報(bào)告來(lái)看，儲(chǔ)層中也發(fā)育有一定數(shù)量的天然裂縫。大量薄片分析資料也認(rèn)為，蘇里格氣田的目的層發(fā)育微裂縫，微裂縫以3種形式存在，分別為顯微構(gòu)造裂縫、晶間縫和顆粒間網(wǎng)狀縫?？傮w來(lái)說(shuō)，蘇里格氣田致密砂巖儲(chǔ)層天然裂縫部分發(fā)育。

2.3 蘇里格氣田儲(chǔ)層巖石地應(yīng)力條件

根據(jù)唐勇等[11]的研究，蘇里格致密砂巖最小水平主應(yīng)力值平均50.43 MPa，砂泥巖為 53.70 MPa，泥巖為 57.16 MPa。盒 8、山 1 段水平應(yīng)力差值較大，都在 10 MPa 以上，計(jì)算抗張強(qiáng)度在4.10～6.08 MPa，平均值為4.91 MPa，儲(chǔ)層和隔層的應(yīng)力差為4.3～6.4 MPa，裂縫的延伸凈壓力在4.5～13.7 MPa。

3 水平井常規(guī)壓裂與體積壓裂開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

3.1 單井?dāng)?shù)值模型的建立

針對(duì)水平井進(jìn)行常規(guī)壓裂和體積壓裂的數(shù)值模擬研究，以蘇里格氣田某氣藏的一口水井為例。該氣藏原始地層壓力為31 MPa，孔滲物性認(rèn)為是均質(zhì)的，孔隙度為9.5%，滲透率為0.5×10-3μm2，含氣飽和度74.4%，儲(chǔ)層有效厚度為15 m，天然氣的相對(duì)密度為0.55。網(wǎng)格步長(zhǎng)為10 m，網(wǎng)格數(shù)為200×80×1=16 000個(gè)。水平井的水平段長(zhǎng)度為1 170 m，常規(guī)壓裂和體積壓裂均分三段進(jìn)行壓裂。

在該氣藏中，認(rèn)為儲(chǔ)層中是存在不滲透巖性邊界的[12]。設(shè)水平井上壓出的3條垂直裂縫周圍都有一個(gè)矩形的不滲透巖性邊界，長(zhǎng)和裂縫平行，寬和裂縫垂直。長(zhǎng)和寬分別為340 m和170 m，不滲透巖性邊界的傳導(dǎo)率倍數(shù)為原傳導(dǎo)率的0.002 8倍(該實(shí)例井進(jìn)行歷史擬合后得到的倍數(shù))。

3.2 水平井壓裂縫的模擬

得到水平井單井?dāng)?shù)值模擬模型后，首先模擬常規(guī)壓裂。設(shè)壓裂縫內(nèi)滲透率為2 000×10-3μm2。裂縫半長(zhǎng)為95 m。圖1為常規(guī)水平井常規(guī)壓裂模型的裂縫分布圖。設(shè)計(jì)的常規(guī)壓裂方案為方案1-1、方案1-2、方案1-3。

圖1 水平井常規(guī)壓裂裂縫分布圖

Fig.1 Horizontal well conventional fracturing fracture distribution

對(duì)于體積壓裂的裂縫，假設(shè)針對(duì)水平井體積壓裂后形成裂縫相互垂直的縫網(wǎng)形態(tài)，如圖2所示。

圖2 水平井體積壓裂裂縫形態(tài)(3段4簇)

Fig.2 Horizontal well volume fracturing fracture morphology (3 section 4 clusters)

主裂縫滲透率為10 000×10-3μm2，次裂縫滲透率為2 000×10-3μm2，主裂縫半長(zhǎng)為95 m，體積壓裂段數(shù)為3段，分別模擬段內(nèi)2簇、3簇、4簇和5簇。圖3為段內(nèi)2簇、3簇、4簇和5簇的水平井體積壓裂裂縫分布圖。

圖3 水平井體積壓裂的裂縫分布圖

Fig.3 Fracture distribution of horizontal well volume fracturing

分別模擬計(jì)算了體積壓裂簇?cái)?shù)為 2、3、4、5 四種簇?cái)?shù)共12個(gè)方案，加上常規(guī)壓裂的3個(gè)方案，共模擬了15個(gè)方案。研究設(shè)計(jì)的所有方案見(jiàn)表1。

表1 水平井壓裂方案

3.3 水平井常規(guī)壓裂與體積壓裂開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

體積壓裂與常規(guī)壓裂相比較，各方案穩(wěn)產(chǎn)期均延長(zhǎng)，穩(wěn)產(chǎn)期最高可增加0.389年。圖4顯示體積壓裂裂縫不同簇?cái)?shù)與體積壓裂比常規(guī)壓裂增加穩(wěn)產(chǎn)期的關(guān)系。對(duì)應(yīng)不同穩(wěn)產(chǎn)期末、10年末的體積壓裂的采出程度也隨簇?cái)?shù)相應(yīng)增加，見(jiàn)圖5。圖4和圖5說(shuō)明配產(chǎn)量為8×104m3時(shí)，增加的穩(wěn)產(chǎn)期雖為中等，但穩(wěn)產(chǎn)期末體積壓裂采出程度值比常規(guī)壓裂增加最高。結(jié)果表明，并非配產(chǎn)量越高，體積壓裂的開(kāi)發(fā)效果越好，配產(chǎn)量為中間值更合理。

