Z89區塊全縫長壓裂模擬及儲層改造研究

何英偉，吳景春，李紅軍，石 芳，周文秀，趙曼永，王陳英，李明昊，孫 馨

（1.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318； 2.大慶油田有限責任公司第十采油廠，黑龍江大慶 163315； 3.大慶油田有限責任公司第二采油廠，黑龍江大慶 163458； 4.大慶油田有限責任公司第六采油廠，黑龍江大慶 163114）

0 引言

全縫長壓裂技術作為一種在油水井開發領域廣泛應用的技術，近年來引起了學者們的廣泛關注，為了更好地理解和優化該技術的壓裂過程，許多學者進行了大量的模擬研究［1-4］。在進行全縫長壓裂模擬研究之前，需要充分理解相鄰油水井間的對應壓裂和相互連通單砂對應改造的概念。相鄰井間的對應壓裂是指通過對其中一口井進行壓裂處理，使得相鄰的其他井獲得相似的壓裂效果［5-7］。這需要考慮井距、地質條件、壓裂液傳播等因素，以充分利用已壓裂井的經驗和數據，調整壓裂參數和設計方案，實現相鄰井的有效開采［8-10］。相互連通單砂對應改造則是在多個油水井開采同一砂體的情況下，通過對其中一個井進行壓裂改造，實現與其他井的連通性，從而增加整體的產能和開采效果［11-14］。這需要綜合考慮砂體的滲透性、孔隙度等特征，選擇合適的壓裂液和施工參數，以確保改造后各井之間能夠實現良好的流體連通。為了建立一個有效的驅動體系，需要制定相應的評價標準來評估壓裂效果［15-18］。其中，有效對應改造的評價標準應包括增產量的提高、產能的增加、油水井的穩定性和持續性等方面的指標。通過對這些指標的評估，可以判斷對應壓裂是否成功，以及是否達到了預期的經濟效益［19］。而無效對應改造則可能表現為增產效果不顯著、連通性差或產能下降等情況。然而，在實際應用中，全縫長壓裂技術的成功并非總是能夠得到保證［20］。因此，進行全縫長壓裂模擬研究具有重要的意義，可以幫助我們優化壓裂參數和設計方案［21］。

本研究旨在進一步探索Z89區塊的壓裂特性和裂縫行為，以提供關于全縫長壓裂技術在該區塊的優化應用策略。全縫長壓裂技術在油水井開發中具有重要的應用價值。通過進行全縫長壓裂模擬研究，可以更好地理解和優化該技術的應用，明確相鄰油水井間的對應壓裂和相互連通單砂對應改造的概念，并制定相應的評價標準來評估壓裂效果。這將為該技術的實際應用提供科學依據，進一步提高油水井開發的效率和經濟效益。

1 地質特征及實驗方法

1.1 地質特征

Z89 區塊位于朝陽溝背斜翼部，總體構造形態為向北傾斜的單斜構造，內部共有六條近南北向的正斷層，延伸長度15.6～55km，斷距400～1 400m。主要沉積環境為順直分流河道沉積，巖石成分復雜，碎屑中石英占32.12%，長石占32.11%，巖屑占24.66%，平均有效孔隙度15.1%，平均含油飽和度48.7%。研究樣品采集深度1 550m～1 612m，壓裂模擬井的壓裂粒度中值0.097～0.114mm。

1.2 研究方法及原理

為了精確地進行各種地層測量、解決慢速地層橫波測量問題等，以及為在地層P波、S波、斯通利波測量方面進行更進一步研究，本文基于正交偶極陣列聲波成像測井技術，將單極、偶極聲波技術結合，使得X-MAC 成為地球物理學以及巖石彈性特性研究的優秀測井處理方法。

為建立常規測井曲線、楊氏模量、井點泊松比等各種巖體力學參數之間的聯系，本文對基于密度、縱波信息計算得到的巖體力學參數、X-Mac 測井技術計算而來的橫波信息以多種統計學方法進一步研究（圖1）。

圖1 常規測井與巖體力學參數關系式分步回歸統計流程Figure 1 Stepwise regression statistical flow chart of the relationship between conventional logging and rock mass mechanics parameters

1.3 儲層改造方式研究

本次Z89區塊綜合治理試驗旨在通過在典型區塊開展與地質特征和井網方式相匹配的油水井對應改造措施，優化油水井工藝參數，使Ⅳ類儲層建立有效驅動體系、提高儲量動用程度，從整體上改善區塊開發效果，指導朝陽溝油田三類區塊的綜合治理工作（表1）。

