張俊江，應海林

中石化西北石油分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊

1.引言

天然裂縫發(fā)育的碳酸鹽巖油氣藏，雖采用酸壓方式進行增產(chǎn)，但只能在開采初期短時間內得到較高產(chǎn)量，隨著時間的推移，油井產(chǎn)量迅速降低，后期增產(chǎn)措施必須考慮生產(chǎn)過程中的地應力場變化。劉洪林等[1]分析了泌水盆地南部地區(qū)現(xiàn)代構造應力場對煤儲層物性的控制機理，發(fā)現(xiàn)隨著主應力差增大，地層滲透率呈指數(shù)形式急劇增高。李春林等[2]研究了應力場與油氣運聚的關系，發(fā)現(xiàn)油氣從地應力場的高值區(qū)向低值區(qū)運移聚集。因此，明確碳酸鹽巖油藏生產(chǎn)過程中的動態(tài)應力場變化規(guī)律，有利于二次酸壓等增產(chǎn)措施的制定。

筆者使用孔隙彈性力學理論，求解的應力場為變化量[3]，當坐標系建立在原始主應力空間時，可以將原始地應力邊界換成固定約束邊界，該時可使用有限的地層模型來模擬無限大地層。

2.仿真建模

選用Comsol軟件可方便處理任意角度裂縫及裂縫相交的問題。根據(jù)統(tǒng)計學特征，建立天然裂縫隨機分布的地層模型，表1為模擬井的天然裂縫統(tǒng)計特征。選取塔河地區(qū)的TP326CH井，其地層基礎參數(shù)見表2。

Table 1.The statistical characteristics of natural fractures (replacing wells)表1.模擬井的天然裂縫統(tǒng)計特征(換井)

Table 2.The data list for modeling表2.TP326CH井建模所需數(shù)據(jù)

選定最大水平主應力方向為Y軸，則天然裂縫走向為15～45?，采用均勻分布得到天然裂縫的走向和中心點坐標。設天然裂縫長度滿足正態(tài)分布，其均值為10 m，平方差為0.7 m。地質模型長度為500 m，天然裂縫密度為1條/m，因此，天然裂縫條數(shù)設置為500條。

由于在二級裂縫形成過程中受到第一級裂縫應力陰影的干擾[4][5]，二級裂縫的長度和空間形狀均發(fā)生改變，因此設置第二級裂縫長度和傾角小于第一級。圖1是TP326CH井的生產(chǎn)情況，其生產(chǎn)制度可大概歸納為5個階段，分別為：2015-11-3～2015-12-19，靜水壓力為50 MPa；2015-12-19～2016-1-20，靜水壓力為70 MPa；2016-01-20～2016-9-2，靜水壓力為60 MPa；2016-9-2～2016-12-1，靜水壓力為50 MPa；2016-12-1～2017-2-14，靜水壓力為60 MPa。

Figure 1.The production in Well TP326CH圖1.TP326CH井生產(chǎn)情況

3.動態(tài)應力場的變化規(guī)律

在生產(chǎn)過程中，隨著地層流體的排出，孔隙壓力發(fā)生變化，因而有效地應力也發(fā)生變化?？紤]應力陰影效應，第二級裂縫長度設為60 m，傾角60?。

3.1.孔隙壓力的變化規(guī)律

根據(jù)李大奇，楊枝等人[6][7][8]的試驗，碳酸鹽巖的滲透率變化主要為裂縫的滲透率變化，且高圍壓下(大于40 MPa)碳酸鹽巖的滲透率變化很小，因此模型中不考慮生產(chǎn)過程中的基質滲透率變化。為了避免酸壓裂縫尖端出現(xiàn)奇異值[9]，對裂縫尖端區(qū)域進行網(wǎng)格加密。

