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    基于試井分析的新疆吉木薩爾頁巖油藏人工縫網(wǎng)參數(shù)反演研究

    2019-10-14 01:34:46陳志明陳昊樞廖新維張家麗于偉
    石油科學(xué)通報(bào) 2019年3期
    關(guān)鍵詞:縫網(wǎng)試井水平井

    陳志明,陳昊樞,廖新維,張家麗,于偉

    0 引言

    我國新疆吉木薩爾頁巖油藏滲透率低,自然條件下無經(jīng)濟(jì)產(chǎn)能,而大型壓裂技術(shù)是其高效開發(fā)的最有效手段。礦場(chǎng)資料表明,新疆吉木薩爾頁巖油井在經(jīng)過大型多段水力壓裂后,井筒附近會(huì)形成復(fù)雜的人工裂縫網(wǎng)絡(luò),而壓后人工裂縫網(wǎng)絡(luò)參數(shù)的反演研究是其壓裂評(píng)價(jià)研究的重點(diǎn)內(nèi)容。

    人工裂縫網(wǎng)絡(luò)參數(shù)反演的首要工作是裂縫網(wǎng)絡(luò)的表征問題。Cipolla[1]等學(xué)者詳細(xì)描述了在頁巖中形成的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)形態(tài),將這些復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)稱為改造儲(chǔ)層體積,并利用微地震數(shù)據(jù)輔助診斷裂縫網(wǎng)絡(luò)形態(tài)。Mayerhofer等學(xué)者[2]利用數(shù)值模擬的方法對(duì)裂縫網(wǎng)絡(luò)水平井的動(dòng)態(tài)特征進(jìn)行了研究,他們利用高滲透網(wǎng)格來模擬裂縫網(wǎng)絡(luò),并探討了裂縫網(wǎng)絡(luò)的大小,裂縫網(wǎng)絡(luò)間距等對(duì)縫網(wǎng)水平井的產(chǎn)能等影響。2010年和2011年,Cipolla等學(xué)者[3-4]為模擬人工裂縫網(wǎng)絡(luò),提出了一種不規(guī)則網(wǎng)格加密方法。這種網(wǎng)格加密方法可以很好地與微地震數(shù)據(jù)相銜接,可以更加精確地描述裂縫網(wǎng)絡(luò),為今后的大型壓裂井不穩(wěn)定試井的數(shù)值模擬研究提供了新方向。但不可否認(rèn)的是,數(shù)值模擬方法成本昂貴,且建模過程復(fù)雜耗時(shí)。雖然數(shù)值模擬方法能更為精確描述地質(zhì)情況,但對(duì)于實(shí)施工廠化生產(chǎn)的頁巖油藏來說,需要更加快速簡便的方法來對(duì)壓裂效果進(jìn)行評(píng)估。

    2009年,Ozkan[5]和Brown[6]等學(xué)者將頁巖儲(chǔ)層多段壓裂水平井周儲(chǔ)層劃分為3個(gè)區(qū)建立了三線性流解析模型。其中兩條裂縫間地層含有天然裂縫構(gòu)成的縫網(wǎng)系統(tǒng),并利用雙重介質(zhì)進(jìn)行了等效。2010年,Clarkson和Pedersen[7]學(xué)者認(rèn)為頁巖油藏水平井經(jīng)過水力壓裂后狀態(tài)可由不同裂縫系統(tǒng)和油藏組合。針對(duì)壓裂后裂縫形態(tài),提出了整個(gè)油藏雙重介質(zhì)等效模型、裂縫改造區(qū)雙重介質(zhì)等效模型、多條獨(dú)立水力裂縫、多條獨(dú)立水力裂縫加油藏雙重介質(zhì)這4種模型。2011年,在前面Clarkson和Pedersen[7]學(xué)者研究基礎(chǔ)上,Brohi等學(xué)者[8]利用三線性流模型,考慮了內(nèi)區(qū)的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò),將其等效為雙重介質(zhì)[9],并采用解析方法進(jìn)行求解,即建立了雙重介質(zhì)三線性流模型來表征人工裂縫網(wǎng)絡(luò)。2010年,Du等學(xué)者[10]在模擬頁巖氣大型壓裂產(chǎn)生的復(fù)雜縫網(wǎng)時(shí),也采用雙重介質(zhì)等效方法來描述裂縫網(wǎng)絡(luò),并發(fā)現(xiàn)雙重介質(zhì)等效方法具有計(jì)算快、適應(yīng)性強(qiáng)等優(yōu)勢(shì)。在人工裂縫網(wǎng)絡(luò)參數(shù)反演方面,目前主要以微地震監(jiān)測(cè)技術(shù)為主,但是微地震只能定性對(duì)裂縫網(wǎng)絡(luò)參數(shù)進(jìn)行反演,無法獲得有效的滲流參數(shù)。針對(duì)這一不足,陳昊樞等學(xué)者[11]和Chen等學(xué)者[12]提出了頁巖油藏壓裂水平井試井分析方法,但未深入對(duì)人工裂縫網(wǎng)絡(luò)參數(shù)進(jìn)行系統(tǒng)分析,且試井模型[11]是基于邊界元方法,計(jì)算較耗時(shí)。因此,需要更快速簡便的方法來對(duì)縫網(wǎng)參數(shù)進(jìn)行反演。本研究基于三線性流模型[5-6],利用雙重介質(zhì)等效壓裂形成的復(fù)雜縫網(wǎng),建立適用于頁巖油藏壓裂水平井的快速簡便試井模型,并對(duì)吉木薩爾頁巖油藏中的8口水平井進(jìn)行了壓裂評(píng)價(jià)。此研究工作可為新疆吉木薩爾頁巖油藏的壓裂評(píng)價(jià)、高效開發(fā)和提高采收率研究提供重要的理論支持。

