頁巖油雙水平井逐級加密壓裂輔助重力開采研究

劉帥，焦平格，宋佳，李天月

西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院（陜西 西安 710065）

0 引言

頁巖油主要以游離態(tài)、吸附態(tài)及少量溶解態(tài)賦存于納米級孔隙的泥頁巖層中，通常大面積連片分布于盆地坳陷或斜坡區(qū)。我國頁巖油主要分布在中新生代湖相地區(qū)，具有較大的資源潛力，但由于頁巖油構(gòu)造復(fù)雜、有機碳含量低、熱演化程度中等、沉積環(huán)境特殊、分布不均、相變較快、非均質(zhì)性較強等問題，開發(fā)頁巖油難度較大[1]。實踐證明，開發(fā)頁巖油氣田最經(jīng)濟有效的方式是水平井壓裂技術(shù)。傳統(tǒng)頁巖油增產(chǎn)技術(shù)[2-5]包括水平井技術(shù)、CO2驅(qū)替技術(shù)和壓裂增產(chǎn)技術(shù)：①水平井技術(shù)具有井筒和儲層接觸面積大，裂縫相交機率高，開采延伸范圍大的優(yōu)點，但其開采投資大、且鉆完井和開采機理較復(fù)雜；②CO2驅(qū)替技術(shù)可以有效改善油水流度比、降低原油黏度，增大波及面積，提高驅(qū)油效率，但容易使蠟和瀝青質(zhì)從原油中沉淀析出，油井CO2氣竄，工藝成本高；③壓裂技術(shù)[6-9]又可分為同步壓裂、重復(fù)壓裂[10-11]、分段壓裂等技術(shù)，主要通過對井進行水力壓裂產(chǎn)生的應(yīng)力干擾提高網(wǎng)狀裂縫密度和復(fù)雜程度，提高儲層滲流能力，增加改造體積從而有效提高采收率。

在以往頁巖油壓裂增產(chǎn)技術(shù)基礎(chǔ)上，本文提出一種雙水平井逐級加密壓裂輔助重力驅(qū)頁巖油開發(fā)技術(shù)，通過油藏工程計算確定合理參數(shù)，采用數(shù)值模擬的方法建立雙水平井逐級加密壓裂模型，對比分析不同壓裂方式開采效果，優(yōu)選最佳壓裂方案。

1 雙水平井逐級加密壓裂頁巖油開發(fā)技術(shù)理論

1.1 基本原理

雙水平井逐級加密壓裂是在靠近油層底部鉆取一對上下平行的雙水平井，并對上方水平井進行加密壓裂，壓出較深的裂縫縫網(wǎng)，提高油層的孔隙度和滲透率，從而使得目的層中的頁巖油在重力驅(qū)的作用下泄到下方水平井中，最終開采至地面。逐級加密壓裂具體步驟包括：①對水平井先進行較大裂縫間距的初次壓裂；②當(dāng)生產(chǎn)達到油藏開采經(jīng)濟極限后，在兩裂縫之間再次進行等距壓裂，使裂縫排布逐漸緊密；③再次到達油藏開采經(jīng)濟極限后，重復(fù)步驟②對水平井進行體積壓裂。

雙水平井逐級加密壓裂開發(fā)頁巖油數(shù)值模擬步驟：①收集油藏特性參數(shù)數(shù)據(jù)和地質(zhì)因素數(shù)據(jù)；②根據(jù)頁巖油儲層頂、底部埋藏深度設(shè)計布置井位，建立兩口水平井，注入井在上，生產(chǎn)井在下；③對水平井進行逐級加密壓裂，進而提高原油采收率；④利用數(shù)值模擬通過和常規(guī)壓裂進行對比分析，確定其最佳壓裂級數(shù)、年限等數(shù)據(jù)，提高采收率。水平井逐級加密壓裂物理模型如圖1、圖2所示。

圖1 注入井逐級加密壓裂過程圖

圖2 生產(chǎn)井逐級加密壓裂過程圖

1.2 主要參數(shù)設(shè)計

1.2.1 水平井布置相關(guān)參數(shù)

