Z89区块全缝长压裂模拟及储层改造研究

何英伟，吴景春，李红军，石 芳，周文秀，赵曼永，王陈英，李明昊，孙 馨

（1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318； 2.大庆油田有限责任公司第十采油厂，黑龙江大庆 163315； 3.大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江大庆 163458； 4.大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江大庆 163114）

0 引言

全缝长压裂技术作为一种在油水井开发领域广泛应用的技术，近年来引起了学者们的广泛关注，为了更好地理解和优化该技术的压裂过程，许多学者进行了大量的模拟研究［1-4］。在进行全缝长压裂模拟研究之前，需要充分理解相邻油水井间的对应压裂和相互连通单砂对应改造的概念。相邻井间的对应压裂是指通过对其中一口井进行压裂处理，使得相邻的其他井获得相似的压裂效果［5-7］。这需要考虑井距、地质条件、压裂液传播等因素，以充分利用已压裂井的经验和数据，调整压裂参数和设计方案，实现相邻井的有效开采［8-10］。相互连通单砂对应改造则是在多个油水井开采同一砂体的情况下，通过对其中一个井进行压裂改造，实现与其他井的连通性，从而增加整体的产能和开采效果［11-14］。这需要综合考虑砂体的渗透性、孔隙度等特征，选择合适的压裂液和施工参数，以确保改造后各井之间能够实现良好的流体连通。为了建立一个有效的驱动体系，需要制定相应的评价标准来评估压裂效果［15-18］。其中，有效对应改造的评价标准应包括增产量的提高、产能的增加、油水井的稳定性和持续性等方面的指标。通过对这些指标的评估，可以判断对应压裂是否成功，以及是否达到了预期的经济效益［19］。而无效对应改造则可能表现为增产效果不显著、连通性差或产能下降等情况。然而，在实际应用中，全缝长压裂技术的成功并非总是能够得到保证［20］。因此，进行全缝长压裂模拟研究具有重要的意义，可以帮助我们优化压裂参数和设计方案［21］。

本研究旨在进一步探索Z89区块的压裂特性和裂缝行为，以提供关于全缝长压裂技术在该区块的优化应用策略。全缝长压裂技术在油水井开发中具有重要的应用价值。通过进行全缝长压裂模拟研究，可以更好地理解和优化该技术的应用，明确相邻油水井间的对应压裂和相互连通单砂对应改造的概念，并制定相应的评价标准来评估压裂效果。这将为该技术的实际应用提供科学依据，进一步提高油水井开发的效率和经济效益。

1 地质特征及实验方法

1.1 地质特征

Z89 区块位于朝阳沟背斜翼部，总体构造形态为向北倾斜的单斜构造，内部共有六条近南北向的正断层，延伸长度15.6～55km，断距400～1 400m。主要沉积环境为顺直分流河道沉积，岩石成分复杂，碎屑中石英占32.12%，长石占32.11%，岩屑占24.66%，平均有效孔隙度15.1%，平均含油饱和度48.7%。研究样品采集深度1 550m～1 612m，压裂模拟井的压裂粒度中值0.097～0.114mm。

1.2 研究方法及原理

为了精确地进行各种地层测量、解决慢速地层横波测量问题等，以及为在地层P波、S波、斯通利波测量方面进行更进一步研究，本文基于正交偶极阵列声波成像测井技术，将单极、偶极声波技术结合，使得X-MAC 成为地球物理学以及岩石弹性特性研究的优秀测井处理方法。

为建立常规测井曲线、杨氏模量、井点泊松比等各种岩体力学参数之间的联系，本文对基于密度、纵波信息计算得到的岩体力学参数、X-Mac 测井技术计算而来的横波信息以多种统计学方法进一步研究（图1）。

图1 常规测井与岩体力学参数关系式分步回归统计流程Figure 1 Stepwise regression statistical flow chart of the relationship between conventional logging and rock mass mechanics parameters

1.3 储层改造方式研究

本次Z89区块综合治理试验旨在通过在典型区块开展与地质特征和井网方式相匹配的油水井对应改造措施，优化油水井工艺参数，使Ⅳ类储层建立有效驱动体系、提高储量动用程度，从整体上改善区块开发效果，指导朝阳沟油田三类区块的综合治理工作（表1）。

