疏松砂岩压裂充填裂缝扩展与参数优化研究*

张启龙 黄中伟 谭强 张晓诚 王晓鹏 高斌

(1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室 2. 中海石油(中国) 有限公司天津分公司)

0 引 言

我国渤海区域存在大量浅层疏松砂岩储层, 经过多年的井网加密与长期注水开发, 不少生产井已经出现产液量低、 含水体积分数高等现象[1]。 由于层间物性差异显著, 尽管单井综合产液量低、 含水体积分数高, 但是不同物性地层水淹程度差异较大、 剩余油分布复杂, 传统的调剖堵水方案仅仅试图封堵物性较好高含水层, 难以对物性相对较差地层进行有效改造。 压裂充填技术通过在储层中压裂形成短宽缝并用高砂比充填, 使地层流体在高导流裂缝附近形成双线性流动, 达到增产和防砂的目的。 该技术已经成为疏松砂岩油气藏开发中一种非常重要的完井方法[2-5], 并在渤海、 墨西哥湾等国内外海上疏松砂岩油藏中得到了成功应用[6-7]。 成功实施压裂充填防砂的关键是通过压裂造缝, 在高含水疏松砂岩储层中形成平整的短、 宽裂缝。 疏松砂岩由于强度低、 塑性变形显著, 与常规砂岩相比,其压裂裂缝起裂与延伸力学机理更为复杂。 不同地质条件和施工参数条件下, 疏松砂岩可能呈现不同的变形破坏特征, 压裂过程中可能形成不同形式的裂缝, 存在不易造缝及裂缝延伸困难的可能。 因此,深入开展不同条件下疏松砂岩压裂裂缝延伸机理研究, 揭示储层渗透率、 压裂液性质以及压裂施工参数对裂缝延伸规律的影响, 形成压裂充填关键参数设计方法, 对提高压裂充填作业效果至关重要。

笔者采用室内试验和数值模拟的方法, 研究疏松砂岩压裂裂缝延伸机理, 探索压裂液性质、 排量及地层渗透率等参数对裂缝延伸规律的影响, 以形成一套压裂充填关键参数优化设计方法。 研究成果可为疏松砂岩压裂充填技术的规模化应用提供一定的技术指导和理论支撑。

1 疏松砂岩小型压裂物理模拟试验

室内压裂模拟试验是研究疏松砂岩起裂和延伸机理的重要手段。 针对这一研究方向, 国内外学者已经开展了一定的探索, 但对于疏松砂岩压裂裂缝起裂与延伸机理并未形成统一认识, 基于此开展室内模拟试验, 以进一步探索储层渗透率、 压裂液黏度与排量对裂缝延伸规律的影响。

1.1 试验方案

利用研制的人造岩心压实器制备了尺寸为ø10 cm×12 cm 的人造岩样, 渗透率分别为150、 460、1 580 mD。 岩样性质与渤海油田疏松砂岩地层岩石类似, 利用拟三轴围压设备进行小型压裂试验[8-9]。

试验步骤如下: ①将大型压裂岩样与带孔槽不锈钢端头连接, 随后在岩样外部紧密缠绕热缩套,将岩样安置在围压腔底座, 岩心外套上密封袋, 并缠上胶带密封, 防止压裂液流进围压腔, 如图1a和1b 所示; ②在岩心外安装围压筒, 在围压筒充满液压油为岩心施加围压, 如图1c 所示; ③将配置好的压裂液装入油水分离器, 并将油水分离器与孔压系统连接, 利用孔压系统排出管线内的气体,待油水分离器出口管线有连续压裂液排出时, 视为管线气体全部排出, 如图1d 所示; ④将油水分离器与围压腔系统连接, 围压腔则通过内部管线与模拟井筒连接, 实现油水分离器到模拟井筒的连通;⑤利用围压加载系统和轴压加载系统, 对试样施加给定的围压和轴压; ⑥利用孔压加载系统驱动油水分离器, 按照给定的排量, 将压裂液通过管线注入岩样模拟井筒中, 并实时记录注入压力数据; ⑦试验结束后, 将压裂岩样取出, 进行后续裂缝形态检测与观察。

