扇形井网体积压裂地质工程一体化参数优化方法.pdf
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1、 石 油 勘 探 与 开 发 2023 年 8 月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.50 No.4 845 文章编号:1000-0747(2023)04-0845-08 DOI:10.11698/PED.202200330 扇形井网体积压裂地质工程一体化参数优化方法 汤继周1,2,王小华3,4,杜现飞5,马兵5,张丰收3,4(1.同济大学海洋与地球科学学院,上海 200092;2.同济大学海洋地质国家重点实验室,上海 200092;3.同济大学 土木工程学院,上海 200092;4.同济大学岩土及地下工程教育部重点实验室,上海 200092;
2、5.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院,西安 710021)基金项目:国家自然科学基金青年项目“页岩水力裂缝与层理作用机理的动态光散射实验表征及理论模型研究”(52104029);国家自然科学基金地震科学联合基金重点支持项目“长宁页岩气开发区地震活动性实时监测与机理研究”(U2139204);中国石油科技创新基金项目“多模式压裂裂缝竞争扩展机理与多相态耦合效应研究”(2021 DQ02-0501)摘要:根据扇形井网趾端和跟端井距差异性,结合位错理论、离散格子法和有限元流固耦合理论,建立考虑地质力学建模、诱导应力计算、水力压裂模拟以及压后产能评价的扇形井网体积压裂地质工程一体化方法,同时提出针对
3、扇形水平井常规产能区和潜在产能区进行差异化压裂设计的思路。研究表明,对于研究的 H1 扇形井平台,先压裂常规产能区后,潜在产能区水平主应力差的最大降低幅度为 0.2 MPa,无法引发应力反转,但应力差的降低,仍有利于水力裂缝的横向扩展。潜在产能区中区井段的压裂优化方案为只压裂 2 号井,簇间距 30 m,单段排量 12 m3/min;区井段压裂优化方案为先压 2 号井,后压 3 号井,簇间距为 30 m,单段排量为 12 m3/min。潜在产能区孔隙压降波及面积小,储集层动用程度低,可提高趾端区域的水力压裂改造强度,例如适当加密布缝、调整布缝结构,以扩大波及体积、提高动用程度。关键词:页岩油;
4、扇形井网;水平井;地质模型;水力压裂;产能评价;地质工程一体化 中图分类号:TE355 文献标识码:A Optimization of integrated geological-engineering design of volume fracturing with fan-shaped well pattern TANG Jizhou1,2,WANG Xiaohua3,4,DU Xianfei5,MA Bing5,ZHANG Fengshou3,4(1.School of Ocean and Earth Science,Tongji University,Shanghai 200092,C
5、hina;2.State Key Laboratory of Marine Geology,Tongji University,Shanghai 200092,China;3.College of Civil Engineering,Tongji University,Shanghai 200092,China;4.Key Laboratory of Geotechnical&Underground Engineering of Ministry of Education,Tongji University,Shanghai 200092,China;5.Oil&Gas Technology
6、Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xian 710021,China)Abstract:According to the variable toe-to-heel well spacing,combined with the dislocation theory,discrete lattice method,and finite-element-method(FEM)based fluid-solid coupling,an integrated geological-engineering method
7、of volume fracturing for fan-shaped well pattern is proposed considering the geomechanical modeling,induced stress calculation,hydraulic fracturing simulation,and post-frac productivity evaluation.Besides,we propose the differential fracturing design for the conventional productivity-area and the po
8、tential production area for fan-shaped horizontal wells.After the fracturing of the conventional production area for H1 fan-shaped well platform,the research shows that the maximum reduction of the horizontal principal stress difference in the potential productivity-area is 0.2 MPa,which cannot caus
