基于全缝长压裂模拟技术的致密储层压裂改造效果定量表征

刘培刚， 杜书恒， 侯 飞

(1.中国石油大学(华东)计算机科学与技术学院，山东青岛 266580; 2.中国科学院力学研究所非线性力学国家重点实验室，北京 100190; 3.中国石化胜利油田油气勘探管理中心，山东东营 257000)

随着中国陆相油田进入开发中后期，含水率居高不下、采收程度降低等现象愈发普遍[1-2]。为进一步挖潜剩余油提高采收率，开展开发单元精细剖分、分层注水措施等研究显得意义重大[3-5]。对于致密油藏，酸化、封堵、压裂等储层改造措施是提高其产能的关键所在。对于过渡相沉积，如湖相三角洲、河湖交替沉积地层，物性、岩性以及力学性质隔夹层发育均较广泛，压裂改造应将大段砂层单砂体作为基本措施单元，通过分析其剩余油分布及隔夹层分布特点，开展单砂体“靶向”改造，提高采收程度。对于压裂后储层有效改造程度的研究，国内外研究尚缺乏较为统一的判据[6-8]，且各自角度不同[9-12]，绝大多数集中于改造形成的裂缝张开度、裂缝延伸半缝长以及微地震事件分布预测等。水力压裂的最终目的是在渗流困难的储集层中较易形成渗流的有效导流区，将有效波及范围内的剩余油流汇集至导流区内，最终流入井底进而提高产能。因此笔者从这一最终目标出发，以松辽盆地白垩统泉头组扶余油层开展水力压裂的单砂层为例，依据精细油气藏三维建模，结合全缝长拟三维数值模拟技术[13-15]，对单砂层压裂缝平面导流范围分布情况以及产能进行模拟研究，划分导流区级次，提出“单砂体产液量极限值”的概念并依据模拟结果进行产能计算。

1 地质概况

研究区(图1)位于朝阳沟阶地中部，西接三肇凹陷与大庆长垣相隔，为一南东高、北西低的断块构造。受断层影响，区块被分割成若干个面积约为0.4～4.0 km2的单斜或断背斜。主产层白垩统泉头组扶余油层是松辽盆地大规模沉降前期形成的一套以河流相为主的沉积，砂体宽度一般为300～800 m，延伸长度为2 000～12 500 m。其中扶余油层顶部以顺直分流河道沉积为主，砂体呈窄条带状，组合形态繁多。研究样品采集自“葡48井”“葡54井”“葡333井”，采集深度分别为1 558.7、1 538.8、1 542.8 m；压裂模拟井为“翻109-D63-2”，压裂单砂体平均有效孔隙度为14.9%，平均空气渗透率为2.5×10-3μm2，平均含油饱和度为49.3%。

铸体薄片(图2)显示，研究区储层岩石孔喉呈现明显的“群落式发育”，导致物性、力学性质呈现较为显著的非均质性，从而对后期裂缝的展布产生较为重要的影响。

实物扫描电镜(图3)显示，研究区储层微观裂缝较为发育、黏土矿物含量较高、自生石英较为发育，对岩石的力学性质影响较大，不可避免地影响到水力裂缝的张开及导流能力的非均质性。孔喉及矿物在微观尺度上的各向异性发育特征为宏观水力裂缝沿井筒的非对称破裂及延伸提供了非常重要的储层地质学依据。

图1 研究区位置示意图(据文献[2],有修改)Fig.1 Location of study area (After citation [2],modified)

2 研究方法及原理

2.1 计算岩体力学参数

通过X-MAC测井处理方法获得参照井的弹性模量、泊松比等岩体力学参数。分析参照井岩体力学参数对声波时差、自然伽马等曲线的敏感性，筛选出敏感性高的常规测井曲线。采用多元统计回归方法，获得普通井的岩体力学参数计算公式。依据计算公式，计算研究区内所有井的岩体力学参数。

2.2 建立总应力模型

使用研究区内所有井的连井剖面进行单砂体细分，获得最新分层数据。利用井位数据、井斜数据、分层数据、测井数据(包括计算出的所有井的岩体力学参数曲线)等建立单砂体孔隙度、渗透率、弹性模量、泊松比、biot系数等属性模型。根据总应力公式叠加物性参数模型(孔隙度、渗透率)、岩体力学参数模型，建立总应力模型。

