陳宏飛， 曹旭升， 馮海蛟， 彭越*， 巨世昌， 李斯琪， 陳文順， 胥新剛， 鄧青玉

(1.中國石油新疆油田分公司重油開發(fā)公司， 克拉瑪依 834000； 2.中國地質大學(北京)能源學院， 北京 100083；3.北京中地金石科技有限公司， 北京 100085)

水平井和水力壓裂技術的使用，能夠改變流體在儲層中的滲流方式，降低油氣在儲層中的滲流阻力[1-2]，從而提高油氣井產(chǎn)量和最終采收率。根據(jù)裂縫分布特點可將壓裂模式分為兩類，即常規(guī)壓裂和體積壓裂。常規(guī)壓裂以經(jīng)典線彈性斷裂理論為基礎，以一條主裂縫或多條互不相交的主裂縫來改變流體的流動方式，裂縫只與井筒發(fā)生流量交換，裂縫間無流量交換。體積壓裂在形成一條或者多條主裂縫的同時，主裂縫與天然裂縫溝通，并且在主裂縫的側向產(chǎn)生次生裂縫，實現(xiàn)對儲層的全面改造[3-4]。體積壓裂假設除了裂縫與井筒間的流量交換，裂縫之間也會發(fā)生流量交換。

國內外關于常規(guī)多段壓裂水平井的理論研究始于20世紀90年代。1991年，Larsen等[5]給出了三維無限大儲層多條有限導流裂縫壓裂水平井不穩(wěn)態(tài)滲流解析解，較好地呈現(xiàn)了早、中期滲流特征。1994年，Larsen等[6]給出了圓形和矩形有限導流垂直裂縫的壓裂水平井的滲流模型，并給出解析解和相應試井圖版。Guo等[7]利用格林函數(shù)研究無限導流多段壓裂水平井滲流模型，獲得了井底壓力動態(tài)特征及各條裂縫間的流量分布規(guī)律，但未考慮縫間干擾。隨后，Horne等[8]改進了Guo等[7]的模型未對縫間干擾考慮的不足，但未考慮裂縫導流的影響。1996年，基于Ozkan和Raghavan的點源解及Cinco-Ley和Samaniego有限導流裂縫的計算方法，Chen等[9]應用疊加原理給出了矩形封閉油藏多段壓裂水平井有限導流裂縫在Laplace域的經(jīng)典滲流模型。此后，大量學者基于Chen等[9]的方法擴展了水平井滲流模型，分析了二維和三維裂縫[10]、垂直與斜裂縫[11-13]、常規(guī)與非常規(guī)儲層[14-15]下油氣井產(chǎn)能及壓力動態(tài)分布規(guī)律。

對于體積壓裂，Warpinski[16]在1993年通過分析礦場資料，認為壓裂可形成多條裂縫組成的復雜縫網(wǎng)改造區(qū)域。2004年和2005年，F(xiàn)isher等[17-18]利用地震監(jiān)測證明了體積壓裂復雜網(wǎng)狀裂縫的存在。2006年，Mayerhofe等[19]首次提出了頁巖儲層壓裂改造區(qū)域的概念。對于體積壓裂復雜縫網(wǎng)表征，國內外學者分別提出了分區(qū)、離散裂縫和雙重介質等效的方法。分區(qū)表征方法將儲層分為壓裂破碎區(qū)和壓裂支撐填充區(qū)[20-21]，或將儲層分為水力裂縫形成區(qū)、裂縫受效區(qū)、未改造區(qū)和邊界控制區(qū)等[22]。離散裂縫模型分為嵌入式和非結構化離散裂縫模型[23-25]。前者對基質進行結構網(wǎng)格化，再將裂縫嵌入基質網(wǎng)格。后者采用非結構化網(wǎng)格劃分儲層，使其與裂縫網(wǎng)絡相匹配，然后對裂縫進行降維處理。雙重介質模型將壓裂改造區(qū)假定為雙重介質[26]。對于體積壓裂數(shù)學模型求解，由于解析方法有較多的簡化條件，較難描述體積壓裂改造后復雜縫網(wǎng)的滲流特征[27-28]，主要采用半解析方法和數(shù)值方法進行求解[29-32]。

