基于全縫長壓裂模擬技術的致密儲層壓裂改造效果定量表征

劉培剛， 杜書恒， 侯 飛

(1.中國石油大學(華東)計算機科學與技術學院，山東青島 266580; 2.中國科學院力學研究所非線性力學國家重點實驗室，北京 100190; 3.中國石化勝利油田油氣勘探管理中心，山東東營 257000)

隨著中國陸相油田進入開發中后期，含水率居高不下、采收程度降低等現象愈發普遍[1-2]。為進一步挖潛剩余油提高采收率，開展開發單元精細剖分、分層注水措施等研究顯得意義重大[3-5]。對于致密油藏，酸化、封堵、壓裂等儲層改造措施是提高其產能的關鍵所在。對于過渡相沉積，如湖相三角洲、河湖交替沉積地層，物性、巖性以及力學性質隔夾層發育均較廣泛，壓裂改造應將大段砂層單砂體作為基本措施單元，通過分析其剩余油分布及隔夾層分布特點，開展單砂體“靶向”改造，提高采收程度。對于壓裂后儲層有效改造程度的研究，國內外研究尚缺乏較為統一的判據[6-8]，且各自角度不同[9-12]，絕大多數集中于改造形成的裂縫張開度、裂縫延伸半縫長以及微地震事件分布預測等。水力壓裂的最終目的是在滲流困難的儲集層中較易形成滲流的有效導流區，將有效波及范圍內的剩余油流匯集至導流區內，最終流入井底進而提高產能。因此筆者從這一最終目標出發，以松遼盆地白堊統泉頭組扶余油層開展水力壓裂的單砂層為例，依據精細油氣藏三維建模，結合全縫長擬三維數值模擬技術[13-15]，對單砂層壓裂縫平面導流范圍分布情況以及產能進行模擬研究，劃分導流區級次，提出“單砂體產液量極限值”的概念并依據模擬結果進行產能計算。

1 地質概況

研究區(圖1)位于朝陽溝階地中部，西接三肇凹陷與大慶長垣相隔，為一南東高、北西低的斷塊構造。受斷層影響，區塊被分割成若干個面積約為0.4～4.0 km2的單斜或斷背斜。主產層白堊統泉頭組扶余油層是松遼盆地大規模沉降前期形成的一套以河流相為主的沉積，砂體寬度一般為300～800 m，延伸長度為2 000～12 500 m。其中扶余油層頂部以順直分流河道沉積為主，砂體呈窄條帶狀，組合形態繁多。研究樣品采集自“葡48井”“葡54井”“葡333井”，采集深度分別為1 558.7、1 538.8、1 542.8 m；壓裂模擬井為“翻109-D63-2”，壓裂單砂體平均有效孔隙度為14.9%，平均空氣滲透率為2.5×10-3μm2，平均含油飽和度為49.3%。

鑄體薄片(圖2)顯示，研究區儲層巖石孔喉呈現明顯的“群落式發育”，導致物性、力學性質呈現較為顯著的非均質性，從而對后期裂縫的展布產生較為重要的影響。

實物掃描電鏡(圖3)顯示，研究區儲層微觀裂縫較為發育、黏土礦物含量較高、自生石英較為發育，對巖石的力學性質影響較大，不可避免地影響到水力裂縫的張開及導流能力的非均質性?？缀砑暗V物在微觀尺度上的各向異性發育特征為宏觀水力裂縫沿井筒的非對稱破裂及延伸提供了非常重要的儲層地質學依據。

圖1 研究區位置示意圖(據文獻[2],有修改)Fig.1 Location of study area (After citation [2],modified)

2 研究方法及原理

2.1 計算巖體力學參數

通過X-MAC測井處理方法獲得參照井的彈性模量、泊松比等巖體力學參數。分析參照井巖體力學參數對聲波時差、自然伽馬等曲線的敏感性，篩選出敏感性高的常規測井曲線。采用多元統計回歸方法，獲得普通井的巖體力學參數計算公式。依據計算公式，計算研究區內所有井的巖體力學參數。

2.2 建立總應力模型

使用研究區內所有井的連井剖面進行單砂體細分，獲得最新分層數據。利用井位數據、井斜數據、分層數據、測井數據(包括計算出的所有井的巖體力學參數曲線)等建立單砂體孔隙度、滲透率、彈性模量、泊松比、biot系數等屬性模型。根據總應力公式疊加物性參數模型(孔隙度、滲透率)、巖體力學參數模型，建立總應力模型。