9、e the stress reversal,but this reduction is still conducive to the lateral propagation of hydraulic fractures.According to the optimized fracturing design,in zone-I of the potential production area,only Well 2 is fractured,with a cluster spacing of 30 m and an injection rate of 12 m3/min per stage;i
10、n zone-II,Well 2 is fractured before Well 3,with a cluster spacing of 30 m and an injection rate of 12 m3/min per stage.The swept area of the pore pressure drop in the potential production area is small,showing that the reservoir is not well developed.The hydraulic fracturing in the toe area can be
11、improved by,for example,properly densifying the fractures and adjusting the fracture distribution,in order to enhance the swept volume and increase the reservoir utilization.Key words:shale oil;fan-shaped well pattern;horizontal well;geological model;hydraulic fracturing;productivity evaluation;inte
12、grated geological-engineering design 引用:汤继周,王小华,杜现飞,等.扇形井网体积压裂地质工程一体化参数优化方法J.石油勘探与开发,2023,50(4):845-852.TANG Jizhou,WANG Xiaohua,DU Xianfei,et al.Optimization of integrated geological-engineering design of volume fracturing with fan-shaped well patternJ.Petroleum Exploration and Development,2023,50(
13、4):845-852.846 石油勘探与开发石油工程 Vol.50 No.4 0 引言 鄂尔多斯盆地页岩油储集层分布广泛,具有良好的开发前景1-2。页岩油储集层通常具有低孔、低渗特征,长水平井分段多簇压裂是开发页岩油的关键技术手段3-6,目前通常采用平行井工厂模式进行开发7。长庆油田页岩油部分储量处于水源、林源等环境敏感区,无法采用传统的平行井工厂模式开发,故开展扇形井工厂模式探索。由于扇形井的水平井筒方位通常以不同角度偏离储集层最小水平主应力方向,且相邻水平井从跟端到趾端的井距不断增加,水力裂缝起裂后裂缝发生非平面扩展,在一定程度上影响了压裂效果,因此亟需从地质与工程相结合的角度综合制定扇形
14、井工厂压裂施工方案,提升压裂改造水平。本文基于扇形井网平台,建立扇形井工厂地质力学模型,结合诱导应力模型揭示扇形水平井常规产能区和潜在产能区的应力场演化规律;综合考虑应力干扰和裂缝扩展规律,提出有效改造潜在产能区的压裂施工方案,并开展产量评价与预测,形成了一套扇形水平井网体积压裂地质工程一体化参数优化方法。1 体积压裂地质工程一体化模拟方法 1.1 三维地质力学建模 储集层弹性模量和泊松比计算公式为8:bdyn2ts13 474.45GD(1)dynbdyn2tc413 474.453GKD(2)dyndyndyndyndyn93GKEGK(3)stadyn0.6543.6EE(4)2spdy
15、n2sp222RR(5)stadyn0.95(6)储集层初始水平主应力计算公式为8:stapstavstaHstastahhp22stastastasta1111 pEEp(7)stapstavstastastaHHp22stastaststaha1111 pEEp(8)应用弹性参数法计算岩石脆性指数9:stasta,stasta,sta,sta,sta,sta,minmaxImaxminminmax12EBEEE(9)1.2 基于位错理论的压裂诱导地应力场计算 可将水力裂缝理想化为一种刃型位错7,10。某一位错在空间内任意点产生的诱导应力为10:02221xxxyxxbR RR RR 222
16、1yxxxbR RR RR(10)20221 xyyyyybR RR RR 2221yxyybR RR RR(11)30322xzzyyyxxbbR RR RRR(12)其中:208 1E,222Rxydz。1.3 基于离散格子方法的裂缝扩展模拟 采用离散格子方法计算流体驱动下的岩石变形与破坏11-13。根据节点间的相对位移计算模型中弹簧受到的正应力和剪应力11:n,n,n,ns,s,s,s=ttttttttFFuktFFu kt(13)当弹簧的正应力或剪应力超过额定抗拉强度或剪切强度时,将会导致微裂缝的产生。裂缝之间通过流体通道连接,从流体元A流向B的流量为11:AB3rABw()12aQK
