熊 琪，李 黎，蘭正凱，張 亮

1中海石油(中國)有限公司深圳分公司 2南京特雷西能源科技有限公司

0 引言

我國特低滲油氣資源儲量豐富，是保障國內石油自給自足的重要組成部分[1-3]，海上特低滲透油藏高效開發(fā)更是目前海洋石油工業(yè)關注的焦點。致密/特低滲砂巖儲層孔喉結構復雜，喉道細小(通常小于1 μm)，基質滲透率低，啟動壓力梯度大，需要進行水力壓裂才能獲得一定的工業(yè)產能[4-7]。

常規(guī)水力壓裂或重復壓裂技術難以形成復雜的裂縫網(wǎng)絡，壓裂有效率一般低于80%，且單井日增油量少、遞減快，難以達到理想開發(fā)效果[8]。寬帶壓裂技術是近年來提出的非常規(guī)儲層改造新工藝[9-13]，施工時采取暫堵措施,臨時封堵近井裂縫，進而對應力較高的層、簇進行改造，提高縫網(wǎng)復雜度和裂縫覆蓋面，達到增產目的。該技術是實現(xiàn)海上特低滲油藏有效改造和高效開發(fā)的一項潛在手段。馬駟駒等[14]研究證明了寬帶壓裂動用側向剩余油的可行性。韓福勇等[15]將寬帶壓裂技術應用于蘇里格氣田，證實了該技術在致密氣藏開發(fā)中的良好應用效果。然而，目前對于海上特低滲油藏寬帶壓裂開發(fā)規(guī)律研究較少，對于寬帶壓裂開發(fā)效果的數(shù)值模擬多采用均勻布置的高滲條帶或高滲區(qū)域表征壓裂縫網(wǎng)，模型過于粗糙簡單，且計算精度較低。

本文以南海東部某特低滲砂巖油藏地質情況為基礎，結合壓裂施工微地震監(jiān)測結果及壓后產液剖面，建立了常規(guī)壓裂與寬帶壓裂的精細化縫網(wǎng)模型，并采用非結構化網(wǎng)格數(shù)值模擬技術，對施工后的開發(fā)情況進行模擬，研究了寬帶壓裂提高開發(fā)效果的原理、適應性和增產規(guī)律。

1 區(qū)塊概況及壓裂施工概況

1.1 區(qū)塊地質概況

以南海東部某特低滲透油藏為研究區(qū)塊。儲層埋深約為4 500 m，儲層有效厚度50 m，孔隙度小于10%，平均滲透率1～5 mD，天然裂縫不發(fā)育，且啟動壓力梯度效應明顯，是典型的特低滲透油藏?，F(xiàn)有探井多數(shù)有油氣顯示，但均需進行儲層改造才能獲得工業(yè)油流。

1.2 壓裂施工概況

沉積及儲層特征分析表明，該區(qū)儲層非均質性較強，不利于超長水平井的部署和鉆探，結合工程條件限制，確定水平井長度在400 m左右。水平井采用套管完井，完井后分4段進行壓裂，段間距80～110 m。每段均按6簇射孔，采用小孔徑射孔槍，每簇長0.305 m，孔密20孔/m，每段共射36孔。壓裂作業(yè)時間平均每井4 d。每一段的加砂規(guī)模為73.9～94.3 t，并用30/50目及20/40目的組合粒徑支撐劑，加砂尾追階段優(yōu)化用20/40目的覆膜支撐劑。

該區(qū)塊分別開展了常規(guī)水力壓裂和寬帶壓裂作業(yè)，且寬帶壓裂所用的支撐劑和液體總量與傳統(tǒng)的壓裂作業(yè)基本保持一致。開展寬帶壓裂井的壓裂過程為：在常規(guī)壓裂的加砂階段結束后，泵入暫堵材料和頂替液，當頂替液全部進入炮眼，封堵成功、壓裂液轉向，施工泵壓不再上升基本保持穩(wěn)定后，開始二次加砂作業(yè)。因此，目標區(qū)寬帶壓裂中每一個作業(yè)步驟的支撐劑量和液量均為傳統(tǒng)作業(yè)的一半。

從圖1實施寬帶壓裂井和實施常規(guī)壓裂井的微地震監(jiān)測結果看出，常規(guī)壓裂井中絕大多數(shù)微地震事件發(fā)生在射孔簇根部，遠端微地震事件稀少，壓裂裂縫縫長70～120 m。而用寬帶壓裂的井中，施工作業(yè)前期，微地震事件發(fā)生在遠端；在第一作業(yè)步驟進行到一半左右，微地震事件向根端附近發(fā)展；暫堵材料泵入后，微地震事件發(fā)生在先前兩個部分的中間。由此可見，第二壓裂步驟主要對中間的射孔簇進行了改造，寬帶壓裂井的裂縫縫長75～105 m。

圖1 常規(guī)壓裂與寬帶壓裂井微地震監(jiān)測事件點

壓裂返排結束后，使用壓阻式產出剖面測井儀對常規(guī)壓裂和寬帶壓裂的產液剖面進行了監(jiān)測。從開發(fā)效果來看，常規(guī)壓裂井平均日產液112 m3，產液剖面表明各段產液量差異大，段內僅1～2個壓裂簇供液量大，總體有效射孔簇比例低，平均為27.7%；寬帶壓裂井平均日產液167 m3，各段有3～5個有效射孔簇，占總射孔簇的平均比例為44.2%。