图1 试验装置安装流程Fig.1 Installation process of the experimental device

压裂试验中需要考虑2 种类型的压裂液对疏松砂岩压裂充填效果的影响, 2 种类型压裂液即线性胶压裂液和交联压裂液。 围压和轴压不是本次研究重点, 因此试验中分别取固定值10 和15 MPa。 线性胶压裂液试验采用控制变量的方法, 研究岩石渗透率、 压裂液黏度、 压裂液排量等3 个重要因素对压裂规律的影响, 模拟8 种工况, 包括低渗低黏低排量(150 mD、 9 mPa·s、 10 mL/min)、 中渗低黏低排量(460 mD、 9 mPa·s、 10 mL/min)、 低渗低黏高排量(150 mD、 9 mPa·s、 60 mL/min)、低渗高黏高排量 (150 mD、 60 mPa · s、 60 mL/min)、 高渗低黏低排量 ( 1 580 mD、9 mPa·s、 10 mL/min)、 高渗低黏高排量(1 580 mD、 9 mPa·s、 60 mL/min)、 高渗中黏高排量(1 580 mD、 23 mPa·s、 10 mL/min) 和高渗高黏高排量(1 580 mD、 60 mPa·s、 60 mL/min); 交联压裂液试验采用控制变量的方法, 研究线性胶压裂液的岩石渗透率、 压裂液滤失系数、 压裂液排量等3 个因素对压裂规律的影响, 模拟8 种工况, 包括低渗高滤高排量(150 mD、 1.65×10-4m/s0.5、60 mL/min)、 中渗中低滤高排量(460 mD、 1.15×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、 中渗低滤高排量(460 mD、 0.83×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、 中渗中高滤高排量(460 mD、 1.52×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、高渗高滤低排量(1 580 mD、 1.65×10-4m/s0.5、10 mL/min)、 高渗高滤高排量(1 580 mD、 1.65×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、 高渗中高滤高排量(1 580 mD、 1.52×10-4m/s0.5、 60 mL/min)、 高渗中低滤高排量(1580 mD、 1.15×10-4m/s0.5、 60 mL/min)。

1.2 试验结果与分析

根据试验方案开展室内线性胶压裂液和交联压裂液的压裂模拟试验, 进行压裂试验后的裂缝形态检测与观察。 其中, 线性胶压裂液的试验结果如图2 所示。

图2 线性胶压裂液模拟试验结果Fig.2 Simulation results of linear gel fracturing fluid

低渗低黏低排量条件下, 压裂液滤失量较少,形成了多分支复杂裂缝形态(见图2a); 中渗低黏低排量条件下, 压裂液大量滤失, 几乎未形成裂缝(见图2b); 低渗低黏高排量条件下, 压裂液压滤失仍然较为严重, 形成主缝伴随多分支裂缝的复杂裂缝形态(见图2c); 低渗高黏高排量条件下, 压裂液压滤失得到一定程度控制, 形成主缝伴随多分支裂缝的复杂裂缝形态(见图3d); 高渗低黏低排量条件下, 压裂液完全滤失进入地层, 未形成任何裂缝(见图2e); 高渗低黏高排量条件下, 压裂液完全滤失并进入地层, 未形成任何裂缝 (见图2f); 高渗中黏高排量条件下, 形成主缝伴随多分支裂缝的复杂裂缝形态(见图2g); 高渗高黏高排量条件下, 压裂液压滤失得到一定程度控制, 形成主缝伴随多分支裂缝的复杂裂缝形态(见图2h)。总体来说, 利用线性胶压裂液进行压裂, 难以形成单一、 平整的拉伸型裂缝[9], 低渗、 高黏度以及大排量条件下可能形成规模较小的主缝-多分支裂缝的复杂裂缝形态。

图3 交联胶压裂液模拟试验结果Fig.3 Simulation results of cross-linked gel fracturing fluid

交联压裂液的试验结果如图3 所示。 低渗高滤高排量条件下, 由于交联压裂液具有较好的造壁性, 压裂液压滤失得到较好的控制, 形成多分支裂缝的复杂裂缝形态(见图3a); 中渗中低滤高排量条件下, 形成单一、 平整的拉伸型裂缝 (见图3b); 中渗中低滤高排量条件下, 形成单一、 平整的拉伸型裂缝(见图3c); 中渗中高滤高排量条件下, 形成单一、 平整的拉伸型裂缝(见图3d); 高渗高滤低排量条件下, 形成了单一、 平整的拉伸型裂缝, 然而由于储层高渗导致压裂液滤失仍然较为显著(见图3e); 高渗高滤高排量条件下, 形成了单一、 平整的拉伸型裂缝, 然而由于储层高渗导致压裂液滤失也较为显著(见图3f); 高渗中高滤高排量条件下, 能够在一定程度上降低滤失, 形成的裂缝形态更为简单、 平整(见图3g); 高渗中低滤高排量条件下, 能够在一定程度上降低滤失, 形成的裂缝形态更为简单、 平整(见图3h)。 综上可知, 利用交联压裂液进行压裂, 有利于形成单一、平整的拉伸型裂缝[9], 高排量、 低滤失系数压裂液有利于形成较为平整的水力裂缝, 低排量、 高滤失系数可能形成形态复杂的多条水力裂缝以及近井筒储层岩石剪切破坏。

