致密砂岩油藏体积压裂簇间距优化新方法

致密砂岩油藏体积压裂簇间距优化新方法
王天驹;陈赞;王蕊;吴春方;徐鸿志;郝志伟
【摘要】为了增大致密砂岩油藏体积压裂改造体积,需要对水平井分段压裂射孔簇间距这一关键参数进行优化.一般基于诱导应力分析进而优化簇间距的方法,存在无法与实际泵注程序有效结合的问题,也就不能有针对性的优化簇间距.基于有限元方法,借助ABAQUS软件,建立转向裂缝起裂扩展模型,以天然裂缝开启准则和临界转向簇间距为优化标准,结合实际泵注程序,综合考虑诱导应力和缝内净压力的耦合效应,形成了簇间距优化方法.研究认为,在诱导应力的作用下,存在一个可使主应力发生反转的临界转向簇间距,且随着施工排量的增加,该临界转向簇间距也越大;当簇间距取该临界值时,储集层水平主应力较为接近,主裂缝沟通天然裂缝起裂转向,最易形成复杂裂缝,这可作为优化簇间距的一个标准.现场应用表明,在依据该方法优化的簇间距下,主裂缝可沟通天然裂缝起裂转向,增大改造体积,改善致密砂岩油藏体积压裂效果.
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】2019(040)003
【总页数】6页(P351-356)
【关键词】致密砂岩油藏;体积压裂;簇间距优化;裂缝转向;有限元;临界转向簇间距【作者】王天驹;陈赞;王蕊;吴春方;徐鸿志;郝志伟
【作者单位】中国石油集团工程技术研究有限公司,天津300451;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油集团工程技术研究有限公司,天津300451;中国
石化石油工程技术研究院,北京100101;中国石油集团工程技术研究有限公司,天津300451;中国石油集团工程技术研究有限公司,天津300451
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.1
传统的水平井分段压裂工艺采用单段射孔+压裂的方式改造储集层，改造区域有限，往往不能满足致密油、致密气及页岩气等非常规能源增产稳产的需要。

针对这种情况，国内外研究并形成了体积压裂工艺技术，并成功应用于致密砂岩、页岩油气藏的开发[1-5]。

体积压裂工艺特点在于水平井分段压裂多簇射孔，三维方向立体改
造储集层，现场试验及应用效果良好，增产效果显著[6-11]。

但压裂过程中过多增加段数和簇数会提高改造成本，并带来额外的施工风险；段数和簇数太少则无法有效沟通更多的天然裂缝，也就无法达到形成缝网并增大压裂改造体积的效果。

因此，如何更精细地优选合适的簇间距，既满足簇间天然裂缝开启和沟通、增大改造体积的要求，又能够降低施工成本就显得十分重要。

前人关于簇间距优化方法的研究，大多是通过油藏数值模拟方法，基于产量的变化确定簇间距，该方法可以直观地反映簇间距与产量的关系，但很难考虑裂缝扩展过程中地应力的变化对天然裂缝开启的影响[12]。

之后有学者研究发现，在施工过程中，压开储集层且不断延伸的主裂缝会在其周边形成一个诱导应力场[13-14]，从
而改变裂缝附近储集层的地应力分布，影响主裂缝间天然裂缝的开启和扩展[15-17]。

由此提出基于对先压裂缝产生的诱导应力场的分析，从最大水平主应力和最
小水平主应力方向上的诱导应力差与原始最大水平主应力和最小水平主应力之差的比较来优化簇间距，这给簇间距优化打开了一个新的思路[18-20]，但该方法无法
与实际泵注程序有效结合，也不能直观反映压裂施工排量对簇间距优化的影响。

因
此，为探究更准确且适用于致密砂岩储集层体积压裂的簇间距优化方法，便于快速合理优选簇间距，本文以鄂尔多斯盆地南部致密砂岩油藏为例，借助有限元分析软件，研究不同簇间距和不同压裂施工排量下压后诱导应力变化规律，结合实际泵注程序，综合考虑诱导应力和缝内净压力的耦合效应，通过簇间天然裂缝开启、转向条件分析，得出适用于该区块的簇间距优化图版，以提高储集层改造的针对性。

1 不同簇间距和不同施工排量下诱导应力场分析
以鄂尔多斯盆地南部致密砂岩油藏为例建立裂缝扩展模型，根据储集层测试资料，目的层延长组长8储集层孔隙度为4.00%～10.00%，平均孔隙度为6.54%；渗透率为0.10～1.40 mD，平均渗透率为0.33 mD，属于低孔特低渗储集层。

