致密油藏（精选6篇）
致密油藏 篇1
0 引言
影响单井产能的因素主要有地质与开发两方面。地质因素主要包括厚度及非均质性、微观孔隙结构等, 受储层形成的六要素“生、储、盖、运、圈、保”影响;开发因素主要包括开发措施及技术政策, 如注水方式、井底流压及增产措施等。众多因素对单井产能的影响程度有所不同。因此需要针对诸多影响因素采用敏感性分析的方法, 确定影响单井产能的主控因素, 从而提出提高单井产能的方案。
1 划分物性特征区
从沉积特征、储层宏观特征、微观孔隙结构特征等出发, 采用聚类分析方法及判别分析方法将某致密井区按照储层特征进行分区。
1.1 物性参数的选取
泥质含量SH和粒度中值MD是常用的反映沉积特征的参数[1], 孔隙度φ和渗透率K是表征储层宏观特性的参数, 含油饱和度SO可体现出储层相渗特征。孔隙和孔喉的大小、形状和分布反映了孔隙结构的好坏等。目前常用的反映孔喉结构特征的参数主要有:流动带指数FZI、峰点孔喉半径Rp和毛管力函数J (Sw D) 。
1.1.1 流动带指数FZI
油藏品质指数 (RQI) 、孔隙体积与颗粒体积之比φz及流动带指数 (FZI) 的函数关系如下:
其中, K为渗透率;φe为有效孔隙度;FS为孔隙形状系数;τ为孔隙的迂曲度;Sgv为单位体积颗粒的表面积;其中FSτ2被称为Kozeny系数。
式 (1) 两边同时除以φe, 取平方根, 得
将渗透率的单位用10-3μm2表示, 定义如下参数:储层质量指数:
标准化孔隙度指数:
流动带指数:
FZI是结合储层地质特征和孔喉特征来判定孔隙结构的参数。
1.1.2 峰点孔喉半径Rp
以汞饱和度为横坐标, 汞饱和度与压力之比为纵坐标, 绘制成图, 峰点所对应的孔喉半径为峰点孔喉半径, 表明了单位压差下进汞量最大的位置[2]。
对某致密井区取心井目的层段的压汞资料获得的Rp与同一岩样测定的孔隙度、渗透率进行多元统计回归, 以ln (Rp) 为因变量, 可得出Rp与孔渗的关系式为:
其中, K为渗透率 (10-3μm2) ;φ为孔隙度 (%) 。
1.2 参数相关性分析
储层物性参数之间具有一定的相关性, 因此在聚类分析时, 需要对其进行相关性分析。将选取的七个物性参数进行相关性分析, 发现峰点孔喉半径与孔隙度和渗透率的相关性系数很高 (见表1) 。最终确定采用φ、K、SH、Sw、FZI和J (Sw D) 六个参数划分物性特征区。
2 聚类分析
对某致密井区长81致密储层进行物性特征区的聚类[3]。聚类后三类区的中心见表2。可以看到, 三类区的中心相距较大, 达到了分类的目的。
从聚类中心表2和图1所示中可看出, 各参数的聚类中心之间有明显的界限, 说明聚类分析结果较合理[4]。
对某致密井区长81储层60个样品点进行储层特征划分结果 (表3) 表明, 一类、二类、三类区的样品数分别为16、33、11个, 所占比例分别为26.7%、55.0%和18.3%。总体判别的正判率达95%, 一类、二类、三类区的样本数据的正判率分别为93.8%、100%、90.9%。故聚类分析准确率较高, 得出的结果真实可靠[5]。
3 产能分类评价
在分析影响单井产能的因素时, 需要确定地质及开发等因素对单井产能的影响[6]。由于研究区地质情况极其复杂, 因此需建立三类物性特征区。一类区里选取一个注采单元, 然后应用拉丁超立方模型, 进行敏感性分析, 以确定单井产能的主控因素。
3.1 影响因素的选取
3.1.1 地质因素
选渗透率、孔隙度、含油饱和度和有效厚度为基础参数, 并将其进行一定整合, 得组合参数:地层系数 (KH) 、流动带指数 (FZI) , 毛管力J函数。
3.1.2 开发因素
选取如下参数:压力保持水平、生产压差。
3.2 正交方案设计建立与分析
选用实际地质模型和拟合后的数值模型, 切割一个井网单元。将上述参数进行正交方案设计, 得到多组模拟方案。应用数值模拟, 得到不同参数影响下单井产能的变化及平均值。最后应用拉丁超立方模型计算不同参数对产能的影响程度系数[7]。
3.2.1 井网单元的选取
如前所述, 将某致密井区划分为三类物性特征区, 同时按注水方式, 将某致密井区划分为超前注水区、同步注水区和滞后注水区, 然后选取以某井为中心的井网单元。该井对应三口注水井。该井网单元对应的主力层为长81-1小层。将选定区域从建立的数值模型中切割出来, 采用实际模型进行模拟, 将其与理论的均质模型相比, 可以提高模拟结果的可靠性[8]。
3.2.2 正交方案设计
按照上述影响因素的选取, 最终确定如下七个参数, 进行敏感性分析。在模型中, 按照正交方案设计结果, 见表4, 分别将120个方案在模型中进行模拟, 计算得到平均单井产量 (t/d) 。
3.2.3 拉丁超立方模型结果
将上述模型用拉丁超立方模型分析[9], 得到各因素影响程度的龙卷风图 (如图2所示) 。由图2可明显看出, 对单井产能影响最大的是地层系数和生产压差, 前者的影响系数大于后者。另外日注水量对单井产能的影响也较大, 日注水量在一定程度上与压力保持水平有较好的相关性。该结果符合常规对油藏的认识[10]。
4 结论
(1) 针对某致密井区储层微观孔隙结构及其复杂, 非均质性强的特点, 应用聚类判别分析方法, 建立三类物性特征区, 三类区的物性特征值与单井产能分类有较好的对应性;
(2) 采用拉丁超立方模型模拟结果表明, 地层系数和生产压差对单井产能影响程度最大, 为主控因素[11]。此外注水强度也是影响单井产能的重要因素;
(3) 所建立的致密油藏单井产能分类评价方法具有很好的借鉴意义, 可以推广到致密油藏开发进行应用。
摘要：为进一步了解影响单井产能因素及其影响程度, 本文采用聚类分析方法划分物性特征区, 将致密储层划分为三类特征区, 并从地质及开发因素上对致密储层单井产能的影响因素进行分析, 选取七个主要的物性参数进行正交方案设计, 在三类特征区内应用拉丁超立方模型, 进行敏感性分析, 从而确定了单井产能的主控因素。结果表明地层系数和井底流压与单井产能的线性相关性最强。本文所建立的致密油藏单井产能分类评价方法可推广至其他致密油藏开发中进行, 有较好的借鉴意义。
关键词：物性参数,聚类分析,正交方案,拉丁超立方模型,产能分类评价
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致密油藏 篇2