2 疏松砂岩裂缝延伸流固耦合模拟

由于疏松砂岩力学性质显著异于硬质固结砂岩, 传统的基于线弹性断裂力学的模型显然不适用于疏松砂岩裂缝延伸的模拟。 基于此建立考虑储层岩石弹塑性变形、 裂缝延伸和储层孔隙流体渗流复杂耦合作用的流固耦合有限元模型, 研究疏松砂岩压裂裂缝延伸机理, 以及疏松砂岩渗透率随变形破坏的演化规律, 描述滤饼滤失的Carter 滤失模型,并通过有限元软件自带的二次开发功能进行编程,集成到该软件中进行计算[10-13]。

压裂充填作业主要基于射孔完井条件进行, 利用数值模拟的方法分别对2 种压裂液条件下疏松砂岩压裂延伸规律进行研究。 建立含有隔层的裂缝延伸有限元模型, 如图4 所示。 有限元模型尺寸为50 m×50 m×30 m, 中间与上、 下隔层厚度均为10 m。 在图4 中所示裂缝潜在起裂延伸的平面插入1层Cohesive 单元, 射孔段厚度为7.5 m。 计算中设置的储层、 隔层的相关参数如表1 所示。 储层为疏松砂岩, 一般比隔层强度更低。 设置储层的弹性模量、 抗拉强度、 断裂能等力学参数都比隔层低, 渗透率、 孔隙度等物性参数比隔层高。

表1 有限元模型参数设置Table 1 Parameters of the finite element model

图4 裂缝延伸有限元模型Fig.4 Finite element model of fracture extension

首先对线性胶压裂液进行模拟。 针对渗透率为500 mD 的地层, 采用黏度为20 mPa·s 的线性胶压裂液, 以2.4 m3/min 的排量进行压裂, 其拉伸裂缝延伸情况如图5 所示。

图5 线性胶压裂液裂缝延伸数值模拟结果Fig.5 Numerical simulation results of fracture extension with linear gel fracturing fluid

由图5 可知, 拉伸裂缝延伸规模较小, 裂缝半长仅为9.6 m, 裂缝出现穿层扩展现象, 进入上、下隔层, 最大缝宽约1 mm; 隔层内缝长与储层延伸长度接近, 但缝宽较长, 最大缝宽为4 mm, 剪切破裂区半长为10.8 m, 稍长于拉伸裂缝的长度。从模拟结果可知, 由于非交联线性胶压裂液没有造壁性, 不会在裂缝面上形成滤饼, 压裂液将大量滤失进入近裂缝附近地层, 造成孔隙压力升高, 岩石平均有效应力降低, 从而形成剪切破裂区; 同时还可以看到裂缝内外压差小, 压力梯度不大, 垂直于裂缝面的有效应力低, 因而难以形成拉伸型裂缝。而渤海疏松砂岩储层多为特高渗特性, 渗透率一般大于2 000 mD, 利用该模型模拟2 000 mD 疏松砂岩储层的裂缝拓展情况, 如图6 所示。 由图6 可见, 在特高渗(2 000 mD) 储层情况下线性胶压裂液完全滤失, 裂缝面内外压差过小, 不足以支撑裂缝发生剪切和拉伸破坏, 从而无法起裂延伸裂缝。 数值模拟结果与室内试验结果相符, 因此疏松砂岩储层不推荐采用线性胶进行压裂作业。

图6 特高渗储层线性胶压裂液裂缝延伸数值模拟结果Fig.6 Numerical simulation results of fracture extension with linear gel fracturing fluid in ultra-high-permeability reservoir

再利用建立的有限元模型模拟交联压裂液在典型工况下, 疏松砂岩裂缝起裂延伸机理与裂缝特征, 即对排量为2.4 m3/min、 渗透率为500 mD、滤失系数为1.2×10-4m/s0.5下压裂后裂缝情况模拟, 结果如图7 所示。 由图7 可见, 与相同工况下的线性胶压裂液相比, 交联压裂液在压裂过程中滤失得到控制, 形成短宽拉伸缝, 裂缝半长为29.3 m, 最大缝宽为49 mm, 形成拉伸型裂缝, 且裂缝两侧不存在剪切破裂导致的分支裂缝。 因此, 交联压裂液较好的造壁性, 有效减少了压裂液滤失, 在裂缝内外形成较大压差, 有利于形成拉伸裂缝; 储层内孔隙压力变化较小, 不易剪切破裂区, 使得交联压裂液裂缝呈现单一、 平整的短宽拉伸缝形态,有助于储层高效沟通。 模拟结果与试验结果一致。

