苏里格气田水平井常规压裂与体积压裂数值模拟

陈姣妮， 李天太， 刘均令， 韩 颖

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；3.中国石化中原油田普光分公司天然气技术管理部，四川达州 635002；4.中国石化中原油田采油四厂，河南濮阳 457176)



苏里格气田水平井常规压裂与体积压裂数值模拟

陈姣妮1， 李天太2， 刘均令3， 韩 颖4

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；3.中国石化中原油田普光分公司天然气技术管理部，四川达州 635002；4.中国石化中原油田采油四厂，河南濮阳 457176)

为实现苏里格气田水平井高效开发，提高气藏最终采收率，根据体积压裂的原理，对苏里格气田水平井体积压裂的适用性进行分析研究。通过数值模拟方法，对水平井采用常规压裂(3段)，体积压裂(3段2簇、3段3簇、3段4簇和3段5簇)2种压裂改造方式进行模拟对比。结果表明，苏里格气田的储层具有天然微裂缝部分发育、石英含量相对高及渗透率低等因素，实施体积压裂的条件能基本满足；根据气藏特点在常规压裂和体积压裂模型中引入矩形不渗透岩性边界，该类边界极大减慢气体流向裂缝的渗流速度；体积压裂同一配产量不同簇数方案的稳产期均较常规压裂的长，不同稳产期末、10年末，体积压裂采出程度随簇数增加而增加，配产量为8×104m3时，体积压裂与常规压裂相比优势更明显；体积压裂令缝网内压力波及均匀，避免常规单一裂缝开采时间过长造成的缝周低压现象。

苏里格气田； 水平井； 常规压裂； 体积压裂； 数值模拟

苏里格气藏具有低孔渗透、连通性差、自然产能低的特点，是典型低渗透气藏。为提高页岩气、致密砂岩气等的经济产能，国外专家据北美特殊储集层的岩性、物性、天然裂缝和力学参数等，提出体积压裂的油气增产技术[1]。当北美实现“页岩气革命”的时候，国内各大油气田开展了对致密油气藏的探索研究[2-3]。近年来，体积压裂先导性试验在长庆油气田展开，并取得良好增产效果[4-6]。体积压裂试验也证明[7]，该技术作为苏里格气田天然气单井产量的一种新的技术手段，可提高储层整体改造程度、初始产量和最终采收率。而在投资回报方面，据陈云金等[8]的研究，体积压裂的推广应用，获得了成倍增加的天然气测试产量，提高获气成功率，降低获气成本，缩减投资回报周期，比常规压裂有更好的投资效益。李宪文等[9]的研究表明，纺锤形与哑铃型缝网形态更具优势，影响体积压裂水平井产能的主要因素为：缝网内部裂缝的缝间干扰程度、端部裂缝的产能及缝网形态中部主裂缝对泄流面积的控制程度。

在苏里格气田中，由于成本及施工难度等实际问题，在同一口水平气井中很难获得常规压裂与体积压裂后单井开发效果的对比，而数值模拟技术则可很好对比二者开发效果。

1 体积压裂机理

根据岩石破裂理论及弹性力学原理，一般来说裂缝的启裂方向沿最大主应力方向。因此，在常规压裂处理区域中，当最大主应力值与最小主应力值相差比较大时，压裂的结果通常是一条对称主缝，其沿着最大应力方向。但是当处理区域的地层应力场中，最大最小主应力的差值极小，则裂缝启裂方向就会受地层中天然裂缝方向的影响，压裂出的裂缝会沿这无规则天然裂缝的方向向四面八方延伸，这样形成的是网状裂缝。而体积压裂和常规压裂一样，也是通过压裂的方式对储层进行改造。体积压裂时，通过分段多簇射孔、低黏液体、大液量、高排量和转向材料技术的应用，在形成一条或多条主裂缝的同时，令天然裂缝不断扩张和脆性岩石不断产生剪切滑移，实现了对岩石层理和天然裂缝的沟通，且强制在主裂缝的侧向形成次生裂缝，并继续在次生裂缝上分支，形成二级的次生裂缝，以此类推，形成更多级的裂缝。多级次生裂缝和主裂缝交织之后形成的裂缝网络系统，将打碎能进行渗流的有效储层，进而令储层基质和裂缝壁面的接触面积达到最大，这就使油或气从基质流向裂缝的渗流距离为最短，这样提高了整体储层渗透率，全面改造了在长、宽和高3个方向的储层，达到提高初始产量及最终采收率的目的。