圖2 松遼盆地扶余油層鑄體薄片Fig.2 Casting thin section of Fuyu oil layer in Songliao Basin

圖3 松遼盆地扶余油層巖樣實物掃描電鏡Fig.3 Rock sample by SEM of Fuyu oil layer in Songliao Basin

2.3 準備導流范圍預測數據

制定壓裂施工程序，結合從參數模型和應力模型中提取的單井剖面模型進行壓裂模擬，獲得研究井周圍的壓裂縫展布。

研究區內平均井距150 m，因此提取以井“翻109-D63-2”為中心、邊長為335 m(半長為167.5 m)的網格模型，作為壓后導流范圍預測的模型數據。

為有效對接三維地質網格模型與有限元壓裂模擬系統，設置壓裂模擬系統中的縱、橫向網格精度與地質模型相同(5 m×5 m)。研究壓裂段為扶I31段單砂體(深度范圍為1 170.0 ～1 171.8 m)，為精細預測該層單砂體內部壓后導流分布情況和產能，以0.2 m為基本步長將該段層厚為1.8 m的單砂體進一步剖分為9個“微地層單元”。分別預測各“微地層單元”的導流情況，將各單元預測的產液量極限值累計，達到預測“單砂體產液量極限值”的目的。圖4以1 170.0～1 171.8 m深度段微地層單元為例，展示該段單砂體壓裂基礎數據的平面分布(包含影響壓裂縫展布的有效孔隙度、滲透率、泊松比、彈性模量4個重要參數),圖中雙向交叉箭頭表示井筒所在位置。

圖4 松遼盆地白堊統泉頭組扶余油層單砂體壓裂基礎數據準備Fig.4 Basic data for single sand body fracturing of Fuyu oil layer of Quantou formation of Cretaceous in Songliao Basin

3 壓裂有效導流范圍模擬

壓裂后新造縫的導流能力，一般是指裂縫閉合寬度與閉合壓力下裂縫滲透率的乘積。壓裂支撐劑導流能力將直接決定壓裂效果的好壞[16-18]。實驗室中一般根據達西定律，采用導流能力試驗儀開展壓裂支撐劑短期導流能力試驗，可以幫助提高壓裂優化設計水平[19-20]。目前針對儲層改造后有效導流范圍的判斷一般依靠微地震事件及示蹤劑方法，精度較低，缺乏對于壓后導流能力級次分類及分布規律的研究。

為預測壓后導流范圍及單砂體產能峰值(即最大有效導流范圍)，結合工程因素制定壓裂加砂程序(平均前置液量為21 m3,攜砂液量為63 m3，頂替液量為18 m3，支撐劑選取標準380～830 μm陶粒)，分別模擬各“微地層單元”的壓后導流分布情況。模擬結果如圖5所示，長、寬方向網格排布分別為研究區最大水平主應力方向(南北向)和最小水平主應力方向(東西向)。

4 討 論

4.1 導流區級次劃分

在致密非均質儲層中，受地層本身可壓性、構造應力以及壓裂過程中非穩態滲流等因素影響，壓裂縫展布將呈現非穩態分布，但仍有規律可循。壓裂后形成的有效導流區，其真實導流能力與支撐劑的濃度分布、裂縫張開度以及支撐劑本身的性質均密切相關。根據導流能力及分布范圍，對單砂體內各“微地層單元”劃分導流區級次，有助于厘清儲層改造后新滲流場分布以及對增產真正起到促進作用的優勢滲流通道。

綜合導流能力數據總體分布范圍，以100×10-3μm2·m為步長，統計各“微地層單元”導流能力數據(圖6)。

圖4預測結果直觀顯示，壓后導流場分布基本分為紫、紅-橙黃、綠及淺綠4類優勢顏色范圍。圖5統計顯示， (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四個導流能力范圍分別對應以上4類優勢顏色范圍，因此將該單砂體壓后導流范圍劃分為4個級次，并結合圖4對其展布特征進行描述(表1)。

導流范圍級次不僅與其導流能力有關，還與其分布范圍有關。在4個導流區中，(300～400)×10-3μm2·m和(200～300)×10-3μm2·m范圍導流區因其導流能力數值較大且分布范圍較廣，將在壓后增產中起到關鍵作用，對保障泄油通道暢通、提高產能貢獻最大，劃分為Ⅰ級導流區；(100～200)×10-3μm2·m范圍導流區因其導流能力略低于Ⅰ級而面積與之相當，總體增產貢獻率次之，劃分為Ⅱ級導流區；(0～100)×10-3μm2·m導流區雖導流能力較小但分布范圍較寬，可能由于導流能力的限制滲流速度較慢，但最終也可將該導流區控制范圍內的剩余油驅替出來，總體增產量仍較樂觀，劃分為Ⅲ級導流區；最后(400～500)×10-3μm2·m導流區雖導流能力較大但分布范圍較窄，即波及體積不夠，即使能快速有效驅替該導流區控制范圍內的剩余油，對總體增產貢獻率有限，因此劃分為Ⅳ級導流區。

