致密油藏体积压裂井裂缝优化设计

（西安石油大学，陕西 西安 710065）

摘  要：体积压裂技术是开发致密油等非常规石油资源的重要手段。对压裂井裂缝进行优化设计有助于提高产量且对现场施工有一定的指导意义。本文选取长庆油田某致密油区块一口体积压裂水平井，采用数值模拟的方法进行生产拟合，基于工程角度对裂缝横向缝网数、簇间距及施工注入排量进行优化。结果表明：累产油量随着横向缝网数的增加而增加，超过26条后，增长速度逐渐变缓；累产油量随簇间距增大先增后减；裂缝半长和储层改造体积随注入排量的增大而增大，排量大于13m3/min后，其增长幅度逐渐变缓。

关键词：致密油；体积压裂；裂缝优化

基金项目：国家自然科学基金“拉链式压裂中裂缝互作用与渗流力影响机理研究”（项目编号51874242）

作者简介：杜鑫伟（1999-），男，西安石油大学硕士研究生在读，主要从事油田水力压裂增产模拟研究。

根据中国石油和化工联合会（CPCIF）汇总数据显示，2020年我国的原油总产量约为1.95亿吨，原油进口量约为5.42亿吨，对外依存度高达73.5%，由此可见，保障石油能源安全已成为迫切需要[1]。相比于常规石油资源，以致密油为例的非常规油气资源具有更大的勘探开发潜力。体积压裂是进行致密油藏高效开发、致密储层有效改造的重要方法，在现场施工中，压裂的段数、簇数都会对最终产量产生巨大影响，段数增多、簇数增多都会增大施工的技术难度，因此，对体积压裂进行优化设计具有重要意义。樊凤玲等人给出了一种排量优化的新方法[2]。苏皓等人对井方位、布缝方式、改造体积等参数进行优化设计[3]。闫新智等人对裂缝射孔参数进行优化[4]。张军涛等人对压裂液体系进行技术研究[5]。上述优化均为单个影响因素的分析研究，但对于压裂参数的整体性分析较少。本文通过建立某口体积压裂井模型，通过生产模拟软件获取其裂缝特征参数及累产油量，以此为基础对横向缝网数和簇间距进行优化设计，并通过压裂模拟软件对注入排量进行优化，其结果对现场施工具有一定的指导意义。

1 生产模拟

选取长庆油田某致密油区块,其储层孔隙度为8.2%，渗透率为0.114mD，油藏中深为1726m，地层原油粘度为1.5mPa·s，地面原油密度为0.84g/cm3。选取一口经体积压裂改造的水平井X，其水平段长886m，井筒半径为6.2cm，进行12段压裂，每段2簇，其目的层有效厚度为47.5m。

参照相邻区块地质基本资料和相邻老井压裂数据监测基本资料，使用数值模拟软件对X井进行生产模拟，对比拟合结果与邻近某口井的裂缝特性（表1），其裂缝特性相关数据贴合矿场实际情况。

表1  X井拟合结果与邻井对比

运用拟合参数，进行为期10年的定流压生产模拟。拟合结果表明：X井初期投产时日产量可维持在8～10m3/d，一年后产量骤降，进入稳定低产阶段，十年后日产量降至1.863m3/d，约为投产初期时最高日产量的16%；X井十年的累计产量为9712m3（约为8158.08t）。

2 参数优化

2.1 横向缝网数优化

使用体积压裂开发致密油藏时，选择合适的横向裂缝数有助于获得更高产量。为优选出最优横向缝网数，本文在基于X井基本模型且确保其余裂缝特征参数恒定的情况下，假定所有横向裂缝都有产量；横向缝网穿透整个储层；采油井井底流压恒为11MPa，给定多种方案，以最大累产油量为目标进行为期十年的定流压水平井压裂模拟，结果见图1。

图1  不同横向缝网数目下的累产油量对比

由图1可知，生产时间为十年时14条横向缝网的累产油量最小，为9682m3（约为8132.88t），38条横向缝网的累产油量最大，为10787m3（约为9061.08t）。从工程角度考虑，在横向缝网数达到26条后，累计产量增加幅度降低，故26条横向缝网数目为最优。

