樊建明, 陈小东, 雷征东, 高武彬, 王 冲

(1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安 710018; 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安 710018; 3.中国石油勘探开发研究院，北京 100000)

裂缝的组系与方位是低渗致密油藏开发方式及井网布置的基本参数和依据[1-4],前期学者关于天然裂缝的分布特征、形成机制及其发育规律的研究较多[5-11],人工裂缝与天然裂缝耦合特征研究也开展了一些工作[12],主要是在室内通过岩心或大型露头实验,模拟储层中存在天然裂缝的情况下人工裂缝的分布特征方面取得了一些研究成果,但也存在一些问题:一是储层中天然裂缝方向总的来说有一定规律,但局部还比较复杂,室内实验很难复原储层中天然裂缝的分布特征;二是实验给出的是人工裂缝的展布形态,对人工压裂后的特征参数很难统计,也很难说明跟天然裂缝和地应力方向之间的关系,是一个定性的认识,离定量化的应用还有较远的距离。因此,笔者对鄂尔多斯盆地致密油藏天然裂缝与人工裂缝分布特征进行研究。

1 致密油藏天然裂缝储渗特征

天然裂缝储渗特征包括储集和渗流特征两个方面,天然裂缝的储集能力评价采用其对孔隙度的影响确定,天然裂缝渗流能力的贡献主要通过其对储层渗透率的贡献值确定。

1.1 天然裂缝孔隙度和渗透率定量化描述

微观天然裂缝孔隙度及渗透率可采用镜下薄片面积法进行计算和统计,其计算公式为

(1)

(2)

式中,bi为第i个微天然裂缝宽度,μm;Li为第i个微天然裂缝长度,μm;φf为微天然裂缝孔隙度,%;kf为微天然裂缝渗透率,10-3μm2;S为薄片面积,S=2.4×3.2 cm2。

假设天然裂缝均未充填情况下,且未考虑取芯后应力释放使裂缝变宽等情况,以HQ地区长63岩石微天然裂缝孔隙度及渗透率估测为例,见表1。

表1 HQ地区长63油藏岩石微天然裂缝特征及孔隙度、渗透率估测

注:孔渗计算均假设天然裂缝未充填,且未考虑取芯后应力释放使裂缝变宽等情况。

HQ地区长63储层天然裂缝孔隙度较低,介于0.002%～0.059%,而天然裂缝渗透率因裂缝宽度的差异而相差很大,其天然裂缝渗透率为(0.13～44.8)×10-3μm2。如果考虑取芯后应力释放使裂缝变宽等情况,孔隙度可按当前值乘以2/π计算,渗透率可按当前值乘以8/π3计算,则HQ地区长63地下天然裂缝孔隙度主要介于0.001 3%～0.037%,渗透率为(0.03～11.5)×10-3μm2。

在薄片对天然裂缝孔隙度和渗透率估测的基础上,应用RMS软件中的天然裂缝模块,研究天然裂缝特征参数(天然裂缝密度、开度、延伸长度和切深)对其孔隙度、渗透率的敏感程度,结果表明:①天然裂缝密度和开度对天然裂缝的渗透率影响较大,天然裂缝的延伸长度、切深对天然裂缝渗透率影响较小:②天然裂缝的特征参数对天然裂缝孔隙度有影响,但是天然裂缝产生的孔隙度与基质岩心的孔隙度相比,绝对值太小。在天然裂缝属性参数对孔隙度和渗透率影响因素分析的基础上,建立主要影响因素天然裂缝密度、开度与天然裂缝渗透率、孔隙度的定量化计算图版(图1)。

图1 天然裂缝渗透率和孔隙度定量化描述图版Fig.1 Quantitative description of natural fracture permeability and porosity

1.2 不同方向天然裂缝渗流能力有差异性

大量的薄片定向观察已经表明,不同方向天然裂缝开度有一定差异性。以HQ地区长6油藏和XAB地区长7油藏为例。HQ地区长6油藏(天然裂缝的优势方位为北东向)薄片鉴定方向为44°～79°天然裂缝宽度最大,天然裂缝缝宽在32～64 μm,在105°附近,天然裂缝缝宽在21～32 μm,其他方向天然裂缝缝宽较小(图2(a))。XAB地区长7油藏(天然裂缝多方向发育)薄片鉴定方向为60°～77°的较多,而且天然裂缝宽度一般大于10 μm,101°～105°裂缝发育次之,天然裂缝宽度也相对较小,111°～122°之间偶有裂缝发育,但是天然裂缝宽度更小,总体上表现出天然裂缝集中在63°～77°,该区域天然裂缝数量最多,宽度最大(图2(b))。鄂尔多斯盆地整体上来看,现今应力场最大主应力的方向为北东向。一般认为,同一地区,与现今应力场最大主压应力近平行分布的天然裂缝在构造挤压力的作用下呈拉张状态,连通性好,开度大,渗流能力强;与现今应力场最大主压应力近垂直分布的天然裂缝呈挤压状态,连通性差,开度小,渗流能力弱;而与现今应力场最大主压应力斜交的天然裂缝介于上述两者之间,并随着二者交角的增大,天然裂缝的开度降低,渗流能力也降低。

