致密砂岩油藏水平井密切割压裂改造参数优化

任佳伟 ，张先敏 ，王贤君 ，王维

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西 西安 710018；2．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安710018；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；4.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江 大庆 163000）

0 引言

松辽盆地北部致密油储层为典型致密砂岩储层，勘探潜力巨大。与北美、新疆等典型致密砂岩油藏相比，储层具有埋深较浅、原始地层能量不足、储层非均质性强、天然裂缝基本不发育、水平应力差小等特征[1-2]。大庆油田采用“水平井+体积压裂”技术对储层进行改造，并获得成功，但在实践过程中，经常面临着对人工裂缝形态认识不明确、单井产量递减快、整体经济效益差等问题[3]。矿场开发经验表明：通过“细分切割”致密油储层，进行密切割压裂设计，可使基质单元最小化，有效缩短渗流距离，是非常规油气田进一步提高单井产量的主体技术手段[4-6]。

密切割压裂改造技术的关键在于裂缝间距的缩小，但随着裂缝间距减小，单井人工裂缝总条数随之增加，各簇裂缝的扩展相互影响，人工裂缝的起裂及扩展情况相当复杂[7-9]；因此，密切割压裂改造技术在目标油藏的适用性还有待研究。再者，压裂施工过程中，通常采用极限分簇限流技术实现小间距压裂施工，该技术在保证每簇裂缝可压开的同时，也会导致每条裂缝的分流量降低，单条裂缝的改造规模随之降低[5，10]。 因此，有必要优化裂缝条数及与储层相适应的裂缝导流能力，确定最佳裂缝参数组合，进而实现水平井高效动用和规模开发。

为解决以上问题，本文采用数值模拟方法，建立裂缝扩展及产能预测模型，明确目标油藏体积压裂裂缝形态，阐明密切割压裂改造技术在目标油藏的适用性，分析裂缝间距、导流能力2个关键改造参数对体积压裂改造效果的影响规律，通过协同优化，实现对密切割体积压裂规模的最优化设计。

1 水力压裂裂缝扩展特征

明确致密砂岩储层水力裂缝形态是选择压裂改造方式的基础。水力压裂裂缝（亦称人工裂缝）扩展形态受岩石脆性、三向（水平最大、最小方向和垂向）主应力特征、天然裂缝发育情况等多种因素影响[11]。目前研究裂缝扩展规律的方法主要有室内实验方法和数值模拟方法。国内外学者利用真三轴压裂设备开展模拟实验，研究了复杂缝网形成的基础条件[12-14]。然而，大庆地区较难发现储层天然露头，而人工岩心又难以准确反映岩石扩展的实际规律；因此，通过物理模拟实验研究裂缝扩展规律的基础条件并不完善。体积压裂数值模拟方法具有适用性强、经济高效等优点，被广泛应用于压裂设计及参数优化[15-17]。鉴于此，本文基于ABAQUS平台，采用扩展有限元方法（XFEM）模拟水力压裂裂缝扩展形态，在数值模型中添加黏聚力损伤（cohesive）单元来模拟天然裂缝。模型主要输入参数见表1。

表1 模型基本参数

模型设置不同天然裂缝密度和水平应力差（即最大水平主应力σH与最小水平主应力σh之差）的组合条件。初始模型示意见图1，裂缝扩展情况如图2（图中蓝色表示基质，裂缝中红色表示裂缝扩展开度）所示。

图1 初始模型示意

图2 不同水平应力差和天然裂缝密度组合下的裂缝扩展形态

由图2可知：随着天然裂缝密度的增加和水平应力差的减小，人工裂缝较容易沟通应力薄弱的天然裂缝面并发生转向，形成复杂裂缝。当储层天然裂缝不发育时，即使水平应力差为0，人工裂缝扩展结果依然以单一裂缝为主，前人通过物理模拟实验也得出相同结论[4，18-19]；因此，天然裂缝发育及小水平应力差是储层形成复杂裂缝的必要条件。

大庆油田致密砂岩储层水平应力差在3～6 MPa，天然裂缝发育不普遍。基于现有理论认识并结合图2判断：大庆致密砂岩储层体积压裂后的人工裂缝难以形成复杂缝网，而是主要形成沿最大水平主应力方向上的横切裂缝。基于此认识，在不考虑天然裂缝存在的条件下，设计不同裂缝间距，进行了多种条件组合的算例模拟。模拟结果如图3所示。

