致密油藏水平井组井间地应力场时空演化特征.pdf
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1、1958西南石油大学学报(自然科学版)2024 年 4 月 第 46 卷 第 2 期Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition)Vol.46 No.2 Apr.2024DOI:10.11885/j.issn.1674 5086.2021.11.13.01文章编号:1674 5086(2024)02 0077 10中图分类号:TE348文献标志码:A致密油藏水平井组井间地应力场时空演化特征张羽鹏1*,吕振虎1,李嘉成1,陈小璐1,盛 茂21.中国石油新疆油田分公司工程技术研究院,新疆 克拉玛依 8340
2、002.油气资源与探测国家重点实验室 中国石油大学,北京 昌平 102249摘要:水平井组开发致密油藏时,孔隙压力大幅下降会显著改变井间地应力的大小与方向,迫使加密井压裂裂缝朝向老井压力衰竭区扩展,导致加密井产量受限。因此,掌握致密油藏井间地应力场时空演化特征是加密井布井与压裂时机优选的重要基础。针对新疆油田金龙 2 井区致密油藏,基于岩石多孔弹性理论,建立了双水平井组应力 渗流耦合模型,数值模拟得到随孔隙压力下降,井间地应力场的动态变化规律。以水平主应力方向发生反转时的孔隙压力变化值为评价指标,开展了储层物性和压裂完井参数对地应力时空演化特征的影响规律。结果表明,随孔隙压力下降,井间最大水平
3、主应力方向发生反转;储层基质渗透率、井间距减小,单井单位储层厚度日产量及压裂缝间距增加会加快主应力反转,而初始储层孔隙压力对水平主应力变化趋势无影响,其中主要影响因素为井间距。关键词:致密油藏;水力压裂;渗流;孔隙压力;地应力场Interwell Geostress Field Evolution of Horizontal Well Group inTight Oil ReservoirsZHANG Yupeng1*,LU Zhenhu1,LI Jiacheng1,CHEN Xiaolu1,SHENG Mao21.Engineering Research Institute,Xinjiang
4、 Oilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China2.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting,China University of Petroleum,Changping,Beijing 102249,ChinaAbstract:When horizontal well group develop tight oil reservoirs,the decrease of pore pressure will significantly change
5、thedistributionofinterwellgeostress.Sothefracturesininfillwellstendtopropagatetowardthedepletedregion,andtheproductionof infill wells is limited.Therefore,the spatio-temporal evolution characteristics of interwell stress field in tight oil reservoirsis an important basis for well layout and fracturi
6、ng optimization.Based on the porous elastic theory and the developmentparameters of typical tight oil reservoirs,a stress-seepage coupling model was built to find out the dynamic variation of thegeostress field between horizontal wells with the decrease of pore pressure.Taking the change of pore pre