17、ppg zz(14)1.4 扇形压裂水平井产能模拟 产能模型参考两相黑油模型,模型方程依据质量平衡方程和达西定理:oorooooooop SKKQpg DtV(15)wwrwwwwwwwp SKKQpg DtV(16)如忽略毛细管力的作用,则owpp,考虑流体的可压缩性与密度的关系:oooo1cp(17)wwww1cp(18)考虑无油水补充,则ow0QQ。最终耦合以上两式得产能模型为:2023 年 8 月 汤继周 等:扇形井网体积压裂地质工程一体化参数优化方法 847 orwwwwoow1 pKKScScpt rororwoowoow0KKKKKKpg Dg D(19)1.5 一体化模拟实现流
18、程 地质工程一体化衔接了钻完井、地质、储集层改造和产能评价4个专业,根据前述理论模型,实现扇形井网体积压裂地质工程一体化的具体流程如图1所示。主要包括地质力学建模、压裂诱导地应力场计算、压裂方案设计、产能评价4大模块。图 1 扇形井网体积压裂地质工程一体化技术流程 2 扇形井平台三维地质力学建模 长庆油田某页岩油储集层扇形井网试验平台共部 署传统水平井14口,扇形水平井7口,斜交水平井1口(见图2)。传统水平井所在的区域称为传统产能区,该区的水平井筒主要沿着最优方位(即最小水平主应力方位)布置。扇形井网试验平台中第1号和第4第7号井井身与最小水平主应力方向的夹角较小(小于60),预期压裂改造效
19、果较好,定义为常规产能区井;第2号与第3号井井筒方位与最小水平主应力方向的夹角较大(大于等于60),有效改造难度较大,定义为潜在产能区井。潜在产能区中靠近跟端井间距离相对较小,定义为区井段;远离跟端井间距离相对较大,定义为区井段。同样地,对于常规产能区,其跟端井段和远离跟端井段分别定义为“干扰区井段”和“未干扰区井段”。基于前述地质力学方法,结合扇形井平台现场数据,依据测井经验公式获取储集层地质力学参数,随后通过克里金插值算法建立精细的储集层岩相、物性参数和地质力学参数模型,部分参数场分布如图3所 图 2 H1 平台扇形井工厂开发模式 图 3 储集层地质力学参数分布 848 石油勘探与开发石油
20、工程 Vol.50 No.4 示。由地质模型可知,平台区域岩石弹性模量为2834 GPa,泊松比为0.150.30,孔隙度为8%9%,渗透率为(0.080.10)103 m2,最小水平主应力为2632 MPa,最大水平主应力为3240 MPa,脆性指数主要为0.50.6。3 扇形井网压裂诱导地应力场特征 将三维地质力学建模获得的扇形井平台的原位地应力场分布(见图3b)直接导入基于位错理论建立的诱导地应力场演化模型中,结合水平井裂缝设计得如图4所示的地应力场分布。以此为基础,重点研究水平井筒偏离最小水平主应力(h)方向的第1第7号扇形水平井的优化设计。图 4 扇形井网地应力场分布 3.1 扇形井
21、网常规产能区压裂设计 在压裂潜在产能区水平井时,应首先考虑压裂常规产能区水平井,利用其产生的应力阴影效应,降低潜在产能区的最大和最小水平主应力差(甚至可能发生应力转向),使潜在产能区水力压裂形成的裂缝尽可能垂直于水平井筒,提高压裂效果,故最终设计出先压裂常规产能区、再压裂潜在产能区的实施方案。常规产能区压裂井具体施工顺序为第1号第7号第6号第5号第4号。对于常规产能区的具体单井而言,则采用干扰区井段与未干扰区井段分区压裂的设计思路。其中,干扰区井段采用单段单簇压裂设计,未干扰区井段采用单段3簇压裂设计。段间距和簇间距则主要依据最大与最小水平主应力差值进行设计,当水平主应力差小于0时,说明前期压
22、裂施工诱导水平主应力发生反转。图5展示了在初始原位应力场作用下,已压裂施工段产生的诱导应力对后续施工段区域水平主应力差的影响。由图5可知,当段间距大于15 m时,水平主应力差均大于0,说明该设计条件下的全井段压裂不会引起应力反转;当段间距为10 m,压裂段数大于2时,水平主应力差小于0,说明该设计条件下的全井段压裂将会引起应力反转。根据前述多井压裂顺序、单井压裂分区设计、簇间距和段间距优化结果方法,对第1号与第4第7号5口常规产能区水平井的裂缝布置进行优化,结果如表1所示。图 5 已压裂段对后续压裂段位置处水平主应力差的影响 表 1 常规产能区井裂缝设计 干扰区 未干扰区 井号井段长/m 裂缝
23、 数量/条段间距/m 井段长/m 裂缝 数量/条 段间距/m 簇间距/m 1220 11 20 560 42 30 15 4260 13 20 480 33 30 15 5320 16 20 890 75 15 10 6370 18 20 1 250 105 15 10 7240 12 20 1 630 150 15 10 3.2 扇形井网潜在产能区诱导地应力特征 图6为潜在产能区第2号、第3号井在常规产能区5口井压裂前、后的水平主应力差之比。可以发现,常规产能区5口井压裂前、后,整体上潜在产能区水平主应力差的降低幅度由跟端向趾端逐渐降低,最大降低幅度出现在跟端,其峰值为0.2 MPa左右,没
24、有导致水平主应力反转,故潜在产能区水力压裂很难形成与水平井筒完全垂直的裂缝。尽管没有形成应力反转,但常规产能区5口井压裂后仍降低了水平主应力差(本案例最大降低了0.2 MPa),仍有利于水力裂缝的横向扩展。4 扇形井网潜在产能区水平井压裂 厘清水力裂缝的形成与扩展机理非常重要,特别是 2023 年 8 月 汤继周 等:扇形井网体积压裂地质工程一体化参数优化方法 849 图 6 沿水平井筒的水平主应力差变化 井筒与最小水平主应力方向接近垂直的扇形水平井14-16。潜在产能区的第2号和第3号水平井井筒偏离最小水平主应力方向的夹角分别为83和84,两井跟端相距140 m(见图4)。为对比不同压裂参数
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