关键词：致密油藏,渗流机理,水平井,体积压裂,CO2混相驱
从20世纪50年代开始, 美国致密油藏开发兴起, 经过60年的探索, 人类对致密油藏的认识已经越来越深入, 致密油藏对人类的贡献也越来越大。由于致密油藏地质条件复杂, 需要先进技术才能获取经济效益, 而水平井多级水力压裂、体积压裂及CO2驱等先进技术的应用, 成功实现了致密储层中的油气开采。特别在当前北美高油价、低气价的环境下, 富油页岩储层和轻质致密油层领域已成为工业投入的重点, 导致致密油藏发展增势迅猛, 目前致密油藏的产量已扭转了美国和加拿大轻质油产量递减趋势。根据世界能源大会和美国地质调查局的资料整理, 估计全球致密油资源量6 900亿t, 是传统石油资源量的2.5倍以上[1—25]。
当前, 中国致密油开发尚处于起步阶段, 据评价结果显示, 我国有利勘探面积为18×104km2, 地质资源量为 (74~80) ×108t, 可采资源量为 (13~14) ×108t, 勘探的主要方向包括鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩、四川盆地侏罗系、渤海湾盆地沙河街湖相碳酸盐岩、酒泉盆地白垩系泥灰岩、准噶尔盆地二叠系云质岩等[26—30]。由于我国在开发致密油藏方面技术尚未成熟, 因此, 需要借鉴国外致密油藏的开采经验。
针对致密油藏的特点、孔隙结构特征、开发机理及开采方式几个方面进行调研, 并结合加拿大致密D油藏开发实例对致密油藏渗流规律进行总结, 对我国致密油藏的开发具有一定的指导意义。
1 致密油藏与常规油藏的区别
致密油藏是指与生油岩层系共生的、吸附或游离于各类致密储集层中的石油, 油气未经过长距离运移, 储集层岩性主要包括致密砂岩和致密灰岩等, 覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2, 孔隙度小于10%, API重度一般大于40, 单井无自然工业产能, 需要利用水平钻井和多段水力压裂等技术从低渗透性储层中开采出的石油[31—38]。
通俗称致密油藏是指常规技术不能经济开采地层中难以自然流动的石油;常规油藏是指常规技术能够经济开采圈闭中易于自然流动的石油。常规油藏-致密油藏“有序聚集、空间共生”, 致密油藏资源普遍分布, 圈闭中聚集的常规油是其中富集的“甜点”, 分布局限。致密油与常规油本质区别为原油是否明显受圈闭控制、单井是否有自然工业产量[39]。现总结致密油藏与常规油藏具有以下几点区别, 如表1所示。
2 致密油藏微观孔隙结构
2.1 致密油藏微观孔隙结构特征
致密油储层的微观孔隙结构具有明显不同于常规储层及一般低渗透储层的特殊性, 这些特殊性影响储层的储集性能及流体在其中的分布和运移状态。致密油藏赋存于页岩、泥质粉砂岩等致密的储集空间中, 这些储集空间中存在各类微孔隙, 构成致密油储层的主要储集空间类型。这些微孔隙的微观形态、连通性等都影响油气在其中的分布和赋存状态[57—59]。
图1为加拿大致密D油藏的纳米孔电镜扫描照片, 可以看出致密油储层中孔隙类型多样, 不仅具有常规的粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀微孔、粒间缝, 也有粘土矿物及有机质中的纳米孔隙, 共同构成纳米级孔喉网络, 孔径主体介于25~700 nm。不同孔隙类型及特征对于储层的储、渗性能影响很大。孔喉细小、毛细管力强、油气水分布规律与常规储层有较大差异。纳米级孔喉结构一方面决定了储层极低的渗透率 (基质渗透率<0.1 m D) , 开发过程中需人造裂缝以提高产能;另一方面限制了浮力在石油运聚中的作用, 油水界限不明确。
2.2 致密油藏微观孔隙结构研究方法
国外在致密油储层微观孔隙结构研究方面应用了纳米CT、场发射扫描电镜、原位矿物分析、核磁共振等新的测试手段, 在纳米级孔隙描述、微观尺度测试、数字岩心分析、矿物成分及作用定量描述等方面取得较大进展。高精度的CT扫描技术可以实现纳米级别的微观孔隙观察和测试。数字岩心技术是基于现代微观测试技术及计算机模拟技术的进步, 通过不同的微观测试手段, 获取真实致密油储层的孔隙结构和颗粒构型[66]。核磁共振测井技术在定量评价储集层孔隙结构方面发展迅速, 核磁共振的T2分布用来预测总孔隙度、束缚流体孔隙度、自由流体孔隙度、渗透率和孔隙大小分布, 为解决复杂油气藏的勘探开发问题提供了新的思路和方法。通过核磁共振方法研究了加拿大致密D油藏的T2谱分布, 如图2所示, 由于致密油藏孔喉尺寸小, 因此造成束缚水体积很大。
3 致密油藏开发机理
储层物性和流体性质的差异使致密油藏渗流机理和渗流规律有别于渗透率高的常规油藏, 呈现低速非线性渗流特征。致密油藏渗流环境复杂、孔喉狭小, 使得储层渗透率很低, 油水赖以流动的通道很细微, 渗流阻力很大, 液-固界面的相互作用力显著。同时, 低渗透多孔介质的物性参数受上覆有效应力的影响较大, 导致渗流规律产生某种程度的变化而偏离达西定律, 呈现低速非线性渗流现象[61]。
启动压力梯度现象和应力敏感特征是致密油藏渗流区别于常规油藏渗流的主要差异。启动压力梯度受原油黏度、有效围压和岩石润湿性的影响。在相似孔隙结构的储层中, 渗透率一定的情况下, 原油黏度越高, 岩心测得的启动压力梯度就越大。岩石受到的上覆压力增大, 会使岩石颗粒间胶结物受挤压缩, 孔隙体积和喉道半径减小, 岩石颗粒受压发生弹性形变。岩石孔隙的减小将增加渗流流体中边界流体的比重, 边界层流体黏度增大, 从而使启动压力梯度增大。图3为实验测定的不同压力梯度下的水测渗透率, 可以看出, 致密油藏在较低的压力梯度下, 水测渗透率也较低, 体现了地层中流动的非线性特征。
致密油藏渗流环境复杂, 孔喉狭小, 储层渗透率很低, 渗流规律不符合达西定律, 呈现低速非线性渗流现象。油藏内流体流动时, 除了要克服黏滞阻力外, 还必须克服边界层内固-液界面的相互作用。虽然致密油藏具有纳米级孔喉和超低渗透率的特点, 但是其孔隙之间具有一定的网络连通性, 如图4所示。所以当驱替压力梯度大于启动压力梯度时, 流体可以发生流动。
4 致密油藏开采方式
致密油藏储集层物性差, 孔隙度、渗透率值很低, 需要采用特殊的工艺技术进行开采。通过总结国内外学者的研究成果和致密油藏的开发实践, 以及对某致密性D油田的开发深入研究, 总结了以下致密油藏开采方式。
