致密油藏体积压裂井裂缝优化设计_杜鑫伟.pdf

化学工程与装备 2022 年 第 12 期 72 Chemical Engineering&Equipment 2022 年 12 月 致密油藏体积压裂井裂缝优化设计致密油藏体积压裂井裂缝优化设计6 6 杜鑫伟（西安石油大学，陕西 西安 710065）摘摘 要：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：关键词：致密油；体积压裂；裂缝优化 基金项目：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）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 1 生产模拟生产模拟 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1.5mPas，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。表表 1 X1 X 井拟合结果与邻井对比井拟合结果与邻井对比 裂缝特征 X 井 邻近某口井 支撑半长/(m)151.25 157.75 裂缝导流能力/(mDm)388.26 400.19 无因次导流能力 22.71 22.45 储层渗透率/(mD)0.11 0.11 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810m3/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）。图图 1 1 不同横向缝网数目下的不同横向缝网数目下的累产油量对比累产油量对比 DOI:10.19566/35-1285/tq.2022.12.005 杜鑫伟：致密油藏体积压裂井裂缝优化设计 73 2 2 参数优化参数优化 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。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 3 基于压裂设计的排量优化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。表表 2 2 压裂施工泵注程序表压裂施工泵注程序表 排量/(m3/min)液体体积/(m3)阶段类型 支撑剂类型 支撑剂浓度/(kg/m3)8 150 前置液-0 6 97 携砂液 40/70 目石英砂 120 8 75 携砂液 40/70 目石英砂 320 7 85 携砂液 40/70 目石英砂 280 9 80 携砂液 40/70 目石英砂 360 10 80 携砂液 40/70 目石英砂 310 6 60 前置液-0 11 85 携砂液 40/70 目石英砂 500 9 80 携砂液 40/70 目石英砂 380 8 65 携砂液 40/70 目石英砂 260 9 80 携砂液 40/70 目石英砂 420 5 140 顶替液-0 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 18.651105m3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。表表 3 3 不同排量下对应不同排量下对应双簇双簇的的平均平均裂缝裂缝 半长和储层改造体积半长和储层改造体积 排量/(m3/min)裂缝半长/(m)储层改造体积/(105m3)3 81.3 11.304 5 112.4 14.761 7 131.7 17.639 9 148.3 19.804 11 161.9 21.244 13 172.9 22.348 74 杜鑫伟：致密油藏体积压裂井裂缝优化设计 15 173.8 22.762 17 174.6 23.285 20 175.1 23.623 图图 2 2 不同排量对应的双簇裂缝平均半长和储层改造体积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 4 结结 论论 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.2021.https:/ 樊凤玲,李宪文,曹宗熊,等.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,等.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,等.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.（上接第（上接第 8989 页）页）_ 因此，企业需要根据工艺优化的原则以及所需要遵循的程序，对这些工艺进行合理的优化，全面提高修井作业的效率以及安全性。参考文献参考文献 1 魏后超.论井下作业修井技术现状及新工艺优化研究J.化工管理,2014(35):233.2 马晓东.论井下作业修井技术现状及新工艺优化研究J.中国石油和化工标准与质量,2017(22):175-176.3 杨洪潮.石油工程井下作业修井技术现状及工艺优化J.化工管理,2017(19):157.4 徐云春.井下作业修井技术现状及新工艺的优化J.石化技术,2019,26(01):282.5 党韩.石油工程井下作业修井技术现状及工艺优化J.化学工程与装备,2018(03):225-226.