上述回顧了不同壓裂方式理論研究背景及發(fā)展歷程，在實際工程中，常常會面對壓裂方式的優(yōu)選及裂縫參數(shù)優(yōu)化等問題。目前，國內外裂縫參數(shù)優(yōu)化方法主要有兩種，分別是基于支撐劑數(shù)的解析方法[33-34]和結合一定經(jīng)濟參數(shù)評價的數(shù)值模擬方法。支撐劑指數(shù)法可以考慮砂體展布與儲層裂縫的匹配關系，與實際工程更穩(wěn)吻合。傳統(tǒng)的數(shù)值模擬方法可考慮儲層的非均質性等一些地質參數(shù)和流體性質，模型雖然可考慮復雜的流動機理，但是由于其對裂縫的等效處理，并沒有使用支撐劑量的約束?，F(xiàn)結合支撐劑數(shù)方法和數(shù)值模擬方法的優(yōu)點，以泵入地層中的支撐劑量為約束條件，對體積壓裂進行模型簡化[35-39]，建立數(shù)值模型。針對新疆油田J20區(qū)塊埋深淺、壓力低、儲層中-低滲等典型地質特征，系統(tǒng)對比不同裂縫組合下的油井20年生產(chǎn)特征，評價油井生產(chǎn)潛力。揭示不同壓裂方式下油井生產(chǎn)規(guī)律，為壓裂方式的優(yōu)選及裂縫參數(shù)的優(yōu)化提供參考。

1 地質背景與方案設計

1.1 油藏概況

新疆油田J230井區(qū)石炭系油藏位于準噶爾盆地西北緣大型推覆構造-克烏斷裂帶前緣斷塊上，整體構造形態(tài)為北西高、東南低的單斜，局部存在鼻狀構造。區(qū)塊含油面積29.8 km2，石油地質儲量2 978.67×104t，油藏中部深度620 m，原始地層壓力8.6 MPa，飽和壓力6.9 MPa。儲層孔隙度4.5%～22.9%，平均7.26%；滲透率0.01～96.1 mD，平均1.14 mD?？傮w上，油藏類型為淺層低壓砂巖油藏。目前，該區(qū)投產(chǎn)總井數(shù)309口(其中普通多段壓裂水平實驗井17口，體積壓裂水平實驗井10口)，累計產(chǎn)油232.21×104t，采出程度7.8%。從目前生產(chǎn)情況看，體積壓裂水平井初期產(chǎn)量高于普通多段壓裂水平井，普通壓裂水平井初期產(chǎn)量高于普通直井。但是體積壓裂投資規(guī)模更大，風險高。因此，需要評價體積壓裂和普通多段壓裂下的油井長期生產(chǎn)潛力，為經(jīng)濟可行性評價提供參考。

1.2 模型建立與方案設計

區(qū)塊目前投產(chǎn)水平井水平段長度585～1 467 m，平均950 m；裂縫條數(shù)5～29條，平均18條；裂縫段間距34～106 m，平均53 m，以40 m間距為主；水平井單井加砂量307～1 290 m3，平均765 m3。如圖1所示，為了簡化模型，選取一個典型的裂縫單元(3段水平井)開展數(shù)值模擬研究。模型基本假設如下。

(1)水平井位于矩形油藏中央，裂縫為理想規(guī)則的垂直裂縫。

(2)如圖1(a)所示，普通多段壓裂水平井中的“段”定義為一條垂直于水平井(粗藍線)方向的主裂縫(粗紅線)，表示兩條主裂縫之間的距離定義為“段間距”。

(3)如圖1(b)所示，體積壓裂中“段”定義為垂直于水平井的主裂縫(粗紅線)和平行于水平井的次裂縫(細黑線)構成的一個裂縫網(wǎng)絡，段內的主裂縫定義為“簇”，簇與簇之間的距離定義為“簇間距”，平行于水平井的次裂縫長度定義為“帶寬”；定義兩個裂縫網(wǎng)絡中心線之間的距離為“段間距”。