图3 不同裂缝间距下裂缝扩展形态及最大水平主应力云图

由图3可知：当裂缝间距分别为2.5，5.0 m时，后扩展裂缝受先扩展裂缝应力干扰的影响，裂缝扭曲严重，中间裂缝扩展尺寸小，总裂缝长度也受到影响；而当裂缝间距分别为10.0，20.0 m时，二者均形成简单双翼裂缝，此时应力干扰对裂缝扩展形态影响较小，各簇裂缝均可独立扩展，先后扩展的主裂缝相互平行且尺寸相近。由此得出，目标油藏实施小间距（不大于20.0 m）密切割压裂，具备较好的可压条件。

2 密切割压裂改造技术的适用性

水平井密切割压裂设计的技术核心之一是裂缝间距的优化设计。在进行裂缝间距优化设计时，有必要量化研究液体在地层中的有效（极限）渗流距离。借鉴Mayerhofer等[20-21]提出的液体有效渗流距离与驱替压差的关系式（式（1）），综合致密砂岩非线性渗流室内实验数据，分析目标油藏致密砂岩储层有效渗流距离的变化规律。

式中：λ为启动压力梯度，MPa/m；pr为地层压力，MPa；pw为井底流压，MPa；pr-pw为驱替压差，MPa；εf为人工裂缝宽度，m；L为有效渗流距离，m；K为储层（基质）渗透率，10-3μm2。

根据式（1），选取不同储层渗透率值，计算出储层实际启动压力梯度，再使用试算法编程进行有效渗流距离的求解，最终得到不同储层渗透率与驱替压差组合条件下的有效渗流距离（见图4）。

图4 不同驱替压差下液体有效渗流距离与储层渗透率的关系

由图4可知：不同驱替压差所对应的液体有效渗流距离有限；随着储层压力下降，驱替压差减小，液体有效渗流距离减小。而且，随着储层渗透率降低，启动压力梯度更高，油气渗流难度增加，液体有效渗流距离明显降低。对于水平井多级压裂，缩小裂缝间距意味着缩短了基质流体流向裂缝的距离，渗流所需驱替压差也会减小，基质流体更易向人工裂缝供液，油井产量可获得明显提升。因此，致密砂岩储层可通过密切割压裂改造缩短储层流体的有效渗流距离，实现经济有效开发。

以目标油藏现有典型生产井为例。采用油藏数值模拟软件建立致密砂岩储层多簇体积压裂水平井产量预测模型，基本参数见表2。通过在基质及裂缝区域定义不同类型的岩石压实模型，实现储层孔渗物性参数与油藏孔隙压力的耦合，从而模拟基质区域的应力敏感性及人工裂缝闭合动态，在基质区域设置启动压力梯度。

表2 地质模型基本参数

根据水平井压后实际生产数据，采取历史拟合方法验证模型的正确性（见图5）。模拟结果与实际生产情况吻合较好，相对误差较小，验证了模型的正确性，说明该模型可作为基础模型开展相关研究。

图5 水平井实际生产情况与历史拟合曲线

开展裂缝间距分别为70，50，30，10 m条件下的产能模拟。对比投产3 a后地层含油饱和度变化（见图6）。

图6 不同裂缝间距条件下的储层含油饱和度分布

由图6可以看出：当裂缝间距分别为50，70 m时，储层剩余油动用区域集中在人工主裂缝周围，裂缝之间存在明显的剩余油未动用区域；当裂缝间距分别为10，30 m时，储层整体动用程度提高，剩余油得到了连片动用。因此，密切割压裂改造技术在目标油藏具有较好的适用性。

3 密切割压裂裂缝参数优化

密切割压裂随着裂缝间距减小，每条裂缝所控制的基质中的油气范围减小，储层所需裂缝导流能力发生变化，因此，在缩小裂缝间距的同时需要考虑裂缝导流能力的协同优化。另外，裂缝半长及导流能力与压裂规模呈非线性关系，当裂缝半长增加到一定程度时，后期增加裂缝半长及导流能力需消耗更多的压裂材料[5]。在密切割体积压裂改造方式下，压裂用液量及加砂量随簇数增加而显著增加，单井压裂成本明显增加。若刻意追求高用液量及高加砂量，而不考虑投入产出比是不可行的；因而，应在保证单井剩余油整体动用的基础上，探索产能与压裂成本之间的最佳匹配方式。

