致密储层体积压裂改造体积的数值模拟

致密储层体积压裂改造体积的数值模拟

低渗透、致密储层的物理差异、空隙结构的复杂性、孔率和喉咙的小直径。传统的压裂技术很难达到预期的生产效果。但是储层中天然裂缝发育,压裂施工中可以通过优化排量、低液体黏度等技术达到缝内净压力裂缝开启条件,使得沿主裂缝壁面延伸并沟通多条次生裂缝与微裂缝,最终在地层中形成复杂裂缝网络,从而大幅度提高压后单井产能,该技术即为体积压裂技术。在致密储层改造实例中,复杂的网络系统与井筒有效的连接,双翼裂缝的裂缝长度与导流能力的概念已经不再适用,因此提出储层改造体积来描述单井的生产动态。笔者研究致密储层典型缝网形态的储层改造体积及缝网参数对单井生产动态的影响。1储层改造体积和裂缝发育范围长庆油田三叠系长7储层类型单一,主要受岩性控制,构造变化缓和,平均埋深2.241km,原始地层压力16.8MPa,平均孔隙度8.8%,平均渗透率0.19×10-3μm2。区域水平最大主应力与最小主应力的差值变化较小,最大主应力方向为北偏东75°。岩心观测及现场测试结果显示该储层中发育有两组天然裂缝,主要为北东向,其次为北西向。基于长7储层地质特征建立考虑最大主应力方向的概念模型,并首次采用等效加密法(EQ-LGR)对不同缝网形态、缝网参数的体积压裂典型方案进行模拟研究。模型中以主裂缝(沿最大主应力方向北东75°)为缝网系统的主干,次裂缝沿主裂缝壁面延伸并与天然裂缝交错形成复杂缝网,通过合并加密技术将主次裂缝贯通。定义“主裂缝长度a”和“次裂缝宽度b”来表征裂缝扩展的广度和宽度见图1,缝网系统所包括的范围即为单井的储层改造体积的范围。缝网系统内的裂缝间距以及主、次裂缝导流能力各不相同,裂缝间距s指的是每两条平行次裂缝间的距离。式中,VSR为储层改造体积,m3;a为缝网长度,m;b为缝网宽度,m;h为缝网高度,m。2结论分析2.1体积压裂改造本例中直井常规压裂的缝长与体积压裂主裂缝长度相同,次生裂缝网络面积为2×104m2,裂缝网络的导流能力为0.7μm2·cm。致密储层基质渗透率极低,常规压裂单井产能约为1m3,单一裂缝的压裂方式已经不能满足生产需求,因此想要获得较高的产量必须进行体积压裂改造。图2给出了直井常规压裂和体积压裂改造生产10a后的产量及压力分布。从图2(a)中可以看出,体积压裂改造后单井产能较常规压裂大幅度提高。图2(b)中浅色区域代表的是油藏的初始压力,生产初期常规压裂的泄油区域仅在两翼裂缝附近,而体积压裂可以形成复杂裂缝网络,增大了与储层的有效接触面积,压力波已经扩散到次裂缝网络边缘;10a末,垂直于主裂缝壁面方向的储层动用程度也明显增加,其泄油面积要远大于前者。另一方面,复杂缝网结构内部渗流模式也发生了改变,基质向裂缝的“长距离”线性流变成“短距离”线性流,缝网系统内基质向裂缝流动的有效驱动压力大大降低;相同的驱替压差下,裂缝网络对产能贡献大于60%。由此可见,体积改造技术不仅能够提高储层动用,还可以改善油藏渗流环境,从而大幅度提高单井产能。2.2储层改造体积致密储层改造过程不同于页岩储层,由于储层渗透率极低,如果地层中不能有效地沟通天然裂缝,将会导致产量极低或没有产量,因此裂缝网络体积将直接决定最终的开发效果。以矩形缝网为例在缝网长宽比不同的情况下,研究储层改造体积对单井生产动态的影响(表1)。图3为不同储层改造体积产油量对比(裂缝间距s为50m)。由图3可见不同储层改造体积的单井初期产量变化不大,但是储层改造体积越大,稳产阶段单井产量越高,最终累积产油量及采出程度也越大。开采10a后,当VSR从112×104m3增加到252×104m3时,储层改造体积增加了55%,累积产油量增加了26%,而当VSR从252×104m3增加到448×104m3时,储层改造体积增加了43%而累积产油量仅增加了8%,也就是说储层改造体积增加了近一倍。