圖1 普通多段壓裂與體積壓裂裂縫分布示意圖Fig.1 Schematic diagrams of conventional multi-stage fracturing and volume fracturing

(4)根據(jù)區(qū)塊實際體積壓裂情況將體積壓裂簡化為3段6簇和3段15簇模型，模型如圖1(b)和圖1(c)所示。其中3段6簇模型為壓裂3段，每段2簇裂縫，共有6條垂直于水平井的主裂縫，12條平行于水平段的次生裂縫。3段15簇模型為壓裂3段，每段5簇裂縫，共有15條垂直于水平井的主裂縫，12條平行于水平段的次生裂縫。

考慮生產(chǎn)中地層壓力會低于飽和壓力，選擇油、氣、水三相黑油模型進行模擬?？紤]模型收斂性影響，采用局部網(wǎng)格加密及等效裂縫導流能力處理裂縫，設定主裂縫寬度為次裂縫兩倍，主裂縫等效滲透率為1 000 mD，次裂縫等效滲透率為100 mD[39]。油井生產(chǎn)制度為定井底流壓2 MPa，模擬生產(chǎn)時間20年。模型其他參數(shù)如表1所示。

表1 模型參數(shù)表Table 1 Parameters of the basic simulation model

該區(qū)儲層滲透率K為0.01～96.1 mD，選取3個典型值0.01、1和100 mD進行模擬。結合區(qū)塊水平井實際壓裂參數(shù)，設計4組共24個模擬方案。其中，第一組方案(方案1～方案6)模擬不同滲透率下普通多段壓裂水平井裂縫半長Xf對生產(chǎn)的影響。第二～第四組方案(方案7～方案24)模擬不同滲透率下體積壓裂水平井不同裂縫參數(shù)組合對生產(chǎn)的影響。

以方案1、方案3和方案5作為3個滲透率對應的基礎方案，并采用相同的支撐劑用量。為了更好地對比體積壓裂與普通多段壓裂，方案7～方案24采用基礎方案的支撐劑用量。在支撐劑用量固定的情況下，可以通過圖1及表1確定裂縫相關參數(shù)，具體方案參數(shù)如表2所示。

表2 壓裂模擬方案表Table 2 Parameters of numerical simulation scheme

2 石炭系淺層低壓砂巖油藏壓裂方式優(yōu)選

2.1 普通多段壓裂生產(chǎn)特征分析

根據(jù)方案1～方案6的參數(shù)模擬不同儲層滲透率下，裂縫長度對生產(chǎn)的影響。如圖2所示，以單段產(chǎn)量和單段累計產(chǎn)量作為對比，便于通過倍乘裂縫段數(shù)估算真實多段壓裂水平井產(chǎn)量。從圖2可以看出，在相同的滲透率下，裂縫越長，單段初期產(chǎn)量越高，累計產(chǎn)油量越多，如滲透率為1 mD，裂縫半長為40 m和100 m時，單段初期產(chǎn)量分別為1.6 m3/d和1.71 m3/d，20年平均單段裂縫累計產(chǎn)量分別為1 006 m3和1 233 m3。如圖3所示為方案1～方案6在模擬期末(第20年)的壓力場分布，壓力值越大，表明儲量動用程度越小。可以看出，地層滲透率低時，如滲透率為0.01 mD，裂縫半長越長，壓力波及范圍越廣，儲量動用程度越高。隨地層滲透率的增大，裂縫半長對儲量動用程度影響減弱，如地層滲透率為100 mD，裂縫長度對儲量動用的影響無明顯差別。

圖2 普通多段壓裂不同滲透率不同裂縫半長平均單段日產(chǎn)油和累產(chǎn)油曲線Fig.2 Average single-stage oil-flow rate and cumulative production for varying permeabilities and fracture half lengths