4.1 水平井多段压裂技术
水平井压裂技术是致密油藏开发的必要技术手段, 水平井压裂技术是通过对水平井分段射孔、分段压裂在平行于裂缝主应力方位上实现多条独立的人工裂缝, 扩大裂缝泄流体积, 提高单井产量[62]。
运用水平井分段压裂, 可实现在较短时间内一次性完成对多个储层压裂, 并最大限度地减少对储层的伤害, 有效保护和改造储层, 达到多层合采提高单井产量、最大限度提高气层地质储量可动用程度的目的。图5为水平井概念水力压裂模型。水平井压裂后的裂缝形态主要取决于水平井筒轴线方向与地层最大主应力方向的位置关系。由于水平井筒与最大主应力方向位置关系的不同, 带来的水平井压裂裂缝形态也不同, 主要分为三种:二者平行时, 此情况下水平井改造多形成纵切井筒的纵向裂缝;二者垂直时, 此情况下水平井改造多形成与井筒正交的横向裂缝;二者有一定的夹角, 此情况下水平井改造多形成与井筒斜交的扭曲裂缝。影响致密油藏压裂水平井产能的因素有很多, 梁涛等[63—67]用不同方法对Bakken致密油藏压裂水平井产能参数的影响程度进行分析之后认为, 压裂级数、缝长、水平井段长度、渗透率是影响致密油藏压裂水平井产能的主要参数。
加拿大致密D油田采用水平井压裂方式生产, 水平井长度为1 600 m, 井距为300 m, 采用分段压裂方法压出17~19条裂缝。图6为六口致密油井的产能曲线图, 在开发初期产量较高, 部分油井产量急速上升, 但是很快油井产量迅速下降, 然后趋于平稳, 这是致密油藏开发的典型特征。早期产量比较高主要是因为压裂出裂缝内的原油, 当裂缝内原油采出以后, 主要靠基质向裂缝供油, 产量下降并逐渐平稳, 目前日产油量在2.0~5.0 m3/d。
水平井压裂技术是致密油藏开发的必要技术手段, 在应用压裂改造工艺时, 要加强选井选层工作、提高压裂改造工艺的针对性, 在方案实施前要对各种影响因素进行参数优化。
4.2 体积压裂技术
体积压裂是指在对致密油藏水力压裂的过程中, 通过在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝, 利用“大排量、低砂比、大液量滑溜水低黏液体体系”的技术做法, 开启天然裂缝, 使裂缝壁面产生剪切滑移、错断, 形成人工裂缝与储层天然裂缝相结合并贯穿整个油藏的缝网系统, 将储层改造的方向由提高人工裂缝泄流面积转变为扩大裂缝网络与油藏的接触体积, 最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络, 如图7所示, 增加井筒与储集层接触体积, 改善储集层的渗流特征及整体渗流能力, 从而提高压裂增产效果[1]。
在压裂工艺实施上, 水平井常规压裂采用的是单段射孔, 单段压裂模式, 避免缝间干扰。而体积压裂采用“多段多簇”射孔, 多段一起压裂模式, 产生复杂缝网, 如图7所示。水平井常规压裂每个压裂段一般只形成一条主裂缝, 而“水平井簇式体积压裂技术”形成的是剪切缝, 可以在一个压裂段内形成多处网状裂缝, 有效增加泄油面积, 提高水平井改造强度和效果。
应用体积压裂技术的储层需具备以下条件:低渗透储层———国外主要应用于渗透率介于0.05~0.1 m D的油藏中, 或存在天然裂缝的渗透率大于0.1 m D的油藏;地层岩石强度高———国外体积压裂主要应用于弹性模量大于3.0×104MPa的油藏;具有天然裂缝的地层———体积压裂可以沟通天然裂缝网络, 沟通天然裂缝网络和井筒之间的流动;储层两向应力差较小的油层———有利于裂缝转向、弯曲等, 有利于形成缝网。
体积压裂技术理念突破了传统的增产机理, 可以使人工裂缝与储层天然裂缝相结合, 并贯穿整个油藏的缝网系统, 将储层改造的方向由提高人工裂缝泄流面积转变为扩大裂缝网络与油藏的接触体积, 从而达到提高单井产量的目的。体积压裂改造方式还能够改善油藏的渗流环境, 增加储层动用程度, 大幅度提高单井产能;储层改造体积越大, 压后产量越高;相同改造体积下, 开发效果与跟井筒连通的有效裂缝体积密切相关;裂缝间距及主、次裂缝导流能力对储层改造体积的影响较大。利用体积压裂技术能够在地层中形成复杂裂缝网络, 改善油藏流体的渗流环境, 提高储层动用程度, 是致密储层一种非常有效的增产手段[69—75]。
此外, 在体积压裂的基础上发展了混合水压裂。混合水压裂主要针对天然裂缝发育、岩石脆性指数高的致密储层, 通过采用“大液量、大砂量、高排量、低砂比”及滑溜水与冻胶交替注入, 提高裂缝导流能力, 开启天然裂缝并进行有效支撑, 形成网状缝, 扩大泄流体积[76]。
4.3 CO2混相驱和水气交替注入补充地层能量
致密油藏的有效渗透率很低, 油井很难维持较高的产量, 因而在油藏开发到一定阶段后, 不可避免地需要采用适合的EOR技术。Song等[77,78]采用实验和数值模拟方法研究了致密油藏不同驱替方式下的开发效果, 通过对比水驱、CO2非混相吞吐, CO2近混相吞吐和CO2混相吞吐四种开发方式, 得出水驱效果比CO2非混相吞吐效果好, 而CO2近混相吞吐和CO2混相吞吐比水驱效果好的结论。
Ghaderi等[79,80]利用数值模拟方法研究了油藏和水平井参数对CO2-WAG驱替的影响, 在连续注入CO2情景下, 由于注入气体的流度很高, 采油井出现气体突破的时间相当早。而水气交替注入能够很好地使油藏压力保持在接近最低混相压力的水平, 从而可以实现高效的混相驱, 较大幅度地提高采收率。另外, 随着水气比的增大, 可以更加容易地把油藏压力保持在高于最低混相压力的水平, 从而可以提高采收率。然而, 在这种情况下, 注入的CO2与石油接触的难度也加大了, 这势必会影响混相驱的效果。所以确定最佳的水气比非常重要, 在注水开发结束后的致密油藏中, 以2.0的水气比进行水气交替注入, 新增采收率可以高达21.7%。
5 致密油开发过程中需注意的问题及发展方向
为规模有效开发致密油藏, 应注意保持地下、地面各项技术的一体化, 实现核心技术与配套技术集成一体化, 进一步探索多学科集成化油藏管理模式, 创新管理理念, 突出油藏-采油-地面工程整体优化设计, 突出技术与经济综合评价与优化, 寻求降本增效的途径。
5.1 致密油开发过程中需注意的问题
(1) 地质认识是有效开发致密油藏的基础。我国致密油藏成因各异, 沉积特征多样, 岩性和物性复杂, 裂缝特征各有不同。将各项开发技术应用到致密油藏, 决不能一味照搬国外致密油藏的开发技术, 关键是对储集层进行合理评价, 找到“甜点区”, 而后采用相应的工艺技术。
