致密储层压裂设计优化*

2021-01-23彭珏大庆油田有限责任公司勘探开发研究院

石油石化节能 2021年1期

彭珏（大庆油田有限责任公司勘探开发研究院）

压裂增产改造是致密油实现开发建产的主要手段，当前油价低，如何经济改造是效益开发面临的瓶颈难题[1～3]。目前大规模压裂虽取得了较好的效果，但施工规模大，施工平均单井成本200 万元以上，要实现经济效益开发，累计产量需达1 500 t以上，目前很多井产量没有达到要求，难以实现效益开发。究其原因，一是压裂设计基础急需由“井周认识”向“储层整体认识” 转变，目前压裂设计基于测录井综合解释，认识仅限于井筒附近，针对储层物性及含油性差异大存在局限性，井震结合建立的地质模型未延伸至压裂工程[4～6]；二是目前未形成效益最大化优化设计方法，目前压裂优化设计基于井筒认识建立的均质模型，与地质结合程度较低，无法满足效益最大化设计需求；三是地质工程一体化后评价技术尚未形成，目前后评估地质工程结合程度差，未形成相应的技术经济评价体系。

为此有必要开展适度规模压裂技术研究，以经济效益为核心，通过地质与工程有机结合，实现长期产能、经济效益最优，压裂增产改造由以往产能最大化向效益最大化转变，满足低渗储层经济有效开采需求。

1 地质工程一体化数值模拟技术

1.1 油藏压裂一体化建模

井震结合，利用油藏软件建立三维油藏地质模型，压裂软件模拟分析得到预测裂缝系统，将油藏地质模型和裂缝系统相结合，建立高精度非结构化数值模型，开展油藏数值模拟，实现全三维裂缝模拟。同时利用有限元软件建立应力场网格模型，结合油藏数值模拟结果，确定不同投产时间应力场分布特征，为长期产能预测及裂缝参数优化提供依据。

1.2 变导流长期产能预测

目前大多是产能预测公式都假定裂缝的导流能力为定值，在裂缝延伸方向是不发生变化的。然而，大量室内实验及现场数据表明裂缝的导流能力在裂缝的不同位置处是不同的，沿裂缝延伸方向逐渐减小。同时由于压裂过程中压裂液侵入等原因，裂缝壁面处的储层将不可避免地受到伤害，引起压裂井产能下降[7-8]。

基于稳定渗流理论，考虑不同位置处裂缝导流能力的变化[9-10]（图1），同时考虑裂缝壁面储层污染，裂缝导流能力在一定时间内下降很快，超过这个时间导流能力逐步稳定，因此随着时间的推移，裂缝长期导流能力的损失对压裂井产能有一定的影响。但压裂井产能的损失相对小于裂缝导流能力的损失，这是由于：一方面裂缝内生产压差只占总生产压差的一部分；另一方面裂缝长期导流能力的损失，导致更多流体通过近井地带裂缝流入井底，优化了裂缝内流场。定压差条件下，裂缝半长越长，裂缝长期导流能力的损失对压裂井产能的影响越大，产能变化曲线见图2。

图1 裂缝导流能力沿裂缝方向变化曲线

图2 定压差（Δp=5 MPa）生产时的产能变化曲线

结合油藏数值模拟结果，实现地质工程相结合，考虑缝间的连通、非均质及供油边界性影响，同时考虑应力敏感影响，实现变导流能力产能预测，提高产能预测精度。

2 压裂方案设计方法

2.1 非均质力学条件全缝长裂缝模拟

低渗透储层纵向及平面非均质性强，易形成非对称有效裂缝，通过地质工程相结合，建立应力场模型，开展全缝长裂缝数值模拟，确定非均质力学条件下裂缝延伸形态。同时应用真三维压裂模拟软件，进行裂缝形态模拟，确定裂缝延伸全缝长形态。

2.2 施工参数优化

模拟计算不同施工规模、施工参数下产油强度，确定不同岩性储层压裂所能达到的最优导流能力。与实际产油强度进行对比，确定软件计算准确度，校正计算参数，为压裂优化提供数据支撑。根据确定的长期导流能力，采用压力设计软件，通过多次模拟确定了实现导流能力优化方法见图3。

3 经济效益评价

针对影响压后产能的裂缝条数、缝长、缝宽、间距等裂缝系统参数，开展多方案优化设计，通过数值模拟，预测不同方案长期产能，开展经济效益评价，优选效益最佳裂缝系统。同时进行施工风险评估及控制方法优化。根据确定的铺砂方式及阶段液量，预测不同方式施工压力特征，评估施工风险，形成相应的风险控制方法，在低风险、最优经济效益下施工。