基于所建立的基础模型，分别设定裂缝导流能力为 50×10-3，100×10-3，150×10-3，200×10-3，250×10-3，300×10-3，350×10-3，400×10-3μm2·m，裂缝间距分别为 10，20，30，40，50，60 m，定井底流压 6 MPa进行生产。 不同裂缝参数组合方案下的单口水平井3 a累计产油量分析结果见图7。

图7 不同裂缝参数组合下单口水平井3 a累计产油量

由图7可知，在裂缝导流能力一定的条件下，随着人工裂缝间距的增加，累计产油量减少。因此，在保证经济开发的前提下，尽可能缩小裂缝间距，采取密切割压裂开发，可达到较好的增产效果。在裂缝间距一定的条件下，随着裂缝导流能力增加，累计产油量增加，但当导流能力增加到一定阈值后，累计产油量增加幅度明显减小。在小裂缝间距条件下，裂缝导流能力对致密砂岩储层水平井产量的影响程度有限。这是由于，当基质向裂缝供液能力达到上限后，再增加裂缝导流能力也不会提高产量。因此，在密切割压裂改造时，刻意追求过高的裂缝导流能力，难以达到预期的效果。

以该典型生产井为例。参考实际压裂施工数据，在保持输入地层液量5 642 m3、加砂总量1 330 m3不变的前提下，使用压裂工艺设计软件，得到4种裂缝间距条件下裂缝参数组合的压裂设计方案（见图8a），基于地质工程一体化思想，将压裂设计方案结果导入油藏数值模拟模型，进行开发效果预测。产量预测结果见图8b，储层含油饱和度分布见图9。

图8 相同压裂投入下不同压裂设计方案及其产量预测

图9 相同压裂投入和不同裂缝间距下的储层含油饱和度分布

由图8可知：在相同压裂投入的前提下，当裂缝间距由20 m增加到80 m，总裂缝条数减小，单簇裂缝压裂规模随之增大，平均裂缝半长由165 m增加到286 m，平均裂缝导流能力由62×10-3μm2·m增加到425×10-3μm2·m，但单井累计产油量由12408t降低至7924t。综合产量预测结果及含油饱和度分布（见图8b、图9）可以得出：在压裂输入地层液量和加砂量不变的前提下，水平井采用“密切割+中低导流能力”压裂设计方案，可有效提高单井产量，同时控制和降低成本。

4 应用效果

在大庆油田某致密油试验区开展了水平井QH004井密切割压裂矿场改造试验。目标试验区平均渗透率为0.37×10-3μm2，平均孔隙度为12.5%，水平应力差为2.9 MPa，但天然裂缝不发育。理论及微地震监测分析认为，常规压裂工艺难以形成复杂缝网，人工裂缝形态为横向缝。

为此，在保证优质储层钻遇率基础上，针对QH004井实施密切割压裂设计方案：改造裂缝间距为30 m，布缝共20段52簇，采用胍胶压裂液体系，平均施工排量为16 m3/min。将试验区QH006，QH007两口常规压裂水平井（均采用胍胶压裂液体系）作为对比井，对比其压裂改造参数及压后生产效果（见表3、图10）。

表3 水平井压裂设计施工参数对比

图10 试验井生产动态曲线

由表3可知，QH004井与2口对比井相比，裂缝间距缩小至30 m，单井改造簇数明显增加。从压后投产效果看，QH004井通过密切割压裂储层改造后，因其持续供液能力较强，初期产油量平均为11.09 t/d，投产4 a后产油量稳定在4.04 t/d，累计产油量及年均产油量较对比井均明显提升，稳产期显著增加，产量递减也得到有效控制，压裂投资回收周期明显缩短。

5 结论

1）目标油藏致密砂岩储层天然裂缝发育不普遍，水力压裂裂缝扩展特征以切割双翼缝为主，需采取密切割压裂改造思路，增加储层改造体积，提高单井产量。

2）裂缝间距和裂缝导流能力关系着密切割压裂改造体积的大小，由于致密砂岩储层基质供液能力有限，刻意追求过高的导流能力难以达到预期效果。

3）在相同压裂投入条件下，“密切割+中低导流能力”的压裂设计方式，可有效扩大储层动用范围，提高单井产量；同时，该压裂模式在提升产量的基础上，还可控制和降低压裂成本。

4）密切割体积压裂矿场应用试验表明，相比常规压裂水平井，密切割压裂水平井累计产油量及年均产油量明显提高，增产效果显著。该技术可为该地区致密砂岩油藏水平井压裂设计优化提供借鉴。