由圖2可知，酸壓裂縫根部的孔隙壓力最先降低，隨時間推移，酸壓裂縫周圍的孔隙壓力明顯降低。與酸壓裂縫連接的天然裂縫周圍的孔隙壓力也明顯降低，未與酸壓裂縫連接的天然裂縫對于孔隙壓力的分布幾乎沒有影響。孔隙壓力分布有2個很明顯的分界面，分別為包裹兩級酸壓裂縫的扇形區(qū)域和區(qū)域外圍的40 m區(qū)域。

隨著時間推移，兩級酸壓裂縫之間漸漸連通，有利于產(chǎn)液剖面的平衡，降低地層水錐進的風險，提高采收率。同時，孔隙壓力降低區(qū)域向外擴展，壓力邊界也由初始的兩個駝峰形狀變?yōu)樯刃巍?/p>

Figure 2.The pore pressure distribution after 1d production圖2.生產(chǎn)1 d后的孔隙壓力分布

3.2.垂直裂縫方向正應力變化規(guī)律

X軸方向正應力，即垂直裂縫方向正應力。由圖3可知，垂直裂縫方向正應力的擴展規(guī)律與孔隙壓力相同，其最大值區(qū)域始終分布在酸壓裂縫周圍。隨著時間推移，酸壓裂縫根部的垂直裂縫方向正應力漸漸減小，最大值區(qū)域向酸壓裂縫前端集中，最終酸壓裂縫周圍沒有明顯的極值區(qū)域。

在生產(chǎn)初期，整個酸壓裂縫面受到的閉合壓力明顯大于初始地應力。在整個生產(chǎn)過程中，裂縫前端處的流量最大，孔隙壓力也最小，導致裂縫前端的閉合應力始終最大，也最先發(fā)生裂縫閉合。隨著生產(chǎn)進行，遠離酸壓裂縫區(qū)域的垂直裂縫方向正應力減小，油氣儲量會有所增加，是實施二次增產(chǎn)措施的有利區(qū)域。

3.3.沿裂縫方向正應力的變化規(guī)律

Y軸方向正應力，即沿裂縫方向的正應力。由圖4可知，沿裂縫方向正應力有2個較為明顯的分界面，分別為水平井筒附近和包裹兩級酸壓裂縫的扇形區(qū)域。在生產(chǎn)初期，水平井筒和酸壓裂縫周圍的沿裂縫方向正應力最先開始增大；隨生產(chǎn)進行，區(qū)域慢慢擴大，但縱向上始終在酸壓裂縫尖端附近，縱向上遠離酸壓裂縫的區(qū)域，油氣儲量會有所增加，也是實施二次增產(chǎn)措施的有利區(qū)域。

Figure 4.The normal stress distribution in vertical fracturing direction after production for 60 d圖4.生產(chǎn)60 d后的沿裂縫方向正應力分布

4.模型驗證

在模擬的時間范圍內，壓力波傳播始終在所建模型內部，應力場發(fā)生變化的區(qū)域也沒有超出所建模型范圍，因此可對地層孔隙度變化量進行面積分，求得水平井的產(chǎn)量，與實際產(chǎn)量進行對比，如果二者較為接近，則說明所建模型合理、準確。為排除生產(chǎn)初期的一些不確定性因素的影響，取模擬的第10 d至第60 d的產(chǎn)量與實際產(chǎn)量進行對比，得到對比結果如圖5所示。對比結果表明，模擬的日產(chǎn)量與實際日產(chǎn)量較為接近，說明所建模型與實際情況較為符合。

Figure 5.The production simulation results圖5.生產(chǎn)模擬結果

5.結論

1)人工裂縫前端的閉合應力始終最大，也最先發(fā)生裂縫閉合。

2)隨著生產(chǎn)進行，遠離酸壓裂縫區(qū)域的垂直裂縫方向正應力減小，油氣儲量會有所增加，是實施二次增產(chǎn)措施的有利區(qū)域。

3)縱向上遠離酸壓裂縫的區(qū)域，油氣儲量也會有所增加，同樣也是實施二次增產(chǎn)措施的有利區(qū)域。