7、ssure as the evaluationindex when the horizontal principal stress direction inverse,carry out the effect of reservoir physical property and fracturingcompletionparametersonthespatial-temporalevolutionofgeostress.Resultsshowthatthedirectionofthemaximumhorizontalprincipal stress between wells changes
8、with the decrease of pore pressure;the horizontal principal stress inversion is acceleratedby the decrease of reservoir matrix permeability or well spacing or the increase of daily production per well or pressure fracturespacing.The initial pore pressure has no influence on the variation trend of ho
9、rizontal principal stress,and the main factor iswell spacing.Keywords:tight oil reservoir;hydraulic fracturing;fluid flow;pore pressure;geostress field网络出版地址:http:/ 86.ZHANG Yupeng,LU Zhenhu,LI Jiacheng,et al.Interwell Geostress Field Evolution of Horizontal Well Group in Tight Oil ReservoirsJ.Journ
10、al ofSouthwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2024,46(2):7786.*收稿日期:2021 11 13网络出版时间:2024 03 26通信作者:张羽鹏,E-mail:Z基金项目:中国石油科技创新基金(2018D 5007 0308)78西南石油大学学报(自然科学版)2024 年引言水平井组多级压裂被公认为是高效开发致密油藏的关键技术之一,其有效提高了油藏控制面积和最终采收率1 4。然而,生产实践表明,开采数年后,在水平井组间布置加密水平井,其压裂增产效果普遍低于老井5。其原因是孔隙压力大幅下降会显著改变
11、井间地应力的大小与方向,迫使加密井压裂裂缝朝向老井压力衰竭区扩展,导致加密井产量受限6 7。因此,有必要建立耦合孔隙压力变化的地应力计算模型,掌握致密油藏井间地应力场时空演化特征,优选加密井布井与压裂时机。Lindsay 等率先统计北美主要页岩油气盆地加密井产量数据,发现约 70%80%加密井的单位井筒长度产量不及老井产量的 50%,引发国内外学者关注,揭开了加密井地应力场与油藏数值模拟研究的序幕5。Roussel 等建立了水平井组开发致密储层流固耦合油藏模型和压裂裂缝扩展模型,发现井间应力场随生产时间延长发生转向,且局部水平主应力差逐渐降低,迫使加密井裂缝发生非平面扩展8。Guo 等针对北美
12、 Eagle Ford 页岩油藏,建立了可描述油水两相渗流与岩石变形多场耦合的三维地应力有限元模型,发现水平井组生产 12 个月后井间地应力场显著改变,18 个月后水平主应力方向反转 90 9。Zhu 等针对涪陵页岩气藏,建立了考虑天然裂缝的加密井压裂裂缝扩展模型,发现生产约 5 a 后井间水平主应力差增加,加密井的压裂裂缝复杂度相较老井大幅降低,并获得微地震监测信号的证实10 11。Yang 等基于多孔弹性理论建立了致密储层应力 渗流耦合模型,同时,利用离散裂缝扩展模型模拟加密井压裂裂缝扩展行为,发现井间水平主应力下降源于加密井裂缝朝向老井压力衰竭区扩展的力学机制12。Rezaei 等基于所