圖3 不同滲透率下普通壓裂3段3簇生產(chǎn)20年地層壓力場圖Fig.3 Pressure distribution after 20 years for different permeabilities in conventional fracturing of 3 stages 3 clusters

表3所示為方案1～方案6對應的初期半年平均日產(chǎn)和20年采出程度?？梢钥闯?，儲層物性越好，相同裂縫長度下，初期半年平均日產(chǎn)和20年采出程度越大；儲層滲透越低，增大裂縫長度對短期產(chǎn)量與長期累產(chǎn)均有明顯的增幅，如滲透率為0.01 mD，裂縫半長100 m相對于半長40 m，初期半年平均日產(chǎn)增加1.89倍，20年采出程度增加2.21倍；但這種增幅隨地層滲透率增大而逐漸減小，如地層滲透率為1 mD時分別對應1.09倍和1.23倍，100 mD時短裂縫與長裂縫生產(chǎn)效果一致。

表3 不同滲透率不同裂縫半長采收率統(tǒng)計表Table 3 Statistic results of recovery for different permeabilities and different fracture half length

通過圖2、圖3和表3的對比可以看出：當采用普通多段壓裂開發(fā)油藏時，低滲透儲層應盡量增大裂縫長度，高滲透率儲層可適當減小裂縫長度，以提高經(jīng)濟效益。

2.2 體積壓裂與普通多段壓裂對比分析

以方案1、方案3和方案5對應的不同滲透率普通多段壓裂模型為基礎方案(3段3簇)，對比相同支撐劑用量下的3段6簇體積壓裂[圖1(b)]開發(fā)效果(方案8，方案14和方案20)。

圖4展示了不同滲透率不同壓裂方式下平均單段日產(chǎn)油和累產(chǎn)油曲線?？梢钥闯觯簼B透率越高，氣井初期產(chǎn)量越高；相比于普通多段壓裂，體積壓裂在不同滲透率下初期產(chǎn)量高于普通多段壓裂，但產(chǎn)量遞減速度也更快[圖4(a)]；從累產(chǎn)曲線來看[圖4(b)]，極低滲透率時(0.01 mD)，體積壓裂開發(fā)效果始終優(yōu)于普通多段壓裂，普通多段壓裂單段累產(chǎn)油308 m3，體積壓裂3段6簇單段累產(chǎn)油326 m3，比普通多段壓裂增加6%；滲透率為1 mD時，早期體積壓裂占優(yōu)，后期普通多段壓裂累計產(chǎn)量更大；滲透率為100 mD時，體積壓裂與普通多段壓裂開發(fā)效果接近，20年累計產(chǎn)量差別在2%以內。

圖4 普通壓裂3段3簇與體積壓裂3段6簇平均單段日產(chǎn)油和累產(chǎn)油曲線Fig.4 Average single-stage oil-flow rate and cumulative production in conventional fracturing of 3 stages 3 clusters and volume fracturing of 3 stages 6 clusters

由此可見，極低滲透率時(0.01 mD)，由于體積壓裂近井儲層改造程度高，初期累計產(chǎn)量高，生產(chǎn)效果好。當滲透率為1 mD時，由于滲透率提高，基質滲流能力提高，普通多段壓裂溝通儲層面積大，長縫所穿過儲層都有產(chǎn)量貢獻，普通多段壓裂模式表現(xiàn)出更大的生產(chǎn)潛力，累計產(chǎn)量會超過體積壓裂，長期來看生產(chǎn)效果較好。當滲透率為100 mD時，體積壓裂主要影響前期開發(fā)效果，長期來看，體積壓裂與普通壓裂累計產(chǎn)量差別不大，開發(fā)效果接近。