注:網格步長為5 m × 5 m,(a)為深度1 170.0～1 170.2 m“微地層單元”結果，(b)～(i)按0.2 m步長依次類推。圖5 松遼盆地白堊統泉頭組扶余油層單砂體壓裂后各“微地層單元”導流范圍預測結果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 單砂體壓后導流范圍級次劃分及展布特征描述

圖6 松遼盆地白堊統泉頭組扶余油層單砂體各“微地層單元”導流能力及平均導流能力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 “單砂體產液量極限值”計算

壓裂增產的原理是使地層中徑向流變為直線流匯入導流裂縫，進而滲流至井底[21-22]。研究中剖分的地層網格三軸步長為5 m×5 m×0.2 m，網格體積為5 m3，即使對于導流能力最差的Ⅲ級導流區((0～100)×10-3μm2·m)，也能將該網格代表的地層內的剩余油驅替出來，只是周期稍長。因此在不考慮賦存于黏土礦物等界面層或喉道極為細小孔隙中的束縛油的前提下，認為本次模擬得到單網格代表的地層若處在四級導流區內，即可將該網格中的剩余油進行有效驅替[23-26]。單網格地層橫切剖面導流影響范圍示意如圖7。

以該單砂體內各“微地層單元”為基本研究對象，將每個“微地層單元”壓后的最大產液量為該“微地層單元”的產液量極限值，最后將“微地層單元”產液量匯總，計算得出“單砂體產液量極限值”。建立起含油飽和度三維地質模型，可獲得導流范圍內各網格對應的含油飽和度。

圖7 單網格地層橫切剖面導流影響范圍示意圖Fig.7 Schematic diagram of diversion range of cross section in single grid stratum

以深度1 170.6～1 170.8 m為例，計算“微地層單元”有效導流區范圍內各網格產油量極限值Vo-max、產水量極限值Vw-max、“微地層單元”產液量極限值Vms及“單砂體產液量極限值”Vss:

Vo-max=5φSo,

(1)

Vw-max=5φ(1-So),

(2)

(3)

(4)

式中，φ為地層孔隙度；So為含油飽和度；Vo-maxi表示第i個網格的產油量極限值，m3；Vw-maxi表示第i個網格的產水量極限值，m3；Vmsi表示第i個“微地層單元”的產液量極限值，m3；n表示“微地層單元”中所有處于4個級別導流區范圍內的網格總數；m表示單砂體中的“微地層單元”總數。

部分網格的數據統計如表2,“微地層單元”及單砂體的產油量極限值Vo-max和產水量極限值Vw-max計算結果見表3。

表2 “微地層單元”有效導流區范圍內部分網格產油量極限值Vo-max、產水量極限值Vw-max統計(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 “微地層單元”及單砂體的產油量極限值(Vo-max)和產水量極限值(Vw-max)統計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，該單砂體各“微地層單元”產液量極限值在1 170.4 m位置處產生大幅“斷層”，以該深度為界，上下產液量極限值較為均勻，呈現單砂體產能的“二元結構”。

5 結 論

(1)壓裂后形成的有效導流區，其真實導流能力與支撐劑的濃度分布，裂縫張開度以及支撐劑本身的性質均密切相關。

(2)根據導流能力及分布范圍對松遼盆地白堊統泉頭組扶余油層單砂體劃分出(300～400)×10-3μm2·m和(200～300)×10-3μm2·m(Ⅰ級)、(100～200)×10-3μm2·m(Ⅱ級)、(0～100)×10-3μm2·m(Ⅲ級)、(400～500)×10-3μm2·m(Ⅳ級)四級導流區域，這有助于厘清儲層改造后新滲流場分布以及對增產真正起到促進作用的優勢滲流通道。

(3)扶余油層單砂體壓后四級導流區分布特征各異，與滲流場關系密切。Ⅰ級大部分呈長條帶狀，優勢方向基本平行最大水平主應力方向，少數呈斑塊狀，一般分布于井筒位置以南；Ⅱ級一般環抱Ⅰ級和Ⅳ級分布，最大水平主應力方向延伸較遠；Ⅲ級一般分布于Ⅱ級導流區的邊緣，為無效改造區和有效改造區的過渡區域；Ⅳ級多呈斑塊狀，零星分布。

(4)“單砂體產液量極限值”及其“微地層單元產液量極限值”概念及計算方法，可為評估單砂體內部產能貢獻提供借鑒,有利于開展單砂體“靶向”改造，提高最終采收程度。