2.2 簇间距优化

在获取最优横向缝网数的基础上继续进行簇间距优化，鉴于实际压裂生产中多以多簇压裂对储层进行改造，现以压裂两簇为例进行分析。

基于X井前期模型的基础上，给定裂缝无因次导流能力恒定不变，缝网数目为26条（压裂13段，每段2簇），该水平井泄油面积为336485m2，仍以累产油量最大为目的进行为期十年的定流压水平井压裂生产模拟。 

结果表明：簇间距从15m递增至45m时，十年累产油量先增后减，在簇间距数值较小时，累产油量随着簇间距的增大而增大，当簇间距为36m时，累产油量达到峰值，之后随着簇间距的增大而减小。原因分析：水平段长一定，裂缝数目增加必然导致裂缝簇间距减小，确定裂缝条数后，当簇间距较小时，增大簇间距会减少两两裂缝之间的相互干扰，故累计产量得以提高；当簇间距超过某一阈值时，存在部分含油范围无法波及的问题，又由于水平井的泄油面积有限，累计产量随之下降。

3 基于压裂设计的排量优化

当前存在多种裂缝模型，如：二维模型GDK模型和PKN模型[6]、融合了两种二维模型的拟三维模型及全三维模型[7]。由于二维模型假设裂缝高度恒定，不随施工的进行而变化；拟三维模型无法还原流体在裂缝中的真实流动情况；全三维模型为目前常规的水力裂缝扩展模型，为满足对体积压裂裂缝的设计，本文选择可预测三维裂缝扩展的离散化网格裂缝模型(DFN)[8]。

在26条横向缝网（压裂13段，每段两簇）的基础上进行X井压裂设计。本模型给定地层在任何位置的滤失系数相同。选择某一段进行压裂设计，泵注程序表示于表2。 

表2  压裂施工泵注程序表

压裂模拟产生主裂缝半长为151m、主缝高为30.24m、主缝宽为1.147cm、储层改造体积为18.651×105m3的裂缝缝网。

排量优化思路：确保表2中各阶段液体体积、阶段类型、支撑剂类型、支撑剂浓度保持不变，仅通过改变排量大小来进行敏感性分析，以压裂模拟所得到的裂缝半长及储层改造体积为基础，给定多种方案，通过对比缝长和储层改造体积来优化排量，其结果见表3。

表3  不同排量下对应双簇的平均裂缝半长和储层改造体积

图2  不同排量对应的双簇裂缝平均半长和储层改造体积的趋势变化

由表3可得，合理的增加排量对裂缝半长和储层改造体积的提升明显，由图2可以看出，随着排量的增加，裂缝半长和储层改造体积的增长速度先快后慢，当排量超过13m3/min后，递增趋势明显变缓，考虑施工过程中注入排量愈大，施工难度愈大，故优选13m3/min作为该段压裂时最优排量。

4 结论

横向缝网数和簇间距是影响致密油体积压裂井产量的重要因素，本文对某致密油藏区块X井进行历史拟合、生产模拟、压裂设计及排量优化。得到的结论与认识如下：

1）历史拟合及生产模拟结果表明X井投产一年后产量迅速下降，生产十年时日产量跌至初期日产量的16%，十年的累计产量为9712m3。

2）随着横向缝网数的增加，X井累产油量增长速度逐渐变缓，优选26条为最优横向缝网数；增大簇间距，累产油量先增后减，优选36m为最优簇间距。

3）随着排量的增加，裂缝半长和储层改造体积的增幅先快后慢。优选13m3/min作为压裂最优排量。

参考文献

[1] 前瞻产业研究院.2021年中国石油和天然气开采行业市场现状及发展趋势分[EB/OL].https://www.qianzhan.com/analyst/detail/220/210302-86927739.html,2021-03-02.

[2] 樊凤玲,李宪文,曹宗熊,王蓓,彭娇,周德胜.致密油层体积压裂排量优化方法[J].西安石油大学学报(自然科学版),2014,29(03):79-82+10.

[3] 苏皓,雷征东,张荻萩,李俊超,鞠斌山,张泽人.致密油藏体积压裂水平井参数优化研究[J].岩性油气藏,2018,30(04):140-148.

[4] 闫新智,雷俊杰,任剑.南部探区致密油藏体积压裂参数优化[J].非常规油气,2020,7(05):113-120+82.

[5] 张军涛,赵习森,王卫刚,张永飞.水平井体积压裂技术在黄陵致密油区的研究和实践[J].非常规油气,2018,5(03):84-87+97.

来源：化学工程与装备 - 官方网站 - 创刊于1972   2022年第12期   在线投稿  >>