圖5展示了不同壓裂方式生產(chǎn)20年壓力場圖，由圖5可知，體積壓裂與普通多段壓裂儲量動用范圍不同，剩余儲量分布有差異，具體表現(xiàn)為：極低滲透率時(0.01 mD)，普通多段壓裂儲量動用程度較均勻，但整體儲量動用程度低，體積壓裂近井裂縫網(wǎng)絡改造區(qū)域壓力降落大，儲量動用程度高，體積壓裂開發(fā)效果優(yōu)于普通多段壓裂；當滲透率為1 mD時，儲層基質滲流能力提高，普通多段壓裂儲量動用程度提高，且模型邊部儲量都能得到動用，而體積壓裂邊部裂縫未改造區(qū)剩余較多未動用儲量，普通多段壓裂儲層改造范圍大的優(yōu)勢得以體現(xiàn)，開發(fā)效果優(yōu)于體積壓裂；滲透率為100 mD時，由于儲層基質滲流能力較好，模型整體儲量都能得到較好動用，不同壓裂模式下壓力場圖分布接近。

圖5 普通壓裂3段3簇與體積壓裂3段6簇生產(chǎn)20年地層壓力場圖Fig.5 Pressure distribution after 20 years in conventional fracturing of 3 stages 3 clusters and volume fracturing of 3 stages 6 clusters

2.3 不同裂縫參數(shù)組合下的體積壓裂效果分析

根據(jù)方案7～方案24的參數(shù)模擬相同支撐劑用量下，體積壓裂不同裂縫參數(shù)組合對生產(chǎn)的影響。不同滲透率體積壓裂不同裂縫簇數(shù)下平均單段累產(chǎn)油曲線如圖6所示。可以看出：在滲透率較小情況下(0.01 mD和1 mD)，體積壓裂3段6簇累計產(chǎn)量高于3段15簇；隨著儲層滲透率的提高，體積壓裂裂縫簇數(shù)對生產(chǎn)影響減弱，如滲透率為100 mD時，體積壓裂3段6簇和3段15簇累計產(chǎn)量產(chǎn)別不大，生產(chǎn)效果接近；不同儲層滲透率條件下，體積壓裂存在最優(yōu)裂縫簇數(shù)；極低滲透率儲層(K=0.01 mD)，3段6簇半長20 m裂縫在近井區(qū)對儲層有較好的改造程度，且有效改造面積大，開發(fā)效果最優(yōu)，這也是決定區(qū)塊長期生產(chǎn)的主控因素；隨著儲層滲透率提高，流體在儲層基質中滲流能力提高，在一定壓差下可參與流動，未被裂縫溝通區(qū)域儲量也能得到一定程度動用，因此溝通面積更大的縫網(wǎng)生產(chǎn)效果好，較低滲透率儲層(K=1 mD)，3段6簇半長40 m裂縫在橫向和縱向上溝通面積大，開發(fā)效果最優(yōu)；滲透率較高時(K=100 mD)，體積壓裂3段15簇在前期有優(yōu)勢，長期生產(chǎn)來看，3段6簇和3段15簇開發(fā)效果接近。

圖6 不同裂縫簇數(shù)下體積壓裂平均單縫累產(chǎn)油曲線Fig.6 Average single-stage cumulative oil production for varying number of fracture clusters in volume fracturing

圖7展示了體積壓裂不同裂縫簇數(shù)下壓力場圖。

由圖7可知：儲層滲透率越高，壓力波及范圍越廣，儲量動用面積越大；體積壓裂相同的裂縫簇數(shù)下，主裂縫長度越長，次裂縫帶寬越小，縱向裂縫能夠溝通的儲層面積越大，生產(chǎn)效果越好；在較短的主裂縫下，水平井水平段儲層改造效果好，近井區(qū)儲量都得到了動用，但在較低的儲層物性下，邊部剩余未動用儲量較多；對比3段6簇體積壓裂模式，3段15簇裂縫簇數(shù)更多，縱向上，壓力波及的范圍更小，剩余油未動用區(qū)面積更大。

K=0.01 mD時，色標刻度范圍為(20～80)×105 Pa；K=1 mD和K=100 mD時，色標刻度范圍均為(20～40)×105 Pa；各列共用一個色標刻度軸，置于各列下方圖7 不同裂縫簇數(shù)下體積壓裂壓力場圖Fig.7 Pressure distribution for varying number of fracture clusters in volume fracturing