    1 地質(zhì)背景

    新疆吉木薩爾凹陷頁巖油層位于準(zhǔn)噶爾盆地東部地區(qū)構(gòu)造區(qū)域,如圖1。在吉木薩爾凹陷頁巖油層中,存在蘆草溝組上甜點(diǎn)體和下甜點(diǎn)體。本研究區(qū)域位于蘆草溝上甜點(diǎn)體,儲(chǔ)層滲透率分布范圍為0.001~0.284 mD,滲透率小于0.1 mD樣品占比90.9%,平均值為0.012 mD。儲(chǔ)層孔隙度分布范圍為6.09%~25.79%,平均值為10.99%[13],地質(zhì)特性表明新疆吉木薩爾凹陷油藏屬于典型的頁巖油藏。

    圖1 吉木薩爾凹陷構(gòu)造區(qū)域[14]Fig. 1 Structual area of the Jimusa Sag[14]

    2017—2018年,在新疆吉木薩爾頁巖油典型區(qū)塊實(shí)施了8口井次的大型多段水平井壓裂,微地震監(jiān)測(cè)資料表明附近地層形成了復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò),如圖2。同時(shí),在大型多段水平井壓裂完成后,并進(jìn)行燜井壓力恢復(fù)測(cè)試。針對(duì)這些復(fù)雜人工裂縫網(wǎng)絡(luò)的反演問題,基于三線性流模型[5-6],利用雙重介質(zhì)等效壓裂形成的復(fù)雜縫網(wǎng),建立適用于頁巖油藏壓裂水平井的快速簡便試井?dāng)?shù)學(xué)模型,并對(duì)這些水平井進(jìn)行了壓裂評(píng)價(jià)。

    圖2 JHW1井微地震示意圖Fig. 2 Microseismic schematic diagram of well JHW1

    2 數(shù)學(xué)模型

    2.1 物理模型

    大型壓裂后的儲(chǔ)層沿垂直于井筒方向呈現(xiàn)出不同的物理性質(zhì),可劃分為4個(gè)區(qū)域:水力裂縫區(qū)、壓裂改造區(qū)、壓裂受效區(qū)和原始儲(chǔ)層。水力裂縫區(qū)為多段壓裂后形成的水力主裂縫。壓裂改造區(qū)為近井筒區(qū)域形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。壓裂受效區(qū)為水力裂縫未延伸到的遠(yuǎn)井地帶,該區(qū)域雖未產(chǎn)生大量裂縫形成縫網(wǎng),但受到壓裂影響,該區(qū)域滲透率增大。儲(chǔ)層最外圍為原始儲(chǔ)層,由于滲透率極低,忽略其對(duì)壓裂改造區(qū)的流體供給。同時(shí),物理模型的假設(shè)條件如下:1)儲(chǔ)層頂層地層封閉,水平方向等厚;2)流體為單相微可壓縮流體,在儲(chǔ)層中做等溫達(dá)西流動(dòng);3)水力主裂縫為有限導(dǎo)流裂縫,完全貫穿整個(gè)儲(chǔ)層;4)壓裂改造區(qū)基質(zhì)中的流體僅線性流向壓裂改造區(qū),再由壓裂改造區(qū)線性流向水力主裂縫;5)不考慮水平井筒內(nèi)部壓降損失和重力影響;6)井以某一恒定產(chǎn)量進(jìn)行生產(chǎn),并考慮井筒儲(chǔ)集效應(yīng)和表皮效應(yīng)的影響;7)利用指數(shù)模型描述頁巖油藏滲透率的應(yīng)力敏感效應(yīng)。