2 人工裂缝和天然裂缝优势方向耦合

鄂尔多斯盆地致密油藏天然裂缝和最大地应力优势方向在不同区带有一定差异,同时由于该类油藏岩心致密、物性差,需要压力改造后才能提高单井产量,体积压裂后的储层中就存在天然裂缝的方向、最大主应力的方向和人工裂缝的方向,因此需要研究体积压裂后人工裂缝的方向、储层中天然裂缝优势方向、最大地应力优势方向三者之间的关系,以及三者耦合后储层中裂缝的优势方向,从而确定井网合理的开发方式和井网的井排方向。长庆油田科研工作者依据前期同一区块成像测井、地应力和人工裂缝测试资料,统计不同方向的频率分布,并对频率分布进行高斯函数拟合,研究人工裂缝、天然裂缝和地应力耦合关系。研究表明:人工裂缝的优势方向与地应力优势方向基本一致;地应力的优势方向与天然裂缝优势方向不同区块有一定的差异性(图3),优势方向夹角差异较大的油藏,开发初期裂缝水淹井比例较高,采用准自然能量开发,这是因为这类油藏注水体积压裂开发时容易形成多个优势渗流方向,增加了裂缝性水淹的风险。JY地区安83区长7天然裂缝、人工裂缝及最大主应力方向耦合关系见图3(a),天然裂缝优势方向与最大主应力、人工裂缝的优势方向差异较大,该油藏(井网排距150 m,井距500～600 m,小水量温和注水)注水开发

图2 不同裂缝方向裂缝开度分布Fig.2 Distribution of fracture aperture in different fracture directions

图3 天然裂缝、人工裂缝及最大主应力耦合方向关系Fig.3 Diagram of coupling directions of natural fracture, hydraulic fracture and maximum principal stress

水平井54口,见水井38口,裂缝性见水比例达到70%;差异小或者基本一致,采用注水开发,这是因为体积压裂后形成的优势渗流通道与天然裂缝的优势渗流通道比较一致,优势渗流通道比较单一,在注采井网优化设计中容易确定合理的注水井位置,降低了发生裂缝性水淹的风险。HS地区庄230区长7天然裂缝、人工裂缝及最大主应力方向耦合关系见图3(b),天然裂缝优势方向与最大主应力、人工裂缝的优势方向基本一致,该油藏(井网排距150 m,井距500～600 m,小水量温和注水)注水开发水平井54口,见水井12口,裂缝性见水比例22%,注水开发效果较好。一般新区产能建设时,根据前期的探井和评价井资料比较容易获得的是最大主应力和天然裂缝方向的测试资料,针对致密油藏不同储层特征合理开发方式确定的难题,本文中提出通过定量计算天然裂缝优势方向与最大主应力优势方向的夹角确定致密油藏的开发方式。

3 人工裂缝有效参数评价

人工裂缝有效参数评价是井网优化的基础,目前人工裂缝有效参数的评价手段比较欠缺。人工裂缝的参数除了人工裂缝的展布方向外,还有人工裂缝缝长、缝宽和缝高3项参数。目前矿场试验中用的最多是采用井下微地震监测的方法获取人工裂缝相关参数,存在的问题是微地震参数反映的是信号所达到的区域的参数,测试的结果一般偏大。

3.1 人工裂缝有效缝长

由于致密油藏基质渗流能力较弱、天然裂缝较发育,水平井体积压裂沟通了水平井周围的微裂缝,形成一个相对优势渗流区域。压力首先在内区(图4)传播,也就是人工裂缝有效控制的区域,以下的内区都指人工裂缝有效控制的区域,达到边界后向外区传播,即分区渗流[13]。分析采用Blasingame渗流图版法[14-15]有效确定内区对水平井渗流的影响。

在建立模型时,将水平井体积压裂椭圆形分区渗流等效转换为圆形分区渗流,应用Blasingame理论方法[14],得出水平井圆形等效分区渗流模型。

图4 水平井体积压裂分区渗流示意图Fig.4 Dominate flow area of volumetric fracturing horizontal well in different zone

等效转换公式为

(3)

式中,reh为圆形等效渗流半径,m;R为椭圆形内区短半轴长,m;L为水平段长度,m。

分区渗流模型为

(4)

内边界条件为

(5)

交界面条件为

(6)

外边界条件为

(7)

初始条件为

p1(r,0)=p2(r,0)=pi.