累积产油量提高了不到1/10。这说明在相同的开发时刻,随着储层改造体积的增大,累积产油量增幅迅速降低,累积产油量逐渐趋于平缓。这主要是由于单井控制储量十分有限,无限制增加储层改造体积并没有多大意义。同时,增加储层改造体积还会加大压裂规模,增加施工难度。图4为缝网长宽比与累积产油量的关系。由图4可见,在储层改造体积相同的条件下,随着缝网长宽比逐渐增大,单井的开发效果主要受到缝网长度即主裂缝长度的影响。a∶b=1∶4时次裂缝缝网长度虽然较大,但在开发过程中并不占明显的优势,所以在体积压裂设计中要达到理想压裂效果也应保证一定的缝网长度。2.3缝煤参数对存储层重建体积的影响2.3.1储层改造体积图5为不同裂缝间距时累积产油量与储层改造体积的关系。在裂缝间距s较小(20m)时,较大的储层改造体积才会体现出更好的开发效果。这主要是因为在相同的储层改造体积下,裂缝间距越小即次裂缝越密集,储层改造范围内油藏流体从基质向裂缝流动的距离越短,渗流阻力越小,最终累积产油量也较高。2.3.2储层改造体积和主裂缝引流能力对于常规压裂,单一裂缝的导流能力是评价裂缝质量的重要指标,它对油井生产动态指标影响很大。同样,体积压裂裂缝网络导流能力也直接影响最终的开发效果。在体积压裂改造过程中,当支撑剂均匀地分布在裂缝网络中时,次裂缝具有一定的导流能力;而当支撑剂主要充填于主裂缝中,只有少部分支撑剂运移至裂缝网络时,主裂缝的导流能力占据主导地位,由支撑剂的类型和浓度决定,次裂缝的导流能力很小,约为主裂缝的1/30。图6为主、次裂缝导流能力与累积产油量的关系。由图6(a)可以看出,相同的储层改造体积下,主裂缝导流能力越大累积产油量越高;主裂缝长度和导流能力一定时,增大储层改造体积对累积产油量的贡献并不明显。由图6(b)可知,累积产油量也随次裂缝导流能力的增大而增加,并且储层改造体积越大,累积产油量增幅越明显。在裂缝网络改造范围较小时(VSR=100m×400m×28m),累积产油量随着次裂缝导流能力继续增加逐渐趋于平缓。同时还可以看出,次裂缝对产能的贡献将随着储层改造体积增加呈上升趋势,当次裂缝导流能力大于4μm2·cm时,累积产油量随储层改造体积的增加而迅速提高。可见,体积压裂设计中主、次裂缝导流能力也是必须考虑的因素。2.3.3缝网形态对比结果缝网形态不仅与压裂地质特征有关,还受到压裂施工工艺的影响,体积改造过程中可以根据不同的压裂施工工艺组合,得到不同的缝网形态。当缝网储层改造体积、主次裂缝导流能力及裂缝总长度一定时,对矩形、正方形、椭圆3种缝网形态进行对比,结果见图7。由图7(a)可以看出,椭圆形缝网、矩形缝网10a末累积产油量要远高于正方形缝网的,其中椭圆形缝网的开发效果最好;但由图7(b)可知,从储层垂向动用程度来讲,椭圆形、正方形缝网形态又要优于矩形缝网,这是因为主裂缝导流能力较大,开采初期缝网系统内泄油区域以主裂缝为主,裂缝网络为辅;随着开采时间的增加,压力波及范围逐渐增大,传播至缝网边缘,此时有效裂缝体积较大的缝网形态的储层垂向动用程度较好(如椭圆形缝网),有效裂缝体积是指与井筒连通的有效泄油区域内裂缝体积。虽然正方形缝网形态的有效裂缝体积也比较大,但其主裂缝长度不占优导致开发效果较差。3储层改造体积相同时,裂缝间距和采油效果应视地下主、次裂缝引流能力(1)利用体积压裂技术能够在地层中形成复杂裂缝网络,改善了油藏流体的渗流环境,提高了储层动用程度,是致密储层一种非常有效的增产手段。(2)单井的储层改造体积并不是越大越好,在保证压裂措施工艺承受的范围内使得产量最大化是进行储层改造体积设计的首要目标;当储层改造体积相同时,单井的开发效果主要受到缝网长度即主裂缝长度的影响。(3)裂