    2.2 數(shù)學(xué)模型

    頁巖油儲(chǔ)層經(jīng)過大型壓裂改造后,可劃分為原始儲(chǔ)層、壓裂受效區(qū)、壓裂改造區(qū)和主裂縫,如圖3a。針對(duì)頁巖油裂縫網(wǎng)絡(luò)水平井的流動(dòng)過程,結(jié)合Brown等學(xué)者[6]研究,可認(rèn)為主要有4種流動(dòng)過程:(1)壓裂受效區(qū)流體向壓裂改造區(qū)的流動(dòng),(2)壓裂改造區(qū)基質(zhì)流體向次裂縫網(wǎng)的流動(dòng),(3)壓裂改造區(qū)次裂縫網(wǎng)流體向主裂縫的流動(dòng)及(4)主裂縫流體向井筒的流動(dòng),如圖3b。結(jié)合陳志明等學(xué)者的研究工作[12],建立相應(yīng)的無量綱試井?dāng)?shù)學(xué)模型,無量綱參數(shù)見附錄A。

    圖3 頁巖油裂縫網(wǎng)絡(luò)水平井的主要流動(dòng)過程Fig. 3 Main flow modes during production of fracture-network horizontal well in tight oil reservoir

    壓裂受效區(qū)流體向壓裂改造區(qū)的流動(dòng)方程

    壓裂改造區(qū)基質(zhì)流體向次裂縫網(wǎng)的流動(dòng)方程

    壓裂改造區(qū)次裂縫網(wǎng)流體向主裂縫的流動(dòng)方程

    主裂縫流體向井筒的流動(dòng)方程

    為消除方程的非性,引入攝動(dòng)變換方程[15]:

    利用攝動(dòng)變換方程和Laplace變換方法,得到式的零階井底壓力解[12],

    其中:

    式中,pwD為無量綱井底壓力;CFD為無量綱裂縫導(dǎo)流系數(shù);s為Laplace空間變量。進(jìn)一步,利用Stehfest數(shù)值反演和攝動(dòng)變換方程,即可得到實(shí)空間的井底壓力解。

    3 實(shí)例應(yīng)用

    3.1 試井分析方法

    利用所建立的試井?dāng)?shù)學(xué)模型對(duì)8口吉木薩爾頁巖油壓裂水平井進(jìn)行擬合解釋,通過不斷調(diào)整參數(shù)進(jìn)行反演獲得最佳的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)參數(shù),如圖4。為更好地對(duì)實(shí)際井進(jìn)行擬合解釋,利用疊加原理獲得考慮井筒儲(chǔ)集效應(yīng)和表皮效應(yīng)的井

    圖4 JHW1-JHW8井試井?dāng)M合曲線Fig. 4 Well test interpretation results of well JHW1-JHW8

    底壓力解[15],如下式:

    式中,S為表皮因子;CD為無量綱井筒儲(chǔ)集系數(shù)。

    3.2 試井分析結(jié)果驗(yàn)證

    在試井分析結(jié)果的基礎(chǔ)上,利用生產(chǎn)歷史擬合分析方法檢驗(yàn)試井評(píng)價(jià)結(jié)果的可靠性。以JHW1井為例,基于JHW1井的試井分析結(jié)果,利用生產(chǎn)歷史擬合分析方法分析其生產(chǎn)173天的生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)(圖5)。從擬合結(jié)果來看,兩種方法獲得參數(shù)較一致(表1),表明JHW1井壓裂評(píng)價(jià)參數(shù)較可靠。

    圖5 JHW1井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)擬合結(jié)果Fig. 5 Production dynamic fitting results of well JHW1

    表1 JHW1井反演參數(shù)Table 1 Inversion parameters of well JHW1

    3.3 應(yīng)用結(jié)果分析

    為進(jìn)一步表征縫網(wǎng)參數(shù)與壓裂規(guī)模間定量關(guān)系,利用統(tǒng)計(jì)方法分析每口井壓裂參數(shù)與每段壓裂注入總量的關(guān)系,得到關(guān)系圖如圖6所示。圖6a為每段壓裂注入量與縫網(wǎng)滲透率的關(guān)系圖,由圖可看出:隨著每段注入量的增加,改造區(qū)縫網(wǎng)滲透率隨之增大,表明提高壓裂液注入量有利于提高儲(chǔ)層的改造效果。當(dāng)每段壓裂液注入量大于1700 m3后,改造區(qū)縫網(wǎng)滲透率增加趨勢(shì)趨于平緩。圖6b為每段壓裂液注入總量與主裂縫半長的關(guān)系圖,由圖可看出:隨著每段注入量的增加,主裂縫半長增大,表明提高注入量可以增加主裂縫半長,當(dāng)注入量大于1900 m3時(shí),增加注入量對(duì)主裂縫的增長效果不明顯。圖6c為每段壓裂液注入總量與壓裂受效區(qū)半寬的關(guān)系圖,結(jié)果表明:隨著每段注入量的增加,壓裂受效區(qū)范圍擴(kuò)大,即提高注入量可增加受效區(qū)范圍。由于壓裂受效區(qū)范圍受主裂縫半長控制,因此其變化趨勢(shì)基本與主裂縫半長一致,當(dāng)注入量大于1900 m3時(shí),增加注入量對(duì)壓裂受效區(qū)范圍擴(kuò)大效果不明顯。最后,由圖6d發(fā)現(xiàn),隨著每段壓裂液注入量的增加,受效區(qū)滲透率先快速增加,當(dāng)注入量大于1900 m3時(shí)曲線趨于平穩(wěn)。