图2 松辽盆地扶余油层铸体薄片Fig.2 Casting thin section of Fuyu oil layer in Songliao Basin

图3 松辽盆地扶余油层岩样实物扫描电镜Fig.3 Rock sample by SEM of Fuyu oil layer in Songliao Basin

2.3 准备导流范围预测数据

制定压裂施工程序，结合从参数模型和应力模型中提取的单井剖面模型进行压裂模拟，获得研究井周围的压裂缝展布。

研究区内平均井距150 m，因此提取以井“翻109-D63-2”为中心、边长为335 m(半长为167.5 m)的网格模型，作为压后导流范围预测的模型数据。

为有效对接三维地质网格模型与有限元压裂模拟系统，设置压裂模拟系统中的纵、横向网格精度与地质模型相同(5 m×5 m)。研究压裂段为扶I31段单砂体(深度范围为1 170.0 ～1 171.8 m)，为精细预测该层单砂体内部压后导流分布情况和产能，以0.2 m为基本步长将该段层厚为1.8 m的单砂体进一步剖分为9个“微地层单元”。分别预测各“微地层单元”的导流情况，将各单元预测的产液量极限值累计，达到预测“单砂体产液量极限值”的目的。图4以1 170.0～1 171.8 m深度段微地层单元为例，展示该段单砂体压裂基础数据的平面分布(包含影响压裂缝展布的有效孔隙度、渗透率、泊松比、弹性模量4个重要参数),图中双向交叉箭头表示井筒所在位置。

图4 松辽盆地白垩统泉头组扶余油层单砂体压裂基础数据准备Fig.4 Basic data for single sand body fracturing of Fuyu oil layer of Quantou formation of Cretaceous in Songliao Basin

3 压裂有效导流范围模拟

压裂后新造缝的导流能力，一般是指裂缝闭合宽度与闭合压力下裂缝渗透率的乘积。压裂支撑剂导流能力将直接决定压裂效果的好坏[16-18]。实验室中一般根据达西定律，采用导流能力试验仪开展压裂支撑剂短期导流能力试验，可以帮助提高压裂优化设计水平[19-20]。目前针对储层改造后有效导流范围的判断一般依靠微地震事件及示踪剂方法，精度较低，缺乏对于压后导流能力级次分类及分布规律的研究。

为预测压后导流范围及单砂体产能峰值(即最大有效导流范围)，结合工程因素制定压裂加砂程序(平均前置液量为21 m3,携砂液量为63 m3，顶替液量为18 m3，支撑剂选取标准380～830 μm陶粒)，分别模拟各“微地层单元”的压后导流分布情况。模拟结果如图5所示，长、宽方向网格排布分别为研究区最大水平主应力方向(南北向)和最小水平主应力方向(东西向)。

4 讨 论

4.1 导流区级次划分

在致密非均质储层中，受地层本身可压性、构造应力以及压裂过程中非稳态渗流等因素影响，压裂缝展布将呈现非稳态分布，但仍有规律可循。压裂后形成的有效导流区，其真实导流能力与支撑剂的浓度分布、裂缝张开度以及支撑剂本身的性质均密切相关。根据导流能力及分布范围，对单砂体内各“微地层单元”划分导流区级次，有助于厘清储层改造后新渗流场分布以及对增产真正起到促进作用的优势渗流通道。

综合导流能力数据总体分布范围，以100×10-3μm2·m为步长，统计各“微地层单元”导流能力数据(图6)。

图4预测结果直观显示，压后导流场分布基本分为紫、红-橙黄、绿及浅绿4类优势颜色范围。图5统计显示， (400～500)×10-3μm2·m、(300～400)×10-3μm2·m和(200～300)×10-3μm2·m、(100～200)×10-3μm2·m、(0～100)×10-3μm2·m四个导流能力范围分别对应以上4类优势颜色范围，因此将该单砂体压后导流范围划分为4个级次，并结合图4对其展布特征进行描述(表1)。

导流范围级次不仅与其导流能力有关，还与其分布范围有关。在4个导流区中，(300～400)×10-3μm2·m和(200～300)×10-3μm2·m范围导流区因其导流能力数值较大且分布范围较广，将在压后增产中起到关键作用，对保障泄油通道畅通、提高产能贡献最大，划分为Ⅰ级导流区；(100～200)×10-3μm2·m范围导流区因其导流能力略低于Ⅰ级而面积与之相当，总体增产贡献率次之，划分为Ⅱ级导流区；(0～100)×10-3μm2·m导流区虽导流能力较小但分布范围较宽，可能由于导流能力的限制渗流速度较慢，但最终也可将该导流区控制范围内的剩余油驱替出来，总体增产量仍较乐观，划分为Ⅲ级导流区；最后(400～500)×10-3μm2·m导流区虽导流能力较大但分布范围较窄，即波及体积不够，即使能快速有效驱替该导流区控制范围内的剩余油，对总体增产贡献率有限，因此划分为Ⅳ级导流区。

注:网格步长为5 m × 5 m,(a)为深度1 170.0～1 170.2 m“微地层单元”结果，(b)～(i)按0.2 m步长依次类推。图5 松辽盆地白垩统泉头组扶余油层单砂体压裂后各“微地层单元”导流范围预测结果Fig.5 Prediction of diversion range of each "micro stratigraphic unit" after single sand body fracturing in Fuyu oil layer of Quantou Formation of Cretaceous in Songliao Basin