(2) 应用水平井多段压裂技术时, 水平段轨迹的设计应与最大主应力方位尽可能垂直, 以提高水平井的开发效果;裂缝间距的确定应考虑到储量动用程度, 以及保证水平井具有较高的产能;如果裂缝间距过大会造成裂缝间储量损失, 如果间距过小则裂缝间相互干扰。
(3) 致密油藏应用CO2驱油和水气交替注入技术会对储层孔径分布产生影响, 这些改变主要来自于喉道处的溶蚀作用和颗粒运移对孔道的堵塞。微观上, 该现象增加储层的非均质性, 会使气窜风险增大。因此, 在CO2驱方案设计中, 应尽量选择非均质性较弱的储层作为注气的对象, 并在方案实施前需要通过模拟确定最佳的水气比。
(4) 在致密油藏应用各种新兴的开发技术时, 需要深入研究对其产生影响的各种因素, 进行方案优化设计, 提高工艺实施效果。在现场应用过程中, 应注意保持地下、地面各项技术的一体化, 从而达到高效开发致密油藏的目的。
5.2 致密油开发的发展方向
在致密油藏成为开发热点的今天, 各项开发和工艺技术应运而生, 笔者认为致密油藏未来发展主要有以下几方面:
(1) 石油工业将进入纳米科技时代, 纳米、信息等新技术将成为开发致密油藏的核心和常规技术之一, 油气智能化时代也随之到来。可能会形成纳米油气透视观测镜、纳米油气驱替剂、纳米油气开采机器人等关键技术。
(2) 在致密油藏开发过程中, 必须大力发展致密油藏开发核心技术, 包括水平井、多级分段压裂等。体积压裂技术必将成为突破开发瓶颈的关键技术;而混合水压裂技术虽然已经取得了初步认识, 但是仍然处于攻关试验阶段, 需要深入研究影响混合水压裂改造效果的关键地质因素, 加大岩石力学参数测试力度, 为优化设计提供依据, 确保工艺措施的针对性。
(3) 致密油藏实施CO2驱后, 气窜现象普遍存在, 一旦发生气窜, 生产井气油比迅速增大, 油井产能急剧减小, 进而影响油井的正常生产, 所以封窜技术急待攻关。
致密油藏 篇3
关键词：裂缝性致密油藏,非线性渗流,变形介质,二次梯度项,数值解
裂缝性致密油藏存在许多不同于常规油层的特点:渗透率低, 孔喉细小, 储层存在一定的应力敏感性;地层中原油的流动不遵循达西定律, 其渗流必须克服一定的启动压力梯度才能流动[1—3];天然能量不足, 地层压力下降快, 产量递减大。在裂缝性致密油藏的开发中, 随着地层孔隙压力的下降, 介质有效应力增加, 储集层骨架变形, 油层的渗透率和孔隙度降低。由于低渗透油藏的原始渗透率和孔隙度很低, 其相对变化幅度对油藏开发产生的影响仍然较大, 所以需要考虑介质变形的影响。因此, 科学合理地开发好致密油藏必须弄清其渗流规律。
早在1924年前苏联学者布兹列夫斯基就指出在某些情况下, 多孔介质中只有超过某个起始压力梯度时才能发生液体的渗流, 后来很多学者研究证明了低渗透油藏中存在启动压力梯度并开展了相关研究工作[4,5], 研究认为低渗透油藏孔径很小, 原油边界层的影响显著, 宏观表现出来的启动压力梯度就很明显。很多学者研究了低渗透油藏的启动压力梯度及开发中的压力敏感性问题, 高树生等通过实验研究了有效应力对低渗低孔介质渗透率和孔隙度参数的影响[6];尹洪军通过实验得出孔隙度随压力大致呈线性变化, 而渗透率随压力呈现出分段的指数变化[7];王满平研究了低渗透变形介质油藏合理生产压差问题, 考虑了岩石的强应力敏感性和启动压力梯度[8], 研究表明合理生产压差与渗透率变异系数之间满足相关性非常好的乘幂函数关系;同登科等建立了双重介质流动模型, 保留了非线性偏微分方程中的二次梯度项, 并采用Douglas-Jones预估-校正法获得了数值解[9]。而目前的致密油藏渗流理论与技术还不完善, 在数值计算时忽略了二次压力梯度的影响, 因此用现有的数值模拟模型进行计算将无法反映非线性的特征, 使计算结果有较大的偏差, 不能有效地指导实际生产, 为此开展了非线性渗流数值模拟理论与应用研究[10]。
本文从致密油藏渗流过程的物理意义和基本特征入手, 综合考虑二次梯度项和介质变形的影响, 推导出裂缝性致密油藏渗流模型, 并采用有限差分求解数学模型, 最后分析模型的压力曲线特征。
1裂缝性致密油藏渗流模型
1.1物理模型
假设油井所在油藏满足如下条件:
(1) 流体是微可压缩的。
(2) 忽略重力和毛管力的影响。
(3) 油井以定产量q生产, 油藏等厚。
(4) 储层存在基质岩块和裂缝, 基质作为源, 流体经过裂缝到达井筒。
(5) 流体为单相层流流动 (遵循考虑启动压力梯度的非达西渗流规律) 。
(6) 油藏无限延伸, 而顶、底界面封闭。
(7) 每种介质 (裂缝或基岩) 微可压缩, 且压缩系数为常数, 但其压缩可引起地层渗透率的变化。
对于裂缝性致密油藏, 其数学描述通常用两种单相体系—裂缝和基岩的叠加来表示, 即空间中的每点都有两种压力:即裂缝中的平均流体压力pf和该点附近基岩中的平均流体压力pm。
1.2数学模型
渗流方程:
裂缝系统[11]:
式 (1) 中, pf为裂缝压力, MPa;r为地层中任意一点到井的距离, m;γ为渗透率模数;G为启动压力梯度, MPa/m;μ为流体黏度, m Pa·s;Kf为裂缝系统的渗透率, μm2;φf为裂缝系统的孔隙度;Ct1为裂缝系统压缩系数, l/MPa;φm为基岩系统的孔隙度;Ct2为基岩系统压缩系数, l/MPa;t为时间, h。
基岩系统:
式 (2) 中, μ为形状因子。
初始条件:
式 (3) 中, p0为初始地层压力, MPa。
内边界条件:
式 (4) 中, h为油层厚度, m;rw为井筒半径, m;q为油井产量, m3/d。
即:
封闭外边界:
定义渗流模型的无因次变量如下。
无因次裂缝压力:
无因次基岩压力:
无因次距离:
无因次窜流系数:
无因次时间:
无因次渗透率模数:
无因次启动压力梯度:
无因次化数学模型得到无因次流动方程:
式 (7) 中, ω为弹性储能比。
无因次初始条件:
无因次内边界条件:
无因次封闭外边界:
所得模型含有二次梯度项, 可采用拉普拉斯变换, 令, 得变换后的流动方程为:
初始条件:
内边界条件:
外边界条件:
该模型是非线性问题, 难以得到解析解, 因此利用隐式差分格式求其数值解。
2典型试井曲线
A致密油藏的无因次井筒储集系数为1.0, 表皮系数为2.0。