总之，影响压裂是否能形成多条裂缝的重要因素为储层最大和最小主应力的差值。只有该差值小，即最大和最小主应力值相差不大，多条裂缝才能形成。而实现打碎储集体并形成多条裂缝的前提条件和基础是天然裂缝的存在及岩石的脆性。综上所述，影响储层是否能实现体积压裂的主要因素有3个，分别为岩石力学特征、天然裂缝发育状况和地应力条件。

2 对苏里格气田实施体积压裂的可行性

2.1 苏里格气田储层岩石力学特征

产生复杂缝网的有利条件有两个，即储层内富含碳酸盐岩或石英等脆性矿物。沉积物源的研究报告指出，在山西-石盒子期的盆地北部有两个大物源区，东部的太古界为相对贫石英物源区，西部的中元古界为富石英物源区。由于受到物源的控制，区带间的岩石类型有明显差别。苏里格气田由东到西的石英含量依次增加，岩屑含量则依次减少。因此，单从石英含量方面看，中区及西区的石英含量相对高，这就对实现体积压裂极为有利。

苏里格气田与北美页岩气相比较而言，用其主力层的二十块岩心做了岩石力学实验，从实验结果可知，主力层的单轴抗压强度均高于20 MPa，而抗拉强度则基本维持在3～9 MPa。大量室内的岩心测试数据表明，该气田中山西组的山1段和石盒子组的盒8段中的砂岩具有低泊松比及杨氏模量高的特点，这些特点也对储层实施体积压裂有利。

2.2 苏里格气田天然微裂缝的发育情况

前面提及，成功实现体积改造的前提条件为储层内是否能产生复杂缝网和储层内的天然裂缝状况。在体积压裂改造中，天然裂缝系统比基岩更易于开启，因此存在原生裂缝及次生裂缝可以增大产生复杂裂缝的可能性，进而能极大增大储层的改造体积[10]。对体积压裂改造而言，天然微裂缝能降低形成分支裂缝所需的净压力。因此在施工过程中，在裂缝内的净压力值应大于2个水平主应力差与岩石抗张强度的和。

苏里格气田的岩心观测资料表明，该气田主要发育垂直裂缝及高角度裂缝。分布广泛的低角度斜层理在一定程度上也有利于网状裂缝系统形成。在显微镜下均能观察到破裂缝和微裂缝。同时从成像测井资料和报告来看，储层中也发育有一定数量的天然裂缝。大量薄片分析资料也认为，苏里格气田的目的层发育微裂缝，微裂缝以3种形式存在，分别为显微构造裂缝、晶间缝和颗粒间网状缝。总体来说，苏里格气田致密砂岩储层天然裂缝部分发育。

2.3 苏里格气田储层岩石地应力条件

根据唐勇等[11]的研究，苏里格致密砂岩最小水平主应力值平均50.43 MPa，砂泥岩为 53.70 MPa，泥岩为 57.16 MPa。盒 8、山 1 段水平应力差值较大，都在 10 MPa 以上，计算抗张强度在4.10～6.08 MPa，平均值为4.91 MPa，储层和隔层的应力差为4.3～6.4 MPa，裂缝的延伸净压力在4.5～13.7 MPa。

3 水平井常规压裂与体积压裂开发效果对比

3.1 单井数值模型的建立

针对水平井进行常规压裂和体积压裂的数值模拟研究，以苏里格气田某气藏的一口水井为例。该气藏原始地层压力为31 MPa，孔渗物性认为是均质的，孔隙度为9.5%，渗透率为0.5×10-3μm2，含气饱和度74.4%，储层有效厚度为15 m，天然气的相对密度为0.55。网格步长为10 m，网格数为200×80×1=16 000个。水平井的水平段长度为1 170 m，常规压裂和体积压裂均分三段进行压裂。