13、建立的瞬态全耦合孔隙弹性模型,研究了泵注压力、井间距、压裂缝间距及水平主应力差等因素对加密井压裂裂缝扩展行为的影响,结果表明,初始水平主应力差小、老井压裂缝间距小及加密井泵注压力低均有利于延缓加密井裂缝扩展进入老井压力衰竭区13。Zheng 等针对北美 Haynesville 页岩气藏,建立了可综合描述地质构造、油藏应力 渗流耦合、水力压裂裂缝扩展等多物理属性与过程的加密井油藏数值模拟方法,证实了加密井单位井筒长度的产量低于老井,发现增加井间距可降低加密井与老井产量差距14。Sangnimnuan 等针对立体水平井组开发北美 Permain 盆地页岩油,建立了可描述地质分层的三维油藏 地质力学
14、模型,发现在未开发的层系布置加密井,可降低老井对加密井的应力干扰和产量15。Kumar 等利用地质力学油藏模拟器,耦合三维水力压裂模拟器,模拟发现加密井裂缝在非均匀地应力场作用下,呈现出显著的非对称扩展特征16。张金才等基于地应力与岩性分析,提出准确确定水平主应力的大小与方向并将水平井布设在有利方位与有利层位,可以减小地应力对压裂的不利影响17。位云生等分析了威远区块压裂平台的 6 口水平井生产数据,表明水平井压裂段长度、改造段数及簇数与页岩气产量呈明显正相关关系18。赵金洲等采用数值模拟方法研究裂缝对原始地应力产生的影响,结果表明,张开的水力裂缝会在其周围产生诱导应力,压裂液的滤失则会导致地
15、层孔隙压力变化,裂缝内净压力越高、压裂裂缝越长,水平应力差异系数越小19 20。曾青冬等采用数值模拟的方法研究压裂裂缝对裂缝间的应力干扰,认为小裂缝间距、长裂缝和小主应力差更有利于缝间主应力反转和网状裂缝的形成21 24。郭旭洋等综合储层渗流、岩石骨架线弹性变形和现场资料建立了页岩油储层三维地应力时空演化数学模型,结果表明水平井投产后,纵向上会影响 3 倍储层改造厚度内储层的地应力大小和方向25。以往研究主要集中在加密井压裂裂缝扩展与油藏数值模拟方面,仍缺乏井间水平主应力大小与方向的时空演化特征研究。本文结合新疆油田金龙 2 井区致密油藏典型开发参数,建立了水平井组压裂裂缝的应力 渗流耦合模型
16、,重点研究水平主应力差及其应力方向随孔隙压力降低的变化规律及其主控因素,旨在阐释水平井组开发致密油藏井间地应力场时空演化特征,为加密井布井与压裂时机优选提供理论指导。1 水平井组井间地应力场模型建立如图 1 所示的物理模型,两口水平井平行布置开发致密油藏,密切割压裂形成均匀分布的横切裂缝。模型几何参数包括压裂缝半长、压裂缝间第 2 期张羽鹏,等:致密油藏水平井组井间地应力场时空演化特征79距及井间距,以井间中心点 C 点为原点,建立 XY直角坐标系,将模型中心点记为 C,并在 X 轴间隔25.00 m 选取 3 个特征点,在 Y 轴间隔 20.00 m 选取3 个特征点,分别记为 H1H3、V
17、1V3,旨在描述井间地应力场随孔隙压力变化的时空演化特征。合理简化模型,假设岩石处于二维平面应变状态,忽略上覆岩层压实作用所带来的岩石骨架应力变化;两水平井以相同定产量生产,且压裂缝长均等,半缝长均为 70 m;基质与压裂裂缝构成双重渗流通道,考虑到基质中的流动通道由孔隙和天然微裂缝构成,采用等效渗透率表征基质孔隙和天然微裂缝的渗流能力,且符合达西流动定律。!#$%!#&(%)%&H3H2H1V1V2YXhCV3图 1水平井组井间地应力场模型Fig.1Physical model of the in-situ stress around horizontal well pad基于孔隙弹性理论,
18、建立孔隙 裂缝渗流与岩石变形耦合模型,其控制方程包括孔隙 裂缝流体流动连续性方程、岩石应力平衡方程,控制方程如下。1)孔隙 裂缝流体流动连续性方程假设孔隙 裂缝内流体为单相饱和流体,孔隙介质孔隙度为。如式(1)所示,考虑控制体体积 V表面积为 S,连续性方程为控制体体积 V 内的质量增量与表面质量增量相等。流体流动符合达西定律,如式(2)所示V()tdV+?SvndS=0(1)v=0.987 1015Kp(2)式中:孔隙流体密度,kg/m3;孔隙度,%;t时间,s;V控制体体积,m3;S控制体表面积,m2;n控制体表面法向张量;v流体渗流速度张量,m/s;K基质渗透率,mD;流体黏度,Pas;
19、p流动压力,Pa。2)岩石应力平衡方程储层由岩石骨架与流体组成,流体分布在骨架孔隙和裂缝中。基于太沙基有效应力原理,确定任意时刻岩石应力平衡方程为V(ppI)dV=SgVdS+VfVdV(3)式中:有效应力,Pa;pp孔隙压力,Pa;I单位矩阵;虚应变率,s1;g单位面积的牵引力,N;V虚应变,Pa;f单位体积的体积力,N。模型采用有限元法求解,储层岩石基质选用四边形网格划分,压裂裂缝选用宽度为 6 mm 的矩形网格表征。对网格节点施加原始地应力场,模型边界固定法向位移且无渗透性,布置压裂裂缝前使得储层岩石处于应力平衡状态,从而考虑了压裂裂缝对原始地应力场的扰动作用。模型参数取值依据新疆油田金