(8)

式中,p1和p2分别为内区和外区压力,MPa;r、rw、r1和re分别为渗流半径、井筒内径、内区半径和供给半径,m;q为产油量,m3/d;t为生产时间,d;h为油层厚度,m;k1和k2分别为内区和外区渗透率,10-3μm2;μ1和μ2分别为内区和外区黏度,mPa·s。

由于致密油藏基质物性差,渗流能力弱,在准自然能量开发井距优化时要确保水平井间均为内区边界大小,所以这里采用水平井体积压裂分区渗流模型建立归一化Blasingame理论图版,然后将矿场动态数据导入模板中,拟合分析确定内区边界,即可确定出水平井的内驱半径或人工裂缝有效半径(图5)。

图版中坐标轴归一化时间、产量积分、产量求导公式[14]分别为

(9)

(10)

(11)

(12)

式中,a为拟合系数;tD为物质平衡时间,d;Np为累积产量m3;q为日产油量,m3;pi、和pwf分别为地层压力和井底流压,MPa。

图5为鄂尔多斯盆地HS地区五点注水开发井网下的GP26-24水平井Blasingame理论图版拟合结果,该井水平段长度为435 m,油层钻遇率100%,采用水平井分段多簇体积压裂工艺改造方式,于2013年12月投产,投产初期单井日产油8.4 t,含水率7.9%,生产1 a后日产油量为5.2 t,周围4口水平井平均单井日注水量为22.5 m3。拟合生产动态表明，该水平井有效内区椭圆形短半轴为174 m,有效内区面积为0.214 km2,内区控制储量为10.3×104t。

图5 GP26-24井分区渗流图版Fig.5 Flow chart of well GP26-24

综合鄂尔多斯盆地HS地区生产时间较长的37口采油水平井,以水平井体积压裂后分区渗流模型为基础,通过建立水平井分区渗流图版拟合确定不同水平井的有效内驱半径,并建立入地液量和水平井开发初期内驱半径(人工裂缝有效缝长)的关系(图6)。

图6 HS地区长6油藏单段入地液量与内驱半径关系Fig.6 Relationship between injected liquid volume in single section and radius of internal area of horizontal wells in Chang 6 reservoir, HS area

3.2 人工裂缝有效宽度

人工裂缝的有效宽度是指致密油藏体积压裂后人工裂缝有效控制的宽度范围,在这个宽度范围内人工裂缝的导流能力与基质导流能力存在比较大的渗透率级差。人工裂缝有效宽度模拟计算时,人工裂缝缝高的处理原则是保证人工压裂缝的高度大于油层厚度(油层厚度约为10 m),即油层纵向上全部压穿。在有效人工裂缝缝长认识的基础上,建立水平井的三维精细地质模型,数值模拟计算自然能量开发下不同人工裂缝宽度水平井的平均单段产量,通过对比数值模拟计算的平均单段产量与实际单段平均产量统计结果,确定水平井体积压裂后有效人工裂缝宽度。建立X233区块长7油藏YP1水平井三维精细地质模型,采用油藏数值模拟的方法,在YP1有效裂缝带长和带高基本确定的情况下,分别设计裂缝有效宽度1、5、10、15、20、30、40和50 m,通过改变裂缝有效宽度得到不同人工裂缝宽度下自然能量开发的平均单段产量,然后与YP1实际单段平均产量对比,确定人工裂缝有效宽度。数值模拟计算基本参数:平均有效厚度10.0 m、平均空气渗透率0.22×10-3μm2、平均孔隙度10.8%、地层原油黏度0.98 mPa·s、脱气原油密度853 kg·m-3、原始含油饱和度0.65%、原油体积系数1.31、原始地层压力15.8 MPa、生产井井底流压7.0 MPa、裂缝导流能力35.0～40.0 μm2·cm、主向与侧向的渗透率级差3.0、主向与垂向的渗透率级差10.0,不同裂缝有效宽度下油藏数值模拟计算的平均单段产量(图7),YP1平均单段初期产量1.4 t/d,该区其他改造规模相似的水平井(50口)平均单段初期产量为1.3～1.5 t/d;数值模拟计算平均单段产量结果与实际统计对比结果显示,人工裂缝平均有效宽度小于等于10 m。