目的层
上覆岩层压力为34.0 MPa，最大主应力为28.8 MPa，最小主应力为23.2 MPa，两向应力差为5.6 MPa.储集层弹性模量为19 200 MPa，泊松比为0.28.储集层深度1 356 m处的孔隙压力为13.0 MPa.
在此基础上，通过ABAQUS有限元分析软件，建立300 m×150 m×80 m长方
体模型，采用线性三维八节点孔隙压力单元C3D8P结构化网格进行网格划分，在内部预置2个零厚度cohesive单元作为裂缝扩展面，采用渗流-应力-损伤耦合方法，利用零厚度黏结单元的损伤模拟不同簇间距两簇裂缝压裂延伸过程，水力裂缝的扩展面与地层初始最小主应力方向（即x方向）垂直，模型示意图如图1所示。

先控制单簇裂缝分别在压裂施工排量为6 m3/min，8 m3/min和10 m3/min下起裂，计算得到单簇射孔下裂缝周围诱导应力场变化规律（图2）。

从图2可以看出，x方向和y方向的诱导应力随着距裂缝面距离的增加而减小，开始下降较为明显，最后逐渐趋于稳定，且x方向诱导应力下降幅度更为明显。

图1 两簇裂缝簇间距优化模型示意图
图2 单条裂缝诱导应力与距裂缝面距离的关系
分别取施工排量为6 m3/min，8m3/min和10m3/min，簇间距为15 m，25 m，
30 m和50 m，计算不同施工排量和不同簇间距下两簇裂缝扩展情况，得到簇间诱导应力变化曲线（图3，图4）。

x方向为原始最小主应力方向。

从图3可以看出，当簇间距小于30 m时，越靠近两裂缝正中间，诱导应力就越大，靠近裂缝面的位置，诱导应力则较小；而随着簇间距的增加，整体诱导应力均逐渐减小，且两裂缝正中间与裂缝面处诱导应力差距逐渐缩小，当簇间距增至50 m后，两者大小关系发生反转，裂缝面处的诱导应力开始大于两裂缝正中间的诱导应力。

这是因为每簇裂缝扩展产生的诱导应力在裂缝间存在叠加现象。

从单簇裂缝x方向诱导应力变化规律可以看出，当簇间距小于30 m时，诱导应力相对较大，因此裂缝间叠加后总的诱导应力较大；随着簇间距增加，诱导应力下降明显，导致叠加后的诱导应力明显减小。

y方向为原始最大主应力方向。

从图4可以看出，随着簇间距增大，y方向诱导应力逐渐减小，这一规律从单条裂缝y方向诱导应力变化规律中也可以找到原因。

图3 不同施工排量下x方向诱导应力与簇间距的关系
图4 不同施工排量下y方向诱导应力与簇间距的关系
2 簇间距优化方法
簇间距优化应当以有利于簇间天然裂缝开启和转向为目标，这可以使主裂缝与天然裂缝更好地沟通并形成缝网，最大限度地增加改造范围，提高压裂后产能。

2.1 天然裂缝起裂判别标准
根据文献［20］提出的线性扩展准则，储集层张性
破裂和剪性破裂时，裂缝内净压力分别应满足：
式中 Kf——天然裂缝面的摩擦因数；
pnet,剪——天然裂缝发生剪性破裂时裂缝内净压力，MPa；
pnet,张——天然裂缝发生张性破裂时裂缝内净压力，MPa；
θ——天然裂缝与主裂缝夹角，rad；
σh——储集层最小水平主应力，MPa；
σH——储集层最大水平主应力，MPa；
τ0——天然裂缝内岩石的黏滞力，MPa.
当θ=π/2时，（1）式右端有最大值，最大值为σH-σh.因此，天然裂缝或地层弱面发生张性破裂的最小裂缝内净压力为储集层水平主应力差。

当θ=π/2时，（2）式右端有最大值，最大值为τ0/Kf+σH-σh.
通常取天然裂缝内岩石的黏滞力τ0=0，故而，天然裂缝能够发生剪性破裂的最小裂缝内净压力也为储集层水平主应力差。

因此，若使天然裂缝张开、延伸并形成缝网，前提是裂缝内净压力大于储集层水平主应力差值。

2.2 簇间距优化
净压力在体积压裂过程中作为主导天然裂缝开启并与主裂缝形成缝网的关键因素，其大小与实际泵注程序和施工排量等密切相关。

结合该致密砂岩储集层条件，借助压裂设计软件，根据实际泵注程序，进行不同施工排量下体积压裂模拟，得到施工排量为6 m3/min，8 m3/min和10 m3/min下的主加砂阶段净压力分别为5.0 MPa，5.5 MPa和6.0 MPa（图5）。

起裂裂缝周围的应力场是原地应力场和诱导应力场共同作用的结果，结合前述诱导应力计算，综合考虑诱导应力和裂缝内净压力的耦合效应，通过研究不同簇间距下施工排量和储集层水平应力差的关系来判定是否可开启天然裂缝并促使裂缝发生转向，进而优化合理簇间距。