由数值方法计算出的数值解绘制出来裂缝性致密油藏压力及压力导数双对数试井曲线, 如图2所示。
压力动态试井曲线由五个阶段组成:
(1) 井筒储集阶段。先开始为双对数压力及其导数曲线合二为一, 呈现45°的直线, 表明纯井筒储集效应的影响, 裂缝系统流动阶段的特性常常被井筒储集所掩盖。
(2) 过渡阶段。井筒储集效应的影响结束后, 压力导数出现峰值后向下倾斜, 它反应了井筒附近油层的情况, 即表皮效应的影响。
(3) 裂缝系统的径向流动阶段。裂缝系统的流动假如达到了径向流动阶段, 则在这个阶段压力导数沿着水平直线变化, 压力不断上升。
(4) 介质间拟稳定流阶段。由基岩系统到裂缝系统的流动, 亦称为介质间的流动, 反映过渡区流体的窜流特征。压力变化由原来的上升变为平稳, 然后又变为上升。因此, 在这个阶段压力导数曲线下降, 然后又上升, 形成一个“凹子”。
(5) 流动的晚期阶段。不同地层边界的压降曲线表现出不同的趋势。在有界封闭外边界的情况下, 晚期阶段曲线发生上翘。
3影响因素讨论
3.1介质变形对压力动态曲线的影响
图3表示其他参数不变时, 不同无因次渗透率模数γD的压力动态曲线图。在初始阶段, 压力缓慢上升, 渗透率模数的取值对流动影响较小。随着时间的增加, 介质间的窜流阶段和后期阶段, 压力曲线相互发散, γD对压力的影响越来越大, 并且γD越大, 无因次压力越大, 即随着变形介质弹性的增加, 地层的压力下降得也越快。中后期的双对数曲线明显上翘, 呈现出有界地层边界反映的特征。因此, γD的取值影响着整个流动过程, 它对压力曲线早期影响不大, 而对中、后期的压力曲线影响较大并且“凹子”的出现不依赖于γD。
3.2启动压力梯度对压力动态曲线的影响
图4表示其他参数不变时, 不同无因次启动压力梯度GD的压力动态曲线图。从图中可以看出, 初期无量纲启动压力梯度GD的影响较小, 随着时间增大, 压力曲线相互分散, GD对压力及压力导数的影响变大。GD越大, 无因次压力越大, “凹子”上翘越明显, “凹子”的出现不取决于GD。因此, 启动压力梯度使得径向流压力动态曲线上翘, 并且启动压力梯度的值越大, 上翘越明显。这是裂缝性致密油藏的一个特征。
3.3窜流系数对压力动态曲线的影响
图5表示其他参数不变时, 不同窜流系数λ的压力动态曲线图。从图中可以看出, λ越小, “凹子”出现的时间越晚, 则“凹子”越靠右方。因此, λ决定“凹子”出现的时间和位置, 初始阶段压力不依赖于λ。
3.4弹性储能比对压力动态曲线的影响
图6表示其他参数不变时, 不同弹性储能比ω的压力动态曲线图。从图中可以看出, ω越小窜流段越长, “凹子”就越宽且越深。因此, ω决定压力导数曲线窜流阶段下凹的宽度和深度。在晚期阶段, 压力不依赖于ω值。
3.5二次梯度项的影响分析
图7分别绘制了考虑二次梯度项和忽略二次梯度项的压力动态曲线。从图中可以看出, 随着时间增大, 压力和导数曲线逐渐发散, 二次梯度项对窜流阶段的影响最大, 最后趋于稳定。由于二次梯度项系数影响着径向流动过程, 因而针对致密性油藏忽略非线性偏微分方程中的二次梯度项是不合理的, 忽略二次梯度项将产生误差。
4结论
(1) 对裂缝性致密油藏渗流模型进行了压力动态分析, 结果表明启动压力梯度和介质变形对压力特征曲线的影响主要表现在中、后期。其启动压力梯度和渗透率模数的值越大, 后期的无量纲压力越大, 且地层的压力下降越快, 二者同时存在时的影响会更加明显。
(2) 分析了窜流系数及弹性储能比对压力动态特征的影响。窜流系数决定“凹子”出现的时间和位置, 其值越小, “凹子”出现的时间越晚, 则“凹子”越靠右方。弹性储能比决定压力导数曲线窜流阶段下凹的宽度和深度。其值越小, 窜流段越长, “凹子”就越宽且越深。
(3) 二次梯度项系数影响着径向流动过程。因而在实际的生产过程中为避免因此带来的误差, 应该考虑二次梯度项的影响。
参考文献
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致密油藏 篇4
1 超低渗致密油藏水平井压裂现状
(1) 超低渗致密油藏由于水平井技术的不断创新与应用, 使得其开发变得更加高效, 具有更多的开发价值。针对其大规模的开发, 油田工程师不断创新, 制定了一系列的针对这种致密超低渗油藏改造工艺。目前国内绝大多数水平井改造工艺都采用分段压裂, 根据井下工具的不同又衍生出PSK多级水力水力喷砂分段压裂、水力喷砂环空加砂分段多簇压裂、水力泵送速钻桥塞体积压裂等工艺, 这些压裂工艺在长庆、大庆等油田推广运用。
(2) 在推广这些工艺的过程中, 不断优化各种改造参数, 使储层改造更充分合理。但超低渗致密油藏特殊物性和电性使得地面泵注系统常常出现超压的情况, 给现场压裂改造过程带来一些安全和质量问题, 例如油层套管钢级为P110, 其保护压力为45Mpa, 但实际压裂施工过程中往往套管破裂压力超过45Mpa, 地层压裂不成功;还有一种情况是地层有破裂压力, 但是其工作压力维持在一个较高的水平, 接近套管保护压力, 导致无法加入支撑剂, 最后压裂改造失败;在压裂成功过后停泵操作不当会造成封隔器拉扯, 上调整钻具后无法正常工作的情况。
(3) 如何在确保施工安全的同时保证严格执行施工方案, 确保井下工具及井筒的安全;在不超出施工设计用料前提下确保能压开地层, 达到改造地层的目的;如何提高井下压裂工具单趟施工效率, 这些都是我们关注和亟待解决的问题。
2 超低渗油藏水平井压裂相关技术对策
(1) 针对超低渗致密油藏水平井压裂超压情况, 要提高储层改造成功率, 主要有以下几种做法:
(1) 前置酸:在水力喷砂射孔完成后加入前置酸侵泡地层30min-60min的做法, 前置酸根据地层性质选择有机酸或是相应的土酸配方, 达到溶解近井地带泥岩的效果, 为地层起裂创造条件, 最后降低施工压力, 实现地层的成功改造。
(2) 提高射孔强度:在优化方案的时候提高射孔排量及砂量, 保证套管充分射开, 在近井地带形成支撑剂运移通道。
(3) 改变压裂液体系:在施工现场采用新型压裂液体系滑溜水及降阻水, 这种压裂液体系在正常携砂情况下相比其他压裂液体系能有效降低摩阻, 降低施工压力, 成功改造地层。
(4) 压裂现场调整施工参数:在压裂现场出现地层施工压力过高的情况, 采用打段塞方法, 即在注前置液过程中, 采用由油管最小砂比往目的层加砂, 先形成微小裂缝的做法, 这能有效的降低在提排量后加入支撑剂时的工作压力, 最后顺利改造地层。