圖4 水平井體積壓裂不同簇?cái)?shù)與比常規(guī)壓裂增加穩(wěn)產(chǎn)期關(guān)系

Fig.4 Horizontal well volume fracturing in different cluster number and than the conventional fracturing increase the stable production period relation

圖5 水平井體積壓裂不同簇?cái)?shù)與比常規(guī)壓裂增加的采出程度關(guān)系

Fig.5 Relation of horizontal well volume fracturing in different cluster number and than the conventional fracturing increase the recovery degree

表2為水平井常規(guī)壓裂和體積壓裂各個(gè)開(kāi)發(fā)方案的指標(biāo)預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)表。

表2 水平井常規(guī)壓裂與體積壓裂開(kāi)發(fā)方案指標(biāo)預(yù)測(cè)表

續(xù)表2

圖6為水平井常規(guī)壓裂與體積壓裂后，以日產(chǎn)量為10×104m3進(jìn)行生產(chǎn)，2年后的地層壓力分布圖。從圖6中可以看出，受不滲透巖性邊界影響，邊界外的壓力比邊界內(nèi)的高。常規(guī)壓裂與體積壓裂的裂縫內(nèi)壓力較低，甚至能隱約看出裂縫形態(tài)；體積壓裂縫網(wǎng)內(nèi)的壓力分布較常規(guī)壓裂的均勻。

圖6 常規(guī)壓裂與體積壓裂2年后地層壓力分布圖

Fig.6 The conventional fracturing and volume fracturing after 2 years of formation pressure distribution diagram

4 結(jié)論

(1) 建立了水平井常規(guī)壓裂和體積壓裂(段內(nèi)2簇、3簇、4簇和5簇)的數(shù)值模擬模型，根據(jù)氣藏特點(diǎn)引入不滲透巖性邊界，在水平井壓裂縫周圍模擬矩形不滲透巖性邊界。該類邊界極大降低氣體流向裂縫的滲流速度。

(2) 與常規(guī)壓裂相比，體積壓裂在同一配產(chǎn)量下，不同簇?cái)?shù)的穩(wěn)產(chǎn)期均延長(zhǎng)；不同穩(wěn)產(chǎn)期末、10年末，體積壓裂采出程度也隨簇?cái)?shù)相應(yīng)增加。配產(chǎn)量為8×104m3時(shí)，體積壓裂優(yōu)勢(shì)更明顯。實(shí)施體積壓裂后，可提高水平井單井產(chǎn)量并提高穩(wěn)產(chǎn)年限，開(kāi)發(fā)效果明顯比常規(guī)壓裂和未壓裂的好。

(3) 體積壓裂可令縫網(wǎng)內(nèi)壓力波及較均勻，體積壓裂簇?cái)?shù)越多縫網(wǎng)內(nèi)壓力分布更均勻，這可避免常規(guī)單一裂縫開(kāi)采時(shí)間過(guò)長(zhǎng)造成的縫周低壓現(xiàn)象。

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(編輯 宋官龍)

Numerical Simulation of Horizontal Gas Well Conventional Fracturing and Volume Fracturing in Sulige Gas Field

Chen Jiaoni1， Li Tiantai2， Liu Junling3， Han Ying4

(1.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249, China；2.CollegeofPetroleumEngineering，Xi'anShiyouUniversity,Xi'anShaanxi710065,China；3.NaturalGasTechnologyManagementDepartment,PuguangBranchCompany,ZhongyuanOilfield,Sinopec，DazhouSichuan635002,China；4.TheForthOilProductionPlantofZhongyuanOilfieldCompany,Sinopec,PuyangHenan457176,China)

In order to realize the efficient development for horizontal well in Sulige Gas Field and improve the ultimate gas recovery, the applicability of volume fracturing horizontal well were analyzed based on the mechanism of volume fracturing. By the method of numerical simulation of horizontal well, the conventional fracturing (3 Section) and volume fracturing (3 Section 2 clusters, 3 Section 3 clusters, 3 Section 4 clusters and 3 Section 5 clusters) were simulated compared two methods for fracturing. The results show that it has a relatively high content of quartz, natural micro-fracture development, low permeability in Sulige Gas Field, which can meet the basic conditions of implementing volume fracturing. According to the characteristic of gas reservoir，the rectangular impermeable lithological boundary were introduced to the conventional fracturing and volume fracturing model, and the flow velocity of gas to direction of crack was greatly slowed down. The stable period was longer than conventional fracturing, when volume fracturing was with same volume production and different number of the cluster scheme. At different stable final or at the end of 10, the volume of the fracturing degree of recovery increased with the increasing of clustersnumber. When production was 80 000 m3, volume fracturing advantages was more obvious compared with conventional fracturing. Pressure spread was made uniform by volume fracturing in fracture network, which can avoid the low pressure phenomenon caused by long time exploring.

Sulige gas field； Horizontal well； Conventional fracturing； Volume fracturing； Numerical simulation

1006-396X(2015)05-0049-06

2015-07-08

2015-08-25

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(51404196)。

陳姣妮(1982-)，女，博士研究生，從事油氣藏模擬方面研究；E-mail：meihao2003@126.com。

TE377

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.05.010