表1 油水井储层压裂改造工艺对策Table 1 Process countermeasures of oil and water well fracturing reconstruction

考虑到部分水井欠注时间相对较长，油水井分批次实施改造，其中水井优先实施改造，确保地层能量及时补充。

2 压裂模拟网格模型设计

本文基于三维弹性理论来进行裂缝模拟，并计算水力压裂的人工裂缝形态，同时考虑到压裂液与地层的对流转换。为应对复杂裂缝情况的定量分析，更加精确表征裂缝支撑、分布及人工压裂动态特征，采用计算机对于各种裂缝形态进行扩展分析。

网格化模型设计对于裂缝模拟精度至关重要。本次用以做全缝长压裂模拟所建立的储层地质模型网格精度为5m×5m×0.2m，导入压裂模拟软件中的网格精度为纵向0.2m，横向5m。其中井筒在网格的最中间列，黑色部分为射孔段，随着压裂的实施，裂缝向左右两端推进延伸，左右两端网格长度为裂缝全缝长，上下为裂缝高度，颜色由浅至深为裂缝张开度的大小变化，颜色越深，裂缝宽度越大（图2）。

图2 翻109-69-1井1 270m～1 286m深度段综合治理压裂裂缝展布Figure 2 Fracture layout map of the 1 270～1 286m depth of well Fan109-69-1

3 全缝长压裂数值模拟

如图3 所示，孔隙度在纵向和横向上存在较强非均质性，反映出砂泥岩剖面泥质含量的非均质性变化，这将直接影响到裂缝的产生和展布。将渗透率剖面网格与孔隙度对比发现，二者相关性明显，但并非都正相关，泥岩段孔隙度很大，但渗透率却很小，与实际情况相符。

图3 翻104-58井孔隙度、渗透率网格分布Figure 3 Grid distribution of porosity and permeability of well Fan104-58

通过泊松比的网格分布图（图4）看出，压裂层段上下存在相对稳定的泥岩夹层，在压裂过程中，这些夹层会起到遮挡作用，限制裂缝高度的延伸。而压裂的砂岩层段普遍存在较高的杨氏模量，井筒左右的两个方向的杨氏模量分布具有明显差异，将可能直接导致裂缝分布的不对称性。

图4 翻104-58井泊松比、杨氏模型网格分布Figure 4 Grid distribution of Poisson’s ratio and Young’s model of well Fan104-58

根据以下最小水平主应力公式，计算得出最小水平主应力的剖面网格分布。

式中：pc为最小主应力，MPa；v为泊松比；Dtv为垂直应力增量；α为岩石体积膨胀系数；γp为地下水压力，MPa；poff为断裂开放应力，MPa；E为岩石的弹性模量，MPa；εx为水平应力方向产生的应变；σt为岩石的抗拉强度，MPa。

根据最小水平主应力剖面网格分布（图5）可以看出，压裂层段的上下边界存在较稳定的泥质夹层，上下应力差值较大，可达到7MPa，不易压窜。

图5 翻104-58井垂直Boit系数、水平Boit系数、最小水平主应力网格分布Figure 5 Grid distribution of vertical and horizontal Boit coefficient and minimum horizontal principal stress of well Fan104-58

3.1 全缝长压裂模拟结果

表2 为Z89 区块压裂参数设计表，投产初次压裂设计半缝长规模为80m，平均加砂量控制在6～7m3，平均加砂强度控制在2.9m3/m，压裂液用量控制在45m3左右，设计平均单井压裂层段数为3.5 个，改造砂岩厚度为16.9m，其中有效厚度为14.2m，平均穿透比为0.85。

表2 压裂参数Table 2 Fracturing parameter

在严格依据现场投产压裂的压裂施工程序的基础上，对全区60 口井共计235 个层段进行了全缝长压裂数值模拟。

模拟结果显示Z89区块投产压裂裂缝展布与预期设计80m 半缝长的目标存在一定差异，裂缝左右两翼大多呈不对称状，两翼缝长与设计缝长的差距情况各不相同。在下一步进行综合治理压裂时，应予以高度重视，严格控制加砂量和加砂程序，防止水窜和水淹等情况的发生。