通過對比可知，縫網(wǎng)對儲層的有效改造能力是決定油井長期生產(chǎn)的主控因素。有效改造能力包括兩個方面，一是對儲層近井附近的改造面積。由于設定每種改造模式支撐劑用量相等，體積壓裂裂縫簇數(shù)越多，縫網(wǎng)的布局模式越集中，對近井附近儲層改造程度越高。二是改造對儲層的長期影響范圍，即儲量有效動用范圍。裂縫簇數(shù)越多，裂縫越集中，改造體積越小，長期生產(chǎn)來看，效果可能變差，如3段15簇下，滲透率為100 mD的儲層依然存在大量的剩余油未動用。由此可見，要獲得較大的初產(chǎn)和累產(chǎn)，儲層滲透率、裂縫改造規(guī)模存在最優(yōu)的匹配關系。

2.4 石炭系淺層低壓砂巖油藏壓裂方式優(yōu)選

通過前面的模擬，匯總常規(guī)多段壓裂與體積壓裂各個方案20年采出程度，如表4所示。在相同的支撐劑用量下，普通多段壓裂儲層連通范圍更大，而體積壓裂對于近井附近的儲層有效改造程度更高。體積壓裂相對于普通多段壓裂具有更高的初產(chǎn)優(yōu)勢，不同地層滲透率存在最佳壓裂開發(fā)策略。當儲層滲透率為0.01 mD時，最優(yōu)壓裂方式為體積壓裂3段6簇裂縫，裂縫半長20 m，20年采收程度4.73%；當儲層滲透率為1 mD時，最優(yōu)壓裂方式為普通壓裂3段長裂縫，20年采收程度17.88%。當儲層滲透率為100 mD時，體積壓裂與普通壓裂效果基本相同，采出程度接近。

J230區(qū)滲透率0.01～96.1 mD，平均1.14 mD，為追求長遠的生產(chǎn)效益，建議以普通多段壓裂為主。在局部極低滲透率區(qū)域，可以適當采用體積壓裂方式，彌補地層滲流能力的不足，從而提高采收率。

表4 不同壓裂模式不同滲透率采出程度表Table 4 Recovery degrees for different fracturing methods and different permeabilities

3 結論與建議

利用數(shù)值模擬技術，采用支撐劑用量為約束條件，以J230井區(qū)石炭系淺層低滲-致密砂巖油藏為地質背景建立模型，對比了不同儲層物性不同壓裂方式下生產(chǎn)規(guī)律，明確了普通多段壓裂和體積壓裂的適應性，主要結論和認識如下。

(1)對于普通多段壓裂，裂縫半長越長，儲層改造面積越大，儲量動用程度越高，累計產(chǎn)量越多，氣井生產(chǎn)效果越好。但隨著儲層滲透率的增加，裂縫長度對生產(chǎn)效果的影響逐漸減弱。

(2)對比普通多段壓裂與體積壓裂生產(chǎn)效果，普通多段壓裂優(yōu)勢在于裂縫具有更大的穿透比。在儲層具有一定的滲流能力前提下，多段壓裂水平井長期生產(chǎn)效果較好。而體積壓裂模式對近井附近儲層改造程度相對較好，在較低的滲透率下和生產(chǎn)前期有明顯的優(yōu)勢。

(3)縫網(wǎng)對儲層的有效改造能力是決定油井長期生產(chǎn)的主控因素。有效改造能力包括兩部分，對儲層近井附近的改造面積和改造對儲層的長期影響范圍。要獲得較大的初產(chǎn)和累產(chǎn)，儲層滲透率、裂縫改造規(guī)模存在最優(yōu)的匹配關系。滲透率低，體積壓裂效果好，滲透率高(K>1 mD)，常規(guī)長縫壓裂效果好。

(4)J230區(qū)滲透率分布在0.01～96.1 mD，平均1.14 mD。為提高長遠的生產(chǎn)效益，根據(jù)模擬結果，建議以普通多段壓裂為主，在局部極低滲透率區(qū)域，可以適當采用體積壓裂方式，以提高采收率。