2 縫網(wǎng)重構

為精細描述不同壓裂工藝的縫網(wǎng)特征，使用破裂樹生長法[16]生成壓裂縫網(wǎng)。水平段及射孔簇位置根據(jù)壓裂井實際施工情況設置，對照井每段隨機選擇1～2個壓裂簇產生較長壓裂縫(半縫長100～120 m)，其余為較短壓裂縫(半縫長5～20 m)；寬帶壓裂井每段隨機選擇3～5個壓裂簇產生較長壓裂縫(半縫長70～105 m)，其余為較短壓裂縫(半縫長5～20 m)。

為精確模擬不同壓裂方式壓后縫網(wǎng)的開發(fā)效果，采用二維離散裂縫模型(Discrete Fracture Model,DFM)進行縫網(wǎng)重構建模。離散裂縫模型能夠更加準確的描述壓裂改造后儲層中的流動[17-18]，在二維模型中采用三角形網(wǎng)格和線段網(wǎng)格分別描述儲層基質與裂縫(圖2)。本文建立的離散裂縫模型中，基質系統(tǒng)孔隙度為8%，滲透率為1 mD，微裂縫系統(tǒng)孔隙度為50%。

圖2 常規(guī)壓裂后縫網(wǎng)建立的離散地質模型

3 數(shù)值模擬結果及討論

為評估壓裂對儲層的改造效果，在已建立的離散裂縫網(wǎng)格模型上進行油藏數(shù)值模擬。離散裂縫模型屬于非結構化網(wǎng)格，必須用基于鄰接表的非結構化數(shù)值模擬器進行模擬。本研究使用南京特雷西能源科技有限公司研發(fā)的油藏數(shù)值模擬器CLOUD進行流動模擬，模型中考慮了基質中的啟動壓力梯度，模擬中使用通用控制體積法及多點流動近似。

3.1 開發(fā)效果對比

對于常規(guī)壓裂和寬帶壓裂，當達到相同程度時，儲層壓力分布如圖3所示。從圖3中可以看出，相同采出程度時，寬帶壓裂極大地增加了基質與裂縫之間的接觸面積，使得流體滲流阻力減小，動用范圍更廣，開發(fā)效果也更好。

圖3 不同壓裂縫網(wǎng)相同采出程度時的儲層壓力分布

3.2 寬帶壓裂開發(fā)規(guī)律分析

為研究寬帶壓裂井注水驅替開發(fā)效果，在400 m井距條件下，截取最小注采單元，建立“一注一采”概念模型。

圖4是注采井均采用寬帶壓裂注水開發(fā)5年后的含油飽和度場。從圖4看出，注水井附近驅替較充分，縫間剩余油少，剩余油主要分布在生產井附近，整體開發(fā)效果較好。圖5是常規(guī)壓裂后注水開發(fā)5年的剩余油分布，相比寬帶壓裂方案，常規(guī)壓裂形成的有效縫更少，單縫更長，因此生產井見水更早，驅替前緣更加不均勻，注采井縫間剩余油較多。

圖4 注采井寬帶壓裂后注水開發(fā)5年后含油飽和度場

圖5 注采井常規(guī)壓裂后注水開發(fā)5年后含油飽和度場

兩種壓裂方式的累產油曲線如圖6所示。寬帶壓裂初期產量更高，最終累產油與常規(guī)壓裂方案接近。為確定不同縫網(wǎng)的裂縫開度及滲透率的關系，采用數(shù)值模擬結果與實際生產數(shù)據(jù)進行擬合。最終確定本文算例中常規(guī)壓裂工藝的平均縫網(wǎng)開度為570 μm，寬帶壓裂平均縫網(wǎng)開度為438 μm。這是由于寬帶壓裂形成的縫網(wǎng)系統(tǒng)更加復雜，裂縫間相互干擾比常規(guī)壓裂更加嚴重。

圖6 不同壓裂縫網(wǎng)衰竭開發(fā)累產油曲線

3.3 基質滲透率敏感性分析

研究了基質滲透率0.1～5 mD之間寬帶壓裂相對于常規(guī)壓裂的初產和累產提升倍數(shù)(如圖7)。根據(jù)初產倍比隨基質滲透率的變化規(guī)律可知，滲透率越低，寬帶壓裂提高產能比例越高，當基質滲透率在0.1 mD時，初產約提高到3.8倍。根據(jù)不同基質滲透率下寬帶壓裂井10年累產油與常規(guī)壓裂井累產的比值可知，當基質滲透率小于1 mD，寬帶壓裂增油效果顯著，基質滲透率大于1 mD，兩種工藝的最終累產油相近。對于特低滲透油藏，在常規(guī)壓裂難以達到增產目標的背景下，通過選取合適的井區(qū)進行寬帶壓裂可大幅提高油田開發(fā)效果。

圖7 不同基質滲透率時寬帶壓裂產能/累產提升倍比

4 結論

(1)提出了基于微地震監(jiān)測和產液剖面的寬帶壓裂縫重構建模方法，能夠精確表征寬帶壓裂后的縫網(wǎng)展布情況，準確模擬寬帶壓裂開發(fā)效果，從而實現(xiàn)對單井產能和累產的準確預測。

(2)注采井均采用寬帶壓裂注水開發(fā)，注水井附近驅替較充分，縫間剩余油少，剩余油主要分布在生產井附近，整體開發(fā)效果較好。相比寬帶壓裂，常規(guī)壓裂形成的有效縫更少，單縫更長，生產井見水更早，驅替前緣更加不均勻，注采井縫間剩余油較多。

(3)對于特低滲透油藏，寬帶壓裂能提高壓后單井產能和累產。儲層基質滲透率越低，寬帶壓裂提高初產和累產的倍數(shù)越高，當基質滲透率大于1 mD，寬帶壓裂最終累產油與普通壓裂工藝相近。