通过与压裂设计规模（80m）进行对比，按裂缝左翼（NE17.5°方向）和裂缝右翼（NE197.5°方向）分别统计了Z89区块60口井投产压裂共计235个层段的压裂规模情况（表3）。

表3 投产压裂裂缝规模层段数统计Table 3 Statistics scale and number of fractures put into operation

如图6所示，C表示缝长超过设计规模（80m），D表示缝长达到设计规模（80m），B 缝长不够设计规模（80m），其中B D 表示沿NE17.5°方向产生的裂缝缝长不够设计规模（80m），沿NE197.5°方向产生的裂缝达到设计规模（80m）。

图6 投产压裂裂缝规模分布饼图Figure 6 Pie chart of scale of fractures put into operation

统计结果显示，该区块投产初期压裂的60口井共计235 个层段中，约有34%的层段在压裂过程中沿最大水平主应力方向产生的两条主裂缝的缝长均超过设计半缝长规模80m；约有21%的层段在压裂过程中沿最大水平主应力方向产生的两条主裂缝中只有一条主裂缝达到设计半缝长规模80m 而另一条主裂缝则超过或未达到设计规模；约5%的层段在压裂过程中沿最大水平主应力方向产生的两条主裂缝的缝长均未达到设计半缝长规模80m；仅有5%的层段在压裂过程中沿最大水平主应力方向产生的两条主裂缝的缝长均达到设计半缝长规模80m。该统计结果可对综合治理区下一步需进行重复压裂的井的压裂施工设计提供一定的指导。

3.2 微地震监测对比分析

在本次综合治理试验中，在油井压裂的同时采用井下微地震裂缝监测技术，通过在邻井布置地震传感器，连续记录因压裂引起的微地震活动，对地震波数据进行处理和解释，获得人工裂缝的准确走向、空间形状、尺寸等数据（图7、图8）。通过对比微地震监测结果，对全缝长压裂模拟结果进行补充和修正，使其更接近实际。

图7 F111-67-2井压裂微震能量水平切片图Figure 7 Horizontal slice of fracturing microseismic energy of well F111-67-2

图8 F111-69-1井压裂微震能量水平切片图Figure 8 Horizontal slice of fracturing microseismic energy of well F111-69-1

以上微地震监测结果可与压裂模拟结果相互修正，但再利用微地震结果佐证压裂模拟结果时也应该掌握好分寸，对其局限性需有一定的认识。

3.3 压裂施工参数分析

水力压裂时包括三个主要技术环节：一是在储层中劈开裂缝；二是把劈开的裂缝通过支撑剂支撑；三是把井筒中的支撑剂顶替到储层中。如图9示，该射孔段下段应为应力较集中区域，支撑剂未能进入，所以未能形成有效裂缝。

图9 翻109-69-1井1 270m～1 286m综合治理压裂裂缝内支撑剂浓度（kg/m3）分布Figure 9 Distribution of proppant concentration（kg/m3）in fractures of well Fan109-69-1 from 1 270m to 1 286m depth

4 结论

1）在进行全缝长压裂模拟研究之前厘清了Z89区块压裂的几个基本概念，分别为相邻油水井间的对应压裂、相邻油水井间相互连通单砂对应改造，并建立了相邻油水井间单砂体有效驱动体系的评价标准，分别为有效对应改造和无效对应改造。通过对比微地震监测结果，对全缝长压裂模拟结果进行补充和修正，使其更接近实际。

2）利用正交试验方法，控制其他参数为一定，当施工规模达到一定程度后，裂缝程度与施工规模成反比，所以小排量施工反而有利于降低压裂液在缝中的压力梯度，从而可以控制裂缝高度。

3）以产生东北17.5°方向的单一缝为主，由于纵向上多起河道叠加的砂岩之间泥质夹层和应力夹层发育，且应力差普遍在2MPa 以上，纵向穿层的概率较小，导致单个裂缝的高度一般较小，3～5m，而裂缝宽度普遍较小，导流能力较小，是长期以来成产效果逐渐变差的主要原因。