表1 单砂体压后导流范围级次划分及展布特征描述

图6 松辽盆地白垩统泉头组扶余油层单砂体各“微地层单元”导流能力及平均导流能力Fig.6 Conductivity and average conductivity of "microstratigraphic units" of single sand body in Fuyu oil layer of Cretaceous Quantou Formation in Songliao Basin

4.2 “单砂体产液量极限值”计算

压裂增产的原理是使地层中径向流变为直线流汇入导流裂缝，进而渗流至井底[21-22]。研究中剖分的地层网格三轴步长为5 m×5 m×0.2 m，网格体积为5 m3，即使对于导流能力最差的Ⅲ级导流区((0～100)×10-3μm2·m)，也能将该网格代表的地层内的剩余油驱替出来，只是周期稍长。因此在不考虑赋存于黏土矿物等界面层或喉道极为细小孔隙中的束缚油的前提下，认为本次模拟得到单网格代表的地层若处在四级导流区内，即可将该网格中的剩余油进行有效驱替[23-26]。单网格地层横切剖面导流影响范围示意如图7。

以该单砂体内各“微地层单元”为基本研究对象，将每个“微地层单元”压后的最大产液量为该“微地层单元”的产液量极限值，最后将“微地层单元”产液量汇总，计算得出“单砂体产液量极限值”。建立起含油饱和度三维地质模型，可获得导流范围内各网格对应的含油饱和度。

图7 单网格地层横切剖面导流影响范围示意图Fig.7 Schematic diagram of diversion range of cross section in single grid stratum

以深度1 170.6～1 170.8 m为例，计算“微地层单元”有效导流区范围内各网格产油量极限值Vo-max、产水量极限值Vw-max、“微地层单元”产液量极限值Vms及“单砂体产液量极限值”Vss:

Vo-max=5φSo,

(1)

Vw-max=5φ(1-So),

(2)

(3)

(4)

式中，φ为地层孔隙度；So为含油饱和度；Vo-maxi表示第i个网格的产油量极限值，m3；Vw-maxi表示第i个网格的产水量极限值，m3；Vmsi表示第i个“微地层单元”的产液量极限值，m3；n表示“微地层单元”中所有处于4个级别导流区范围内的网格总数；m表示单砂体中的“微地层单元”总数。

部分网格的数据统计如表2,“微地层单元”及单砂体的产油量极限值Vo-max和产水量极限值Vw-max计算结果见表3。

表2 “微地层单元”有效导流区范围内部分网格产油量极限值Vo-max、产水量极限值Vw-max统计(1 170.6～1 170.8 m)Table 2 Limit value of oil production (Vo-max) and limit value of water production (Vw-max) of some grids in effective diversion area of "micro stratigraphic unit"(from 1 170.6 to 1 170.8 m)

表3 “微地层单元”及单砂体的产油量极限值(Vo-max)和产水量极限值(Vw-max)统计Table 3 Limit value of oil production(Vo-max)and limit value of water production(Vw-max)of "micro stratigraphic unit" and single sand body

由表2和表3可知，该单砂体各“微地层单元”产液量极限值在1 170.4 m位置处产生大幅“断层”，以该深度为界，上下产液量极限值较为均匀，呈现单砂体产能的“二元结构”。

5 结 论

(1)压裂后形成的有效导流区，其真实导流能力与支撑剂的浓度分布，裂缝张开度以及支撑剂本身的性质均密切相关。

(2)根据导流能力及分布范围对松辽盆地白垩统泉头组扶余油层单砂体划分出(300～400)×10-3μm2·m和(200～300)×10-3μm2·m(Ⅰ级)、(100～200)×10-3μm2·m(Ⅱ级)、(0～100)×10-3μm2·m(Ⅲ级)、(400～500)×10-3μm2·m(Ⅳ级)四级导流区域，这有助于厘清储层改造后新渗流场分布以及对增产真正起到促进作用的优势渗流通道。

(3)扶余油层单砂体压后四级导流区分布特征各异，与渗流场关系密切。Ⅰ级大部分呈长条带状，优势方向基本平行最大水平主应力方向，少数呈斑块状，一般分布于井筒位置以南；Ⅱ级一般环抱Ⅰ级和Ⅳ级分布，最大水平主应力方向延伸较远；Ⅲ级一般分布于Ⅱ级导流区的边缘，为无效改造区和有效改造区的过渡区域；Ⅳ级多呈斑块状，零星分布。

(4)“单砂体产液量极限值”及其“微地层单元产液量极限值”概念及计算方法，可为评估单砂体内部产能贡献提供借鉴,有利于开展单砂体“靶向”改造，提高最终采收程度。