20、龙 2 区块致密油藏水平井组开发参数设置,如表 1 所示。在基本算例中,初始孔隙压力 45 MPa,基质渗透率 1.00 mD,原始水平最大、最小水平主应力分别为 70 MPa 和 60 MPa。模拟井距 400 m,缝间距25 m,单井单位厚度储层的日产油量 30 t;假设各条压裂裂缝产量均衡,将单井日产量平均分配至每条裂缝。改变储层初始孔隙压力、基质渗透率、井间距、缝间距和产量等参数,开展地应力时空演化影响因素敏感性分析。储层计算域设置长 960.00 m 宽 570.00 m,为消除边界效应,始终保持计算域外边界距离压裂裂缝尖端 210 m,即当增加井间距或压裂缝间距时,同步增大计算域尺
21、寸。经网格无关性检验,网格最大步长取 2.00 m,网格数量 123 579 个。数值模拟得到孔隙压力由初始孔隙压力降低至 0 过程中的地应力场变化规律。80西南石油大学学报(自然科学版)2024 年表 1水平井组井间地应力场模型基本参数Tab.1Parameters of the horizontal well group interwell stress field model弹性模量/GPa泊松比/无因次孔隙度/%水平最大主应力/MPa水平最小主应力/MPa原油密度/(kgm3)原油黏度/(mPas)35.00.278.3170.0060.00858.0018初始孔隙压力/MPa基质渗透
22、率/mD井间距/m储层单位厚度日产量/(tm1)压裂缝间距/m压裂半缝长/m35.000.25300.007.5010.0070.0040.000.50350.0015.0020.0045.001.00400.0020.0025.0050.002.00450.0025.0030.0055.005.00500.0030.0040.002 水平井组井间地应力场时空演化特征2.1 井间主应力方向演化反转特征图 2 为 4 个不同井底压力条件下储层孔隙压力分布和水平最大主应力场,选取 4 个典型的井底压力,分别为初始孔隙压力的 100%(初始生产时刻)、70%、35%和 0%。由图 2 可知,初始生产
23、时,井间地应力场已受到压裂裂缝引起的应力干扰的影响,不再是原始地应力场。图 2a 与图 2b 分别展示了井底压力由初始孔隙压力 100%pp0=45.000 MPa 降低到 0%pp0=0 MPa 时,孔隙压力、主应力大小及方向分布情况。由图 2b可知,由于存在张开裂缝,地应力场在水平井投产前已发生扰动,随着孔隙压力下降,水平最大主应力大小及方向持续改变,压裂半缝长 1 倍以内区域偏转显著高于其他区域。ha-./$b&()*#$100%pp070%pp035%pp00%pp0!#$%&()*#$+,45372921135-3-./$/MPa-5-21-37-53-69-85-101&()*#$
24、/MPao图 2孔隙压力、水平最大主应力分布图Fig.2Distribution of pore pressure and maximum horizontal principal stress图 3 为井间中心线水平最大主应力方位角与孔隙压力间的变化关系曲线。随着孔隙压力的降低 C、V1、H1处水平最大主应力方位角呈加速上升趋势,当水平最大主应力方位角上升至最大值时,水平最大主应力方位角由正值突变为负值,水平最大主应力方向顺时针转动 90,即水平最大主应力方向由 y 方向变为 x 方向(或称为水平主应力方向反转),例如,C 点处最大主应力方向由竖直变为第 2 期张羽鹏,等:致密油藏水平井组井
25、间地应力场时空演化特征81水平。主应力方向反转后,水平最大主应力方位角仍随孔隙压力下降而下降,最终稳定在 0 值附近。从图 3 中可知,H2、H3在本文模拟条件下未发生反转,且在水平井组投产时刻 V2、V3点处水平最大主应力已发生反转,故图 3b 中该两点处方位角未发生明显变化。4540353025-30-20-1001020!#$/MPaCH1H2H3%&()*$+,-/()454035302520-202468CV1V2V3!#$/MPa%&()*$+,-/()a./01+2Xb./01+2Y图 3井间中心线特征点孔隙压力与水平最大主应力方位角的关系Fig.3Relationship be
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