(2) 在对地层压裂改造过程中, 钻具在高温高压下极容易损坏, 目前国内多数超低渗油田压裂改造工具组合为导向丝堵+眼管+单流阀+封隔器+水力喷枪, 这套工具中最易损坏的是水力喷枪和封隔器。喷枪的损坏主要是喷嘴高压过砂及反溅伤害引起的, 封隔器的损坏主要是由于高压承砂及前置酸伤害引起的。针对以上情况, 试验了进口材质的喷嘴及长胶筒钢带式封隔器;压裂完毕后在喷嘴的容许压力下采用大排量洗井, 彻底洗出封隔器上面石英砂, 防止砂子进入钢带缝隙, 造成封隔器不收缩。
3 现场实例
在长庆油田XX区块XX水平井第四段压裂, 出现射孔关旋塞压力偏高, 套管压力一直维持在38-39Mpa, 现场观察无下降趋势;采用降低油管排量, 在注入前置液阶段以3%的砂比加入石英砂, 2min后停掉石英砂;当石英砂进入地层后压力有明显的升高, 未到套管保护压力, 顶替1.5倍油管体积后发现油管套管压力明显下降, 于是提高套管排量到设计量, 最后按设加入石英砂, 该段改造成功。
4 结论
压裂施工现场调整参数可以更高效的改造致密油藏;
要提高致密油油藏水平井改造效率, 必须做好井下工具的保护, 提高单趟井下工具的施工能力;
前置酸对致密油藏改造能起到一定效果, 但是对井下工具的腐蚀比较严重, 一定要控制好缓蚀剂的比例;
致密油藏物性差不等于压不开。
参考文献
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致密油藏 篇5
压裂效果的理论解释方法主要包括试井和油藏数值模拟两种方法,试井方法通过对典型流动阶段解释得到平均裂缝半长和裂缝导流能力［15—17］,但模型应用限制条件多,适用范围小; 油藏数值模拟法通过对油井生产历史拟合,反演得到裂缝参数,但由于可调参数多,反演结果不唯一［18—20］。
b为压裂带长,d为压裂带宽,h为压裂缝高,1为未形成有效渗流的微裂缝,2为与油井连通的人工主裂缝,3为与人工裂缝连通的有效渗流天然裂缝
目前对于体积压裂施工后压裂效果的评价多局限于压裂改造体积SRV这一参数,但对与油井真正连通的油藏有效渗流体积、裂缝有效体积和能够反映储层打碎程度的、同时提供有效渗流的裂缝接触面积等参数的解释及研究很少见到,而这些信息对于帮助油藏工程师以及采油工程师做出合理的开发及增产设计尤为重要。因此有必要从与现在普遍应用的裂缝解释方法不同的角度出发,建立新的有效渗流裂缝参数解释方法,这样既可以对目前的压裂解释技术作必要的补充,同时又可以获得重要的新信息,最终更好地指导油田施工和生产。考虑压裂施工及生产对油藏的影响,利用快捷、方便获取的油井生产动态历史数据,基于物质平衡原理,建立了一个快速评价体积压裂后与油井真正连通的油藏有效体积以及裂缝与基质的有效接触面积的新方法。
1 方法模型建立
油藏工程中应用的物质平衡方程是基于体积平衡的原理: 任一时刻油藏中油、气、水和岩石孔隙体积的变化之和等于0。应用物质平衡方法通过分析体积压裂后的油井油、气、水的产量、体积变化及物性参数与储层压力的关系,分别计算得到与该井连通的有效裂缝和基质中的总含油量,进一步求得体积压裂后与油井真正连通的能够提供有效渗流的油藏体积和裂缝与基质的有效接触面积等参数。为了使模型更好地反映体积压裂井的实际情况,在建模过程中综合考虑了体积压裂施工过程中大量压裂液注入导致地层压力升高,压后油井生产过程地层压力下降以及基质孔隙与裂缝孔隙随压力非线性变化等因素。
首先引入并定义新参数: 1 提供有效渗流的裂缝总体积Vf( 体积压裂形成的能够提供有效渗流的人工裂缝与储层原有的能够提供有效渗流的天然裂缝的体积总和) ; 2 油藏有效渗流体积Ve( 体积压裂后与油井真正连通的能够提供有效渗流的油藏总体积) ; 3 裂缝有效渗流面积Sp( 体积压裂后压裂裂缝及与压裂裂缝连通的能够提供有效渗流的天然裂缝与基质的接触总面积) 。
1. 1 方法模型基本假设
按照油田压裂改造和生产实际情况以及本模型的理论要求提出了以下假设条件。
( 1) 油层由基质和裂缝两种介质组成,两种介质具有不同的孔隙度,其中裂缝介质由压裂产生的人工裂缝和天然裂缝共同组成。
( 2) 油藏总体积恒定: 由于流体相态变化、储层流体和介质膨胀产生的体积变化等于油藏所产油气水在油藏条件下的体积。
( 3) 在油层压裂后投产之前基质和裂缝的压力处处相等,在油藏投产后每个生产时间点油藏各个点压力相同。
( 4) 油藏中存在油气水三种组分。其中油组分只存在于油相中,水只存在水相中,气组分存在于自由气和溶解于油相中。
( 5) 裂缝和多孔介质( 基质) 是可压缩的。
( 6) 体积压裂未连通的区域发生的渗流和压降忽略不计。
( 7) 油藏没有边底水,压裂后没有人工注水,油藏没有压力补充。
1. 2 致密储层体积压裂参数解释需要考虑的关键因素
1. 2. 1 考虑体积压裂过程中压裂液注入对油藏的影响
油井实施体积压裂,会注入大量的压裂液,在压裂液注入后油藏压力上升,并产生新的裂缝,因此模型以压裂后投产的时间作为模拟分析起点,此时认为地层中基质和裂缝介质都达到稳定状态。油藏主要的变化体现在压力升高和裂缝含水饱和度的增加,根据研究区油田现场生产测试资料统计,实际压裂后油藏平均压力达到原始压力的1. 1 倍左右,而通过计算发现压裂液的注入量相对与裂缝中的含水量很小,含水饱和度的改变可以忽略不计。
1. 2. 2 考虑致密储层基质弹性压缩系数随油藏压力的变化
在以往的物质平衡研究中通常认为岩石基质弹性压缩系数是一个常数,但在实际油藏中,岩石基质压缩系数不是一个常数,它随有效上覆压力的变化而变化,在计算中不能够忽略它的变化［21］。不同的储层基质的弹性压缩系数随有效上覆压力变化规律不同( 图2) ,通过开展致密储层岩心实验,我们得到了研究区致密储层基质弹性压缩系数的变化规律,如式( 1) 所示。
式( 1) 中Cppm为基质弹性压缩系数,MPa－ 1; P为地层上覆压力,MPa。
1. 2. 3 考虑致密储层裂缝弹性压缩系数随油藏压力的变化
裂缝介质在压力增大时容易闭合,弹性压缩系数初始值高且下降幅度较基质小,随上覆有效应力的增加孔隙体积下降较快,本文通过实验测定了研究区裂缝弹性压缩系数随有效上覆压力的变化规律如式( 2) 所示。