图7 交联压裂液裂缝延伸数值模拟结果Fig.7 Numerical simulation results of fracture extension with cross-linked fracturing fluid

为了研究压裂排量、 地层渗透率、 压裂液滤失系数等3 个参数对裂缝延伸规律的影响, 采用控制变量的方法, 模拟了不同排量 (1.2 ～4.8 m3/min)、 地层渗透率(200 ～2 000 mD) 和滤失系数( (0.12～1.2) ×10-3m/s0.5) 条件下的裂缝延伸情况, 结果如图8 所示。 根据图8 的模拟结果可知: 施工排量越大, 裂缝长度越长, 宽度缓慢降低且变化不明显, 见图8a。 主要原因是同样泵入量的情况下, 高排量的压裂液作业时间较短, 发生滤失量较小, 从而参与裂缝扩展的有效液体越多,因此裂缝体积相对较大。 渗透率越大, 裂缝长度越短, 裂缝宽度越大, 见图8b。 主要原因为随着渗透率的增大, 地层储层漏失显著加快, 导致裂缝内的液体的有效支撑压力降低, 影响了裂缝长度的延伸。 但裂缝壁面处的液体流通加剧, 从而疏通了缝面液体的压力聚集, 导致裂缝内外压差增大, 增加了裂缝宽度。 随着压裂液滤失系数的增加, 裂缝长度和宽度都显著降低, 见图8c。 因为滤失系数低代表压裂液效率高, 参与裂缝延伸的液体能量大, 从而在长度和宽度两个维度增大了裂缝扩展的体积。

图8 关键参数对裂缝延伸结果的影响Fig.8 Influences of key parameters on fracture extension

3 压裂充填关键参数设计方法与应用

在疏松砂岩裂缝延伸机理研究的基础上, 采用灰色关联度的方法研究各个因素对压裂充填效果影响敏感性, 得到影响压裂增产效果的主控因素, 以此为基础形成压裂充填关键参数设计方法, 从而实现压裂充填作业增产效果的最大化。

3.1 基于灰色关联度的参数敏感性分析

决定压裂充填作业效果的结果参数为裂缝缝长和缝宽, 缝长代表着沟通疏松砂岩储层、 消除储层污染的程度, 表征压裂充填的增产效果; 缝宽代表着近井地带的铺砂浓度和防砂强度, 表征压裂充填的防砂效果。 渤海油田采用压裂充填作业的主要目的是消除近井地带污染、 增加剩余油采出程度, 因此将缝长作为压裂充填效果的主要参考指标。 根据模拟结果, 影响压裂充填缝长的主要因素为排量、渗透率和滤失系数。 为了得到影响压裂效果的主控因素, 利用灰色关联度的方法研究各因素对压裂缝长影响的敏感性, 具体的分析步骤如下[14-16]。

(1) 确定参考序列和比较序列。 首先确定反映系统行为特征的参考序列Y为压裂缝长, 表征压裂充填的增产效果; 影响系统行为的比较序列Xi为影响压裂效果的各因素,X1、X2、X3分别表示压裂排量、 渗透率、 压裂液滤失系数:

(2) 构建数据样本集。 以2.2 节研究得到的数值模拟参数和结果为基础, 构建灰色关联度分析的原始数据样本, 如表2 所示。

表2 灰色关联度分析的原始数据样本Table 2 Original data samples for GRA

(3) 试验数据的无量纲化处理。 利用无量纲化的处理方法消除各个因素不同单位对结果的影响, 常用的无量纲化方法如表3 所示。 各处理方法对敏感性计算结果有一定影响。

表3 常用的无量纲化方法计算公式Table 3 Common dimensionless methods and formulas

(4) 计算关联度系数。 首先计算差序列Δi;然后求取第k个方案第i个因素的关联度系数ξi(k) ; 各个关联度系数进行算术平均, 得到第i个因素的灰色关联度系数ri:

(5) 敏感性排序。 灰色关联度系数直接反映各因素对目标序列的影响程度, 因此根据灰色关联度系数的大小对比较序列进行排序, 得到各个因素的敏感性。

利用以上方法, 求得了不同无量纲化处理方法的计算结果, 如表4 所示。 由表4 可见, 不同无量纲化方法的敏感性结果存在差异, 判断各个处理方法准确性的基本标准是比较序列关联度的差异性,差异性越大说明敏感性结算结果越精确[17]。 通过比较不同方法灰色关联系数的标准差, 得到了最优的无量纲化处理方法为最小值法, 最优的敏感性排序为: 压裂排量＞地层渗透率＞压裂液滤失系数。因此设计阶段, 主要通过改变压裂充填排量以增加压裂充填作业的增产效果。