表1 油水井儲層壓裂改造工藝對策Table 1 Process countermeasures of oil and water well fracturing reconstruction

考慮到部分水井欠注時間相對較長，油水井分批次實施改造，其中水井優先實施改造，確保地層能量及時補充。

2 壓裂模擬網格模型設計

本文基于三維彈性理論來進行裂縫模擬，并計算水力壓裂的人工裂縫形態，同時考慮到壓裂液與地層的對流轉換。為應對復雜裂縫情況的定量分析，更加精確表征裂縫支撐、分布及人工壓裂動態特征，采用計算機對于各種裂縫形態進行擴展分析。

網格化模型設計對于裂縫模擬精度至關重要。本次用以做全縫長壓裂模擬所建立的儲層地質模型網格精度為5m×5m×0.2m，導入壓裂模擬軟件中的網格精度為縱向0.2m，橫向5m。其中井筒在網格的最中間列，黑色部分為射孔段，隨著壓裂的實施，裂縫向左右兩端推進延伸，左右兩端網格長度為裂縫全縫長，上下為裂縫高度，顏色由淺至深為裂縫張開度的大小變化，顏色越深，裂縫寬度越大（圖2）。

圖2 翻109-69-1井1 270m～1 286m深度段綜合治理壓裂裂縫展布Figure 2 Fracture layout map of the 1 270～1 286m depth of well Fan109-69-1

3 全縫長壓裂數值模擬

如圖3 所示，孔隙度在縱向和橫向上存在較強非均質性，反映出砂泥巖剖面泥質含量的非均質性變化，這將直接影響到裂縫的產生和展布。將滲透率剖面網格與孔隙度對比發現，二者相關性明顯，但并非都正相關，泥巖段孔隙度很大，但滲透率卻很小，與實際情況相符。

圖3 翻104-58井孔隙度、滲透率網格分布Figure 3 Grid distribution of porosity and permeability of well Fan104-58

通過泊松比的網格分布圖（圖4）看出，壓裂層段上下存在相對穩定的泥巖夾層，在壓裂過程中，這些夾層會起到遮擋作用，限制裂縫高度的延伸。而壓裂的砂巖層段普遍存在較高的楊氏模量，井筒左右的兩個方向的楊氏模量分布具有明顯差異，將可能直接導致裂縫分布的不對稱性。

圖4 翻104-58井泊松比、楊氏模型網格分布Figure 4 Grid distribution of Poisson’s ratio and Young’s model of well Fan104-58

根據以下最小水平主應力公式，計算得出最小水平主應力的剖面網格分布。

式中：pc為最小主應力，MPa；v為泊松比；Dtv為垂直應力增量；α為巖石體積膨脹系數；γp為地下水壓力，MPa；poff為斷裂開放應力，MPa；E為巖石的彈性模量，MPa；εx為水平應力方向產生的應變；σt為巖石的抗拉強度，MPa。

根據最小水平主應力剖面網格分布（圖5）可以看出，壓裂層段的上下邊界存在較穩定的泥質夾層，上下應力差值較大，可達到7MPa，不易壓竄。

圖5 翻104-58井垂直Boit系數、水平Boit系數、最小水平主應力網格分布Figure 5 Grid distribution of vertical and horizontal Boit coefficient and minimum horizontal principal stress of well Fan104-58

3.1 全縫長壓裂模擬結果

表2 為Z89 區塊壓裂參數設計表，投產初次壓裂設計半縫長規模為80m，平均加砂量控制在6～7m3，平均加砂強度控制在2.9m3/m，壓裂液用量控制在45m3左右，設計平均單井壓裂層段數為3.5 個，改造砂巖厚度為16.9m，其中有效厚度為14.2m，平均穿透比為0.85。

表2 壓裂參數Table 2 Fracturing parameter

在嚴格依據現場投產壓裂的壓裂施工程序的基礎上，對全區60 口井共計235 個層段進行了全縫長壓裂數值模擬。

模擬結果顯示Z89區塊投產壓裂裂縫展布與預期設計80m 半縫長的目標存在一定差異，裂縫左右兩翼大多呈不對稱狀，兩翼縫長與設計縫長的差距情況各不相同。在下一步進行綜合治理壓裂時，應予以高度重視，嚴格控制加砂量和加砂程序，防止水竄和水淹等情況的發生。