式( 2) 中Cpp f为裂缝弹性压缩系数,MPa－ 1; P为地层上覆压力,MPa。
1. 3 模型建立及求解
依据基本假设建立如式( 3) 的物质平衡方程,将公式变形和处理得到式( 8)［22］。
式中Np为累积产油量,Wp为累积产水量,m3;Bo为原油体积系数,Bg为天然气体积系数,Bw为地层水体积系数,Boi地层原油初始体积系数;Rp为生产气油比,Rs为地层溶解气油比,Rsi为地层初始溶解气油比,m3/m3;Cw为地层水弹性压缩系数,MPa-1;Swmi,Swfi为基质和裂缝介质的束缚水饱和度,Δp为原始地层压力与目前地层压力的差值,MPa;F为累积产油、气和水在地下条件下的总体积,m3;将E(o,m)和E(o,f)定义为基质和裂缝含油量的系数。
利用上述公式以及油井产量历史数据和油藏压力数据,可以做出一条F /E( o，m)随E( o，f)/ E( o，m)变化的曲线［23］,其中该直线的斜率为参与渗流的裂缝介质中的总含油量Nf,截距为参与渗流的基质中的总含油量Nm,假设裂缝的宽度为定值a,那么可由式( 9) 得到压裂后的裂缝有效渗流面积Sp,由式( 12)得到油藏有效改造体积Ve。
式中a为裂缝平均开度,m; Φ 为基质孔隙度; Vm为基质介质体积,m3。
2 现场实例应用及结果分析
2. 1 现场实例应用
将该方法应用在长庆油田合水地区某致密储层,对致密储层体积压裂效果进行了分析评价。研究区为未饱和致密油藏,没有气顶,渗透率在0. 2 ×10－ 3μm2左右,油井在压裂前不能形成工业油流。研究区从2013 年开始采用体积压裂改造技术改造储层,但不同的井改造效果差异巨大。目前主要采用微地震技术对压裂裂缝进行监测,限于成本现场只对典型井进行了评价,对整体油井体积压裂效果缺乏深入的了解。本文对该区有微地震监测解释结果的HP-5、HP-6 和AP-37 井分别运用该文的新方法进行了计算( HP-6 井的微地震监测解释见图3) ,并求出了提供有效渗流的裂缝总体积Vf、油藏有效渗流体积Ve、裂缝有效渗流面积Sp等参数。将本文得到的油藏及裂缝新参数与微地震检测的解释结果进行了对比分析,进一步验证了该方法的可行性,同时解释出的新参数对全面认识体积压裂效果具有重要作用。
利用HP-5、HP-6 和AP-37 井的生产动态数据( 表1) 和压裂施工以及基本物性参数( 表2) 按照物质平衡方法进行了计算解释得到如图4 所示的结果,从图中我们可以看出F /E( o，m)与E( o，f)/ E( o，m)呈较好的线性关系,数据方差在0. 86 左右,说明该方法拟合效果好,研究区的基本物性参数准确可靠,实验测得的基质与裂缝的弹性压缩系数与地层实际情况吻合较好。曲线的斜率为有效压裂裂缝及与其连通的天然裂缝中含有的油总体积,曲线的截距为参与渗流的基质中含油总体积。按式( 9) ~ 式( 12) 计算得到提供有效渗流的裂缝总体积Vf、油藏有效渗流体积Ve、裂缝有效渗流面积Sp等参数,其结果见表3。
2. 2 应用结果分析
从表3 中可以看出不同井体积压裂后能够提供有效渗流的裂缝总体积值差别较大,范围在( 18. 10 ~39. 28) × 104m3之间,HP-6 井提供有效渗流的裂缝总体积值较大,AP-37 井提供有效渗流的裂缝总体积值较小。新方法解释的油藏有效渗流体积小于微地震监测解释的压裂改造总体积SRV( 其值约为SRV值的30% 左右) 。原因在于微地震解释的改造体积是压裂施工当时产生微地震事件的裂缝区域总体积,但由于裂缝迂曲错断、填砂不均匀等因素的影响,其中有一部分裂缝并不能够提供有效的渗流通道,而只有与油井连通并能提供有效通道的裂缝才能对油井生产有贡献。该方法解释出的能够提供有效渗流的裂缝总体积这一参数比压裂改造体积SRV物理意义更明晰,更能够真实地体现压裂改造井的实际渗流及增产效果。
油藏有效渗流体积Ve反映的是致密储层体积压裂后与油井连通或控制的参与渗流的油藏体积,该部分介质既是油气储集空间又是渗流通道,直接决定了油井的产能的高低和油藏的最终采收率,对比3 口体积压裂井的解释结果发现油藏有效渗流体积Ve大的HP-5 和HP-6 井在油藏压力下降相同幅度时产液量更大( 图5) 。主要原因在与弹性压缩系数相同时,有效渗流体积越大,含油孔隙体积越大,油藏压力下降相同幅度时孔隙及裂缝被压缩的体积越大因此油藏产出的液体会更多。
能够提供有效渗流的裂缝总体积Vf、裂缝有效渗流面积Sp体现了人工压裂后裂缝打碎储集层并与油井建立有效连通的程度。从图6 中可以看出HP-5 和HP-6 井递减率较小,稳定时间较长。 而AP-37 井产量递减较快。原因在于HP-5 和HP-6 井参与渗流的裂缝体积Vf与裂缝有效渗流面积Sp较大。渗流面积越大,基质向裂缝的渗流能力越强,基质中的流体更容易进入裂缝,油井的产量会比较稳定,递减慢。
3 结论
( 1) 本文基于物质平衡原理建立了定量解释致密油藏体积压裂井有效渗流体积的新方法,该方法具有评价解释快捷、获取数据方便、成本低、准确度高的优点,适合于油田现场多井次大规模推广应用。
( 2) 该方法解释出的三个新参数: 能够提供有效渗流的裂缝总体积、油藏有效渗流体积、裂缝有效渗流面积,其物理意义更明确,比前人提出的压裂改造总体积SRV这一参数更能够真实地体现压裂改造井的实际渗流及增产效果,对致密储层的开发设计及增产改造指导意义更强。
( 3) 新方法解释出的油藏有效渗流改造体积小于传统微地震监测解释的压裂改造总体积SRV,反映了致密储层应力及裂缝网络分布的复杂性。
( 4) 能够提供有效渗流的裂缝总体积和裂缝的有效渗流面积对油井增产效果影响明显,其值越大,油井压后初产越高,递减率越小,增产效果越好。
摘要：致密油藏需要经过大规模体积压裂改造才能获得工业油流。在物质平衡原理的基础上,综合考虑了体积压裂施工过程中大量压裂液注入,导致油藏压力升高、压后流体产出导致油藏压力降低以及裂缝与基质孔隙体积随压力非线性变化等致密油藏实际情况,进行合理假设,建立了模型方程;并推导计算了体积压裂有效改造体积和裂缝与基质的有效接触面积等参数;该方法解释出的三个新参数:能够提供有效渗流的裂缝总体积、油藏有效渗流体积、裂缝有效渗流面积,其物理意义更明确,对致密储层的开发设计及增产改造指导意义更强。将该方法应用到油田现场,并评价了3口已实施体积压裂油井的应用效果。现场应用表明该方法具有评价解释快捷、获取数据方便、成本低、准确度高的优点,适合于油田现场多井次大规模推广应用。