    總之,由圖6可看出,隨著每段壓裂液注入量的增加,縫網(wǎng)滲透率、主裂縫半長、壓裂受效區(qū)半寬及滲透率隨之增大。當(dāng)每段壓裂注入量大于1900 m3時(shí),增大注入量對(duì)縫網(wǎng)參數(shù)增大已不明顯,推測(cè)此時(shí)大于1900 m3 的壓裂液對(duì)改造效果影響很小。因此,新疆吉木薩爾典型區(qū)塊采用壓裂改造技術(shù)所能達(dá)到的較佳效果為主裂縫半長80~100 m,改造區(qū)縫網(wǎng)滲透率130~190 mD。為保證經(jīng)濟(jì)效益,每段壓裂規(guī)模不宜超過1700~1900 m3。對(duì)于頁巖油藏來說,原始儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率極小,為了提高頁巖油井產(chǎn)能,壓裂改造應(yīng)盡可能擴(kuò)大改造范圍和滲透率。但文中研究結(jié)果表明,當(dāng)壓裂規(guī)模增加到一定程度后,壓裂改造效果便不再明顯改善,因此可從轉(zhuǎn)變壓裂方式等角度增大改造效果。

    圖6 每段壓裂注入總量與裂縫參數(shù)的關(guān)系Fig. 6 The relationship between the amount of injection per stage and fracture parameters

    4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

    (1)基于所建立的三線性流模型,對(duì)吉木薩爾頁巖油藏8口典型多段壓裂水平井進(jìn)行試井解釋分析,得到改造區(qū)滲透率為130~190 mD,半寬為80~100 m,裂縫網(wǎng)絡(luò)體積占比約為10%~14%。壓裂受效區(qū)半寬為90~110 m,受效區(qū)滲透率為4~20 mD。

    (2)通過分析縫網(wǎng)參數(shù)與每段壓裂規(guī)模的關(guān)系發(fā)現(xiàn),隨著每段壓裂液注入量的增加,縫網(wǎng)滲透率、主裂縫半長、壓裂受效區(qū)半寬及滲透率隨之增大。當(dāng)每段壓裂注入量大于1900 m3時(shí),增大注入量對(duì)縫網(wǎng)參數(shù)增大已不明顯,推測(cè)此時(shí)大于1900 m3 的壓裂液對(duì)改造效果影響很小。因此,新疆吉木薩爾典型區(qū)塊采用壓裂改造技術(shù)所能達(dá)到的較佳效果為主裂縫半長80~100 m,改造區(qū)縫網(wǎng)滲透率130~190 mD。

    (3)對(duì)于頁巖油藏來說,原始儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率極小,為了提高頁巖油井產(chǎn)能,壓裂改造應(yīng)擴(kuò)大改造范圍和改造區(qū)滲透率。但當(dāng)壓裂規(guī)模增加到一定程度后,壓裂改造效果便不再明顯改善,此研究工作可為壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化參數(shù)提供參考依據(jù)。

    符號(hào)說明

    p2為壓裂受效區(qū)壓力,MPa;pf1為壓裂改造區(qū)次裂縫網(wǎng)的壓力,MPa;pi為原始地層壓力,MPa;pm為壓裂改造區(qū)的基質(zhì)壓力,MPa;pF為主裂縫壓力,MPa;x為X方向距離,m;y為Y方向距離,m;μ為流體黏度,mPa·s;φ為孔隙度,小數(shù);ct為綜合壓縮系數(shù),MPa-1;k2為壓裂受效區(qū)滲透率,D;km為基質(zhì)滲透率,D;ye為Y方向邊界大小,m;xF為主裂縫半長,即縫網(wǎng)區(qū)邊界大小,m;t為生產(chǎn)時(shí)間,h;wF為裂縫寬度,m;pF為主裂縫壓力,MPa;qw為裂縫井主裂縫流量,m3/d。

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