通過與壓裂設計規模（80m）進行對比，按裂縫左翼（NE17.5°方向）和裂縫右翼（NE197.5°方向）分別統計了Z89區塊60口井投產壓裂共計235個層段的壓裂規模情況（表3）。

表3 投產壓裂裂縫規模層段數統計Table 3 Statistics scale and number of fractures put into operation

如圖6所示，C表示縫長超過設計規模（80m），D表示縫長達到設計規模（80m），B 縫長不夠設計規模（80m），其中B D 表示沿NE17.5°方向產生的裂縫縫長不夠設計規模（80m），沿NE197.5°方向產生的裂縫達到設計規模（80m）。

圖6 投產壓裂裂縫規模分布餅圖Figure 6 Pie chart of scale of fractures put into operation

統計結果顯示，該區塊投產初期壓裂的60口井共計235 個層段中，約有34%的層段在壓裂過程中沿最大水平主應力方向產生的兩條主裂縫的縫長均超過設計半縫長規模80m；約有21%的層段在壓裂過程中沿最大水平主應力方向產生的兩條主裂縫中只有一條主裂縫達到設計半縫長規模80m 而另一條主裂縫則超過或未達到設計規模；約5%的層段在壓裂過程中沿最大水平主應力方向產生的兩條主裂縫的縫長均未達到設計半縫長規模80m；僅有5%的層段在壓裂過程中沿最大水平主應力方向產生的兩條主裂縫的縫長均達到設計半縫長規模80m。該統計結果可對綜合治理區下一步需進行重復壓裂的井的壓裂施工設計提供一定的指導。

3.2 微地震監測對比分析

在本次綜合治理試驗中，在油井壓裂的同時采用井下微地震裂縫監測技術，通過在鄰井布置地震傳感器，連續記錄因壓裂引起的微地震活動，對地震波數據進行處理和解釋，獲得人工裂縫的準確走向、空間形狀、尺寸等數據（圖7、圖8）。通過對比微地震監測結果，對全縫長壓裂模擬結果進行補充和修正，使其更接近實際。

圖7 F111-67-2井壓裂微震能量水平切片圖Figure 7 Horizontal slice of fracturing microseismic energy of well F111-67-2

圖8 F111-69-1井壓裂微震能量水平切片圖Figure 8 Horizontal slice of fracturing microseismic energy of well F111-69-1

以上微地震監測結果可與壓裂模擬結果相互修正，但再利用微地震結果佐證壓裂模擬結果時也應該掌握好分寸，對其局限性需有一定的認識。

3.3 壓裂施工參數分析

水力壓裂時包括三個主要技術環節：一是在儲層中劈開裂縫；二是把劈開的裂縫通過支撐劑支撐；三是把井筒中的支撐劑頂替到儲層中。如圖9示，該射孔段下段應為應力較集中區域，支撐劑未能進入，所以未能形成有效裂縫。

圖9 翻109-69-1井1 270m～1 286m綜合治理壓裂裂縫內支撐劑濃度（kg/m3）分布Figure 9 Distribution of proppant concentration（kg/m3）in fractures of well Fan109-69-1 from 1 270m to 1 286m depth

4 結論

1）在進行全縫長壓裂模擬研究之前厘清了Z89區塊壓裂的幾個基本概念，分別為相鄰油水井間的對應壓裂、相鄰油水井間相互連通單砂對應改造，并建立了相鄰油水井間單砂體有效驅動體系的評價標準，分別為有效對應改造和無效對應改造。通過對比微地震監測結果，對全縫長壓裂模擬結果進行補充和修正，使其更接近實際。

2）利用正交試驗方法，控制其他參數為一定，當施工規模達到一定程度后，裂縫程度與施工規模成反比，所以小排量施工反而有利于降低壓裂液在縫中的壓力梯度，從而可以控制裂縫高度。

3）以產生東北17.5°方向的單一縫為主，由于縱向上多起河道疊加的砂巖之間泥質夾層和應力夾層發育，且應力差普遍在2MPa 以上，縱向穿層的概率較小，導致單個裂縫的高度一般較小，3～5m，而裂縫寬度普遍較小，導流能力較小，是長期以來成產效果逐漸變差的主要原因。