图7 不同平均裂缝有效宽度下初期单段产量Fig.7 Oil production at initial stage in single section with different effective crack widths

2017年6月在JY长7致密油藏选取A239-24井开展水平井取芯验证有效裂缝宽度试验,该井2014年分别在原射孔段和补射孔段开展了井下微地震监测,微地震监测结果见图8,监测数据见表2。

结合微地震监测资料成果,以压裂带宽验证为主,选取定向井区A239-24井区域部署AP检239-24井。AP检239-24井垂直A239-24井人工裂缝展布方向,设计水平段长度85 m,方位NW7°,距A239-24井排距80 m,常规取芯设计85 m(图9)。

图8 A239-24井井下微地震监测图Fig.8 Down-hole micro-seismic monitoring results of well A239-24

阶段总液量/m3总砂量/m3人工裂缝信号带长/m西翼东翼人工裂缝信号带宽/m人工裂缝信号带高/m人工裂缝走向 原射孔段68264.01681808554北偏东84° 补射孔段76136.61681426442北偏东82°

图9 AP检239-24部署示意图Fig.9 Well location of AP J239-24

检查井取芯观察结果:在整个宽度为85 m取芯岩心段未观察到明显的复杂人工压裂缝网系统,仅在1 m左右宽度岩心范围内可见3条疑似人工压裂缝(图10),断面光滑,未见明显压裂支撑剂显示,与微地震监测带宽(64～85 m)差距很大,与数值模拟反演的有效裂缝宽度小于等于10 m的认识吻合度较大。

人工裂缝的有效宽度对于水平井人工裂缝段间距的优化有重要影响,目前人工裂缝段间距优化的原则是:优化段(或者簇)间距以确保人工裂缝之间储量能够充分动用,数值模拟法模拟的有效人工裂缝宽度(小于等于10 m)为人工裂缝最小段间距,在这个段间距(或者簇)内能够保证人工裂缝之间被缝网充分覆盖,目前矿场实践中发展的趋势是缩小段间距(或者簇间距),本文中的研究给出了能够缩小的下限。

图10 APJ239-24井可见裂缝段取芯照片(取芯段深度:2 514.70～2 521.20 m)Fig.10 Core photo of fracture section in well APJ239-24(depth: 2 514.70-2 521.20 m)

考虑地层压力的影响,水平井在开采过程中地层压力与井筒中的流压会产生生产压差,除了缝网有效覆盖的区域在生产压差的驱替下能够有效动用以外,生产压差产生的地层压力梯度大于启动压力梯度的区域也能够产生流动,实现动用的目标,人工裂缝段间距也存在一个上限。人工裂缝之间地层压力梯度计算公式为

(13)

式中,GD为地层压力梯度,MPa/m;pe为人工裂缝中线处压力,MPa;pf为人工裂缝处压力,MPa;R为人工裂缝半段间距,m;r为距人工裂缝中线距离,m。

压力剖面计算示意图见图11。

图11 人工裂缝之间压力剖面计算示意图Fig.11 Schematic diagram of pressure profile calculation between hydraulic fractures

通过式(13)计算不同段间距下的地层压力梯度,结果如图12所示。由于准自然开发油藏渗透率较低,启动压力梯度较高,依据地层压力梯度大于启动压力梯度的原则,优化段间距约为30 m,能够建立驱替系统,裂缝间储量能够得到充分动用。

图12 不同段间距下地层压力梯度Fig.12 Formation pressure gradient at different interval

数值模拟法计算的有效裂缝宽度为人工裂缝最小段间距,而人工裂缝宽度末端与人工裂缝中线有一定距离可以根据地层压差泄油,因此根据地层压力梯度法确定极限泄油距离,即最大段间距。可以通过以上两种方法得出合理段间距范围。

4 结 论

(1)天然裂缝储集能力有限,主要起渗流贡献作用,但不同方向渗流能力有一定差异。

(2)人工裂缝的优势方向与地应力优势方向基本一致,天然裂缝的优势方向与地应力的优势方向不同区域有一定差异;地应力的优势方向与天然裂缝优势方向差异较大的致密油藏可采用准自然能量开发;基本一致或差异小的致密油藏,具有注水补充能量的潜力。

(3)人工裂缝平均有效宽度小于等于10 m,在目前微地震监测的几十米的基础上更进了一步,对于提高致密油藏的动用程度有重要意义。