在该气藏中，认为储层中是存在不渗透岩性边界的[12]。设水平井上压出的3条垂直裂缝周围都有一个矩形的不渗透岩性边界，长和裂缝平行，宽和裂缝垂直。长和宽分别为340 m和170 m，不渗透岩性边界的传导率倍数为原传导率的0.002 8倍(该实例井进行历史拟合后得到的倍数)。

3.2 水平井压裂缝的模拟

得到水平井单井数值模拟模型后，首先模拟常规压裂。设压裂缝内渗透率为2 000×10-3μm2。裂缝半长为95 m。图1为常规水平井常规压裂模型的裂缝分布图。设计的常规压裂方案为方案1-1、方案1-2、方案1-3。

图1 水平井常规压裂裂缝分布图

Fig.1 Horizontal well conventional fracturing fracture distribution

对于体积压裂的裂缝，假设针对水平井体积压裂后形成裂缝相互垂直的缝网形态，如图2所示。

图2 水平井体积压裂裂缝形态(3段4簇)

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

主裂缝渗透率为10 000×10-3μm2，次裂缝渗透率为2 000×10-3μm2，主裂缝半长为95 m，体积压裂段数为3段，分别模拟段内2簇、3簇、4簇和5簇。图3为段内2簇、3簇、4簇和5簇的水平井体积压裂裂缝分布图。

图3 水平井体积压裂的裂缝分布图

Fig.3 Fracture distribution of horizontal well volume fracturing

分别模拟计算了体积压裂簇数为 2、3、4、5 四种簇数共12个方案，加上常规压裂的3个方案，共模拟了15个方案。研究设计的所有方案见表1。

表1 水平井压裂方案

3.3 水平井常规压裂与体积压裂开发效果评价

体积压裂与常规压裂相比较，各方案稳产期均延长，稳产期最高可增加0.389年。图4显示体积压裂裂缝不同簇数与体积压裂比常规压裂增加稳产期的关系。对应不同稳产期末、10年末的体积压裂的采出程度也随簇数相应增加，见图5。图4和图5说明配产量为8×104m3时，增加的稳产期虽为中等，但稳产期末体积压裂采出程度值比常规压裂增加最高。结果表明，并非配产量越高，体积压裂的开发效果越好，配产量为中间值更合理。

图4 水平井体积压裂不同簇数与比常规压裂增加稳产期关系

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

图5 水平井体积压裂不同簇数与比常规压裂增加的采出程度关系

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

表2为水平井常规压裂和体积压裂各个开发方案的指标预测数据表。

表2 水平井常规压裂与体积压裂开发方案指标预测表

续表2

图6为水平井常规压裂与体积压裂后，以日产量为10×104m3进行生产，2年后的地层压力分布图。从图6中可以看出，受不渗透岩性边界影响，边界外的压力比边界内的高。常规压裂与体积压裂的裂缝内压力较低，甚至能隐约看出裂缝形态；体积压裂缝网内的压力分布较常规压裂的均匀。

图6 常规压裂与体积压裂2年后地层压力分布图

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

4 结论

(1) 建立了水平井常规压裂和体积压裂(段内2簇、3簇、4簇和5簇)的数值模拟模型，根据气藏特点引入不渗透岩性边界，在水平井压裂缝周围模拟矩形不渗透岩性边界。该类边界极大降低气体流向裂缝的渗流速度。

(2) 与常规压裂相比，体积压裂在同一配产量下，不同簇数的稳产期均延长；不同稳产期末、10年末，体积压裂采出程度也随簇数相应增加。配产量为8×104m3时，体积压裂优势更明显。实施体积压裂后，可提高水平井单井产量并提高稳产年限，开发效果明显比常规压裂和未压裂的好。

(3) 体积压裂可令缝网内压力波及较均匀，体积压裂簇数越多缝网内压力分布更均匀，这可避免常规单一裂缝开采时间过长造成的缝周低压现象。

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(编辑 宋官龙)

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

国家自然科学基金项目(51404196)。

陈姣妮(1982-)，女，博士研究生，从事油气藏模拟方面研究；E-mail：meihao2003@126.com。

TE377

A

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