致密油藏 篇6
1 地质概况
某油田三叠系长8储层类型单一, 平均深埋在2.1 km左右, 油层厚度平均为15.7 m, 有效孔隙为10.52%, 平均渗透率为1.4×10-3μm2, 油层原始的地层压力为18.2 MPa, 主要采用的是菱形返九点注水开发井网, 最大主应力和最小主应力在区域水平内的差值比较小, 最大主应力的方向是北偏东75°。现场测试结果和岩心观测的结果为本储层有两组天然裂缝发育, 主要是北东向, 其次为北西向。缝网间的裂缝间距和主次裂缝的导流能力各不相同, 裂缝间距s指的是每两条平衡次裂缝之间的距离。储层改造体积为:
Vsr为储层改造体积, m3;a为缝网长度, m;b为缝网宽度, m;h是缝网高度, m。
本案例中的直井常规压裂的缝长与体积压裂的主裂缝长度相等, 次生裂缝网络面积为2×104m3, 缝网的导流能力为0.7μm2/cm。致密储层的基质渗透率非常低, 常规压裂单井产能为1 m3, 单一裂缝的压裂能力已经不能满足需求了, 所以想要获得更高的产能, 必须进行体积压裂改造。
致密储层的改造过程与页岩储层不同, 因为储层的渗透率低, 所以地层中如果没有有效的沟通天然缝网, 会导致产量过低, 所以缝网的体积直接决定了最终体积改造的开发效果。矩形缝网在长宽比不同的情况下, 储层改造体积会影响单井生产动态。例如, 长宽比为1∶1, 长宽高是100 m×100 m×28 m, 储层改造体积就是28 112 m3;长宽高是300 m×300 m×28 m, 储层改造体积就是252 448 m3。而缝网长宽比为4︰1和1︰4, 长宽高为400 m×100 m×28 m和100 m×400 m×28 m时, 储层改造体积均为112 m3;缝网长宽比为3︰1.3时, 长宽高比为300 m×133 m×28 m, 储层改造体积为112 m3。
通过对前期资料的系统整理和相关参数的计算, 归纳了相关目的层的基本数据。由于地质条件存在差异, 所以混合水压裂的裂缝形态也会有很大的差异, 在开展混合水压裂时, 多数的井会以主裂缝为主干道形成网络裂缝系统。基于地质特征建立最大主应力方向的模型, 采用等效加密法, 模拟研究不同缝网形态和缝网参数的体积压裂。
根据所在区域的地质特征, 使用产量数据对油井的压裂情况和油藏参数进行历史拟合, 拟合所得出的地层渗透率和支撑缝长的参数都对油田的开发具有参照意义。历史拟合首先要估算缝长、裂缝导流能力和储层的渗透率, 这样才能使模拟计算的结果更准。
2 体积压裂缝网形成的影响因素
体积压裂能不能形成复杂的裂缝网络取决于地质和压裂施工工艺两个方面的因素。
2.1 地质因素
2.1.1 储集层岩石的矿物质成分
储集层的矿物质成分会影响到岩石的力学性质, 影响到裂缝的延伸路径和开裂方式。经研究得出结论, 硅含量较高, 并且钙质填充天然的裂缝发育的页岩最容易形成复杂的裂缝网络, 增产效果也比较好。缺少硅质和碳酸盐夹层的页岩由于黏土矿物含量高, 所以这类储集层实现体积压裂的复杂裂缝网比较难。缝网形成的难易程度可以和岩石矿物成分形成脆性指数表, 脆性指数融合了泊松系数和杨氏模量两重含义, 还可以用岩石中脆性矿物质所占的比例来表示。岩石中脆性矿物质所占的比例越高, 岩石的脆性指数就越大, 越容易产生裂缝, 形成缝网。而且不同储集层的矿物质成分差异比较大, 所以使用的液体体系和改造技术也各不相同。
2.1.2 储集层的天然裂缝
体积裂缝网主要是由人工裂缝和天然裂缝沟通而形成, 所以在储集层中, 天然裂缝的方位和发育程度都会影响到人工裂缝的延伸和缝网的形成。在人工裂缝和天然裂缝夹角小于30°的情况下, 施加多大的水平应力, 天然裂缝都不会张开改变原有的裂缝延伸路径;在人工裂缝和天然裂缝夹角在30°~60°的情况下, 天然裂缝只会在水平低应力差的情况下张开, 形成裂缝网络, 水平高应力差的情况下天然裂缝是不会张开的, 主裂缝将直接穿过天然裂缝延伸, 不具备形成缝网的条件;当人工裂缝与天然裂缝的夹角大于60°时, 无论水平应力差有多大, 天然裂缝都不会张开, 主裂缝继续穿过天然裂缝延伸。
影响体积压裂缝网形成的因素还有地应力的异性和沉积变相等, 地应力异性越强, 就越容易形成窄缝网, 不利于复杂缝网的形成;反之, 则容易形成宽的缝网, 使改造体积扩大。
2.2 施工工艺因素
致密油藏并非所有的页岩储集层都是一样的, 不同的地质条件, 体积压裂的施工条件就不同。对于不同的储集层, 开发缝网裂缝的复杂指数也不同。
在中等渗透率油藏中, 要减小裂缝复杂指数。当储集层渗透率非常低时, 提高裂缝复杂指数会使产能有所提高。研究发现, 渗透率为0.01 m D量级时, 缝网效果最好, 为0.000 1 m D量级时, 大缝网的效果最好。
大缝网高裂缝缝网形成的有利条件为:施工排量大于10 m3/min, 单井用液量在2 271~5 678 m3之间, 低砂液与平均砂液的比例在3%~5%, 最高不超过10%.
尽管在体积压裂施工中采用大排量与大液量, 但是还是不能满足此裂缝的导流能力。对此, 可以在压裂后期, 通过泵入较大的粒径和高强度支撑剂提高砂液浓度, 提高主裂缝导流能力, 降低对次裂缝的要求。
3结束语
利用体积压裂技术可以在地层中形成复杂的缝网, 改善油藏渗透环境, 提高储层的动用, 增加致密储存的产量。单井的储层改造体积并不是越大越好, 而是要在压裂措施的承受范围内提高产量。储层改造体积相等时, 主裂缝的长度会影响单井开发效果。较大的储层改造体积在裂缝间距小的时候能体现更好的效果。相同改造体积下, 裂缝导流能力越大, 产油量就越高。主裂缝长度和导流能力是定值的情况下, 提高次裂缝的导流能力能提升产油量。
摘要：致密油是一种自生自储的非常规油气资源。致密油储层因为致密、渗透率低, 所以储层基质向裂缝的供油能力差, 仅仅依靠单一的压裂主裂缝方法很难达到增产的效果, 体积改造要形成裂缝网络, 才能在最短距离内让流体基质到裂缝渗流, 所以致密油储层的改造要在三维的方向形成裂缝网络才能全面改造, 即体积压裂。针对三叠系致密油储层的特点建立缝网模型, 然后对比体积压裂与常规压裂的效果, 得出体积压裂对储层改造体积的影响。
关键词：体积压裂,压裂技术,体积改造,缝网形态
参考文献
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