表4 不同无量纲化方法的计算结果Table 4 Calculation results of dimensionless methods

3.2 压裂充填关键参数优化设计方法

由于压裂缝长主要影响压裂充填增产效果, 而排量和地层渗透率是影响压裂缝长的主要因素, 因此根据大量数值模拟计算结果, 得出裂缝长度随地层渗透率与排量的影响规律, 绘制成疏松砂岩压裂规模图版, 如图9 所示, 以辅助压裂充填作业时关键参数的选择。 由图9 可知: 在较小排量下(1.8 m3/min 以下), 随着地层渗透率增大, 裂缝长度逐渐减小, 当渗透率大于1 000 mD 时, 裂缝长度基本不变; 在较大排量下, 随地层渗透率增大, 裂缝长度不断减小。

图9 疏松砂岩压裂关键参数选择图版Fig.9 Key parameter selection chart for unconsolidated sandstone fracturing

基于图版构建了压裂充填关键参数优化设计方法, 如图10 所示。

图10 疏松砂岩压裂充填关键参数设计方法流程Fig.10 Design workflow of key parameters for fracturing packing in unconsolidated sandstone

以渤海N 油田为例, 进行压裂充填设计: 首先进行该油田地层砂筛析试验, 获取地层砂粒度分布情况; 根据地层砂粒度分布和地质油藏基础数据, 通过海上疏松砂岩防砂图版[18-19], 得到防砂筛管的防砂精度为120 μm; 根据防砂筛管精度和陶粒粒度的对应关系, 得到陶粒的粒度大小为20/40 目; 该井储层的渗透率为2 997.6 mD, 油藏推荐压裂缝长L为20.5 m, 根据图9 初步选择了压裂排量为2.4 m3/min; 根据推荐的排量, 利用压裂软件模拟泵注程序, 并得到模拟缝长L′, 如果L′≥L则设计合理, 如果L′＜L则进一步增大设计排量, 直到模拟缝长达到设计缝长。 本例中模拟的压裂缝长L′为21 m, 大于推荐缝长20.5 m, 因此设计合理, 以此为依据得到了具体的泵注程序。

基于以上研究成果和方法, 渤海油田已经成功进行了170 余井次的压裂充填作业, 累计增油量超160 万m3[20]。 以N 油田为例, 将同一区块压裂充填后单井产量与不压裂充填井进行对比, 结果如图11 所示。 由图11 可见, 压裂充填井无论初期还是稳产后的日产油量皆明显高于高速水砾石充填井,投产3 a 后压裂充填井的产油量是普通防砂井的2.25 倍, 且压裂充填井的生产压差是普通防砂井的75.6%, 未来拥有更大的提产空间。 生产实践证明, 优化设计的压裂充填作业能够在疏松砂岩油藏中达到较好的防砂和增产效果, 逐步成为渤海油田稳产、 上产的重要技术手段。

图11 渤海N 油田压裂充填井增产效果Fig.11 Production stimulation performance of wells treated by fracturing packing in the Bohai N oilfield

4 结 论

(1) 疏松砂岩压裂充填试验发现, 交联压裂液比线性胶压裂液更容易形成单一、 平整的拉伸型裂缝, 而高排量、 低滤失系数压裂液有利于形成较为平整的水力裂缝, 低排量、 高滤失系数可能形成形态复杂的多条水力裂缝, 并造成近井筒储层岩石剪切破坏。

(2) 关键参数对压裂充填效果的数值模拟结果表明, 裂缝长度随压裂液排量增大而增大, 随储层渗透率、 滤失系数的增大而减小; 而裂缝宽度随储层渗透率增大而增大, 随滤失系数和排量的增大而减小。

(3) 利用灰色关联度的方法, 发现关键参数对压裂缝长的影响敏感性排序为: 压裂排量＞地层渗透率＞压裂液滤失系数, 以此为基础形成了一套压裂充填关键参数优化设计方法。

(4) 压裂充填关键参数优化设计方法优化指导了170 余井次的现场作业。 以N 油田为例, 压裂充填井的产油量达到普通防砂井的2.25 倍, 取得了较好的防砂和增产效果, 该技术已逐步成为渤海油田稳产、 上产的重要技术手段。