考虑到两射孔簇中间的储集层范围因诱导应力作用距离有限，最不易于主裂缝沟通天然裂缝起裂转向，若能保证该范围内天然裂缝起裂转向，可表明簇间能够形成缝网，实现体积压裂的目的。

因此，考查不同簇间距和不同施工排量下两射孔簇中间的储集层范围应力场变化，并在此基础上绘制簇间距优化图版（图6），可以直观反映施工排量对簇间距优化的影响，并可得到以下结论。

（1）从图5可知，在主加砂阶段6 m3/min，8 m3/min和10 m3/min的施工排量下，裂缝内净压力为4.0～7.0 MPa；综合图6可分析得到，簇间距取100 m 以内，施工排量为6 m3/min，8 m3/min和10 m3/min时，储集层水平主应力差均小于4.0 MPa.因此，对应的净压力均大于储集层水平主应力差，可满足前述簇间天然裂缝起裂判别标准。

图5 不同施工排量下裂缝内净压力计算结果
图6 不同施工排量下两向水平主应力差与簇间距的关系
（2）不同施工排量下的储集层水平应力差变化曲线均对应一个应力差为0的临界转向簇间距，在这一距离之内水平应力差为负，其绝对值呈递减趋势。

其中，在簇间距小于25 m时水平主应力差绝对值较大，但随簇间距变化不明显，当簇间距为25～30 m时水平主应力差绝对值呈明显下降趋势，当簇间距增至30 m时水平主应力差绝对值缓慢下降，直至水平应力差为正值并逐渐增大，这一趋势主要是源于簇间诱导应力的变化。

（3）随着施工排量的增加，临界转向簇间距（图6中水平主应力差为0时的簇间距）也越大。

在临界转向簇间距附近，两向水平主应力较为接近，易于主裂缝沟通天然裂缝起裂转向造复杂裂缝，可以作为优化簇间距的一个标准。

（4）综合分析，在鄂尔多斯盆地南部致密砂岩油藏条件下，施工排量为6～10 m3/min，簇间距为25～30 m时可实现开启天然裂缝，并促使簇间裂缝转向，进而增大改造体积。

若施工排量较大，可适当增加簇间距，减少段数，满足改造效果的同时，减少施工周期和风险。

3 现场应用与效果
应用本方法对鄂尔多斯盆地南部致密砂岩区块一口水平井进行了体积压裂改造，该井水平段长度453 m，储集层垂深1 476.4～2 073.0 m，目的层上覆岩层压力31.0 MPa，最大水平主应力27.2 MPa，最小水平主应力22.5 MPa，储集层原始
水平主应力差4.7 MPa，综合天然裂缝发育情况及可压性分析，该井具备实施体
积压裂的条件。

设计采用泵送桥塞+射孔联作分段压裂工艺，共分6段压裂，段间距70 m，除第
一段外，其余每段两簇射孔。

在设计排量6 m3/min情况下，通过本方法的计算
分析，结合测井及含油气显示情况优化簇间距为23 m.
通过压后分析，从图7可以看出，G函数压力曲线较早地偏离了外推过原点的直
线辅助线，曲线前期有明显的“上凸”状，且波动剧烈，幅度也较大，说明在该簇间距下压裂过程中主裂缝沟通多条天然裂缝起裂转向，增大了改造体积。

压裂后最高日产油10.5 t，与同层位采用单段压裂及簇间距较大的水平井相对比，增产明显，说明较好地达到了体积改造的目的。

图7 根据压裂数据拟合的压后G函数压力曲线
4 结论
（1）考虑渗流-应力耦合，建立致密砂岩油藏三维两簇裂缝起裂的扩展模型，计
算不同排量、不同簇间距下诱导应力变化规律，原始最小主应力方向上，当簇间距小于30 m时，越靠近两缝正中间诱导应力就越大，而随着簇间距的增加，整体诱导应力减小的同时，缝面处的诱导应力逐渐大于两缝正中间的诱导应力；原始最大主应力方向上，无论簇间距大小，两缝中间处诱导应力均小于缝面处诱导应力。

（2）结合实际泵注程序下的净压力计算，绘制不同排量下簇间距优化图版，可以看出不同排量下都存在一个临界转向簇间距，当簇间距接近临界转向簇间距时，对造复杂裂缝较为有利，这可以作为优化簇间距的一个标准。

（3）针对鄂尔多斯盆地南部致密砂岩储集层条件，采用簇间距优化方法，优选25～30 m为合理簇间距，在该簇间距下，施工排量6～10 m3/min可使主裂缝
沟通并开启簇间天然裂缝，并促使裂缝发生转向，增大改造体积。

应用该方法可较好实现致密砂岩储集层体积压裂簇间距优化，有效改善体积压裂改造效果。

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