為了更好地進行參數(shù)設(shè)計，在進行雙水平井逐級加密壓裂之前，先進行地質(zhì)分析確定頁巖油儲層頂部和底部的埋藏深度；然后設(shè)計布置井位，確定水平壓裂井和水平生產(chǎn)井的井位，將水平面方向上兩井之間水平段在垂向上的距離控制在20 m 以上。最后鉆井，在鉆井過程中，在壓裂井井位鉆取垂直井眼，垂直井眼鉆至頁巖油儲層底部以上1.3～2.3 m。水平井眼軌跡通常設(shè)計為沿著最小主應(yīng)力方向，為了降低鉆井成本，采用長水平井開發(fā)，通常采用中長半徑，水平段長度介于1 000～1 500 m。利用注入井向地層連續(xù)注入蒸汽加熱原油，降低原油黏度在重力作用下流向下部生產(chǎn)井。重力作為驅(qū)動原油的動力，主要進行注蒸汽重力輔助開采，利用蒸汽的汽化潛熱加熱原油。

1.2.2 利用油藏工程通過產(chǎn)能求出油井極限控油半徑

低滲透油藏裂縫間距取極限控油半徑的2 倍，通過水平井水平段長度和裂縫間距求出裂縫條數(shù)，進而求出壓裂級數(shù)。

低滲透油藏油井極限控油半徑公式[12]：

式中：r極限為極限泄油半徑，m；Δp為油井生產(chǎn)壓差，MPa；k為有效滲透率，10-3μm2；μ為流體黏度，mPa·s。

裂縫條數(shù)公式：

式中：S為水平井長度，m；n為裂縫條數(shù)。

壓裂級數(shù)公式為：

式中：b為壓裂級數(shù)。

1.2.3 確定單井產(chǎn)量極限

壓裂水平井會產(chǎn)生多條裂縫[13]。根據(jù)達西公式求出單個裂縫的日產(chǎn)量公式如下，進而求出整個水平井的產(chǎn)量，結(jié)合油藏剩余可采儲量計算生產(chǎn)年限。

單個裂縫產(chǎn)量公式[14]：

式中：qj為一條裂縫產(chǎn)量，m3/d；Δp為生產(chǎn)壓差，MPa；h為油層厚度，m；a為油層長度，m。

壓裂水平井產(chǎn)量：

式中：qF為壓裂水平井產(chǎn)量，m3/d。

水平井產(chǎn)量遞減通用方程[15]:

式中：Qsc為水平井t時刻的產(chǎn)量，104m3/d;qsci為水平井產(chǎn)量遞減前的穩(wěn)產(chǎn)量，104m3/d;n′為遞減指數(shù)，大于等于0且小于等于1的小數(shù)；ai為初始遞減率；t為水平井生產(chǎn)時間，年；t0為水平井穩(wěn)產(chǎn)時間，年。

采用指數(shù)遞減規(guī)律，取n′=0，

整個油藏生產(chǎn)年限Y（一年按365天計算）為：

式中：C為油藏剩余可采儲量，m3。

2 雙水平井逐級加密壓裂方式分析

2.1 數(shù)值模擬模型的建立

以某油藏為例，油藏溫度為141.7 ℃，泡點壓力為11.34 MPa，原油密度為891 kg/m3，黏度為2.25 mPa·s，油藏平均孔隙度為1.3%，平均滲透率為5.6×10-3μm2。利用CMG軟件建立8×16×52的數(shù)值模型，總網(wǎng)格數(shù)6 656個，模型分為52個小層，4 210.4 m處建立一口水平生產(chǎn)井，4 172.4 m處建立一口水平注入井，進行逐級加密壓裂輔助滲流模擬研究，其中，注汽作為驅(qū)動原油的主要動力，蒸汽溫度為200 ℃，蒸汽干度0.7。由于水平生產(chǎn)井需要部署靠近在油層底部的位置，以便最大限度地利用重力泄油的高度，因此，首先鉆取上方水平注入井并進行逐級加密壓裂，再根據(jù)縫高尺寸確定底部水平生產(chǎn)井位置。兩口水平井在XOZ 平面的井位如圖3 所示，其中Well-1為下面方生產(chǎn)井，Well-2為上面方注入井。

圖3 雙水平井位置圖

水平井未進行壓裂時，油藏日產(chǎn)油量和累產(chǎn)油量曲線如圖4所示。

圖4 未進行壓裂處理時日產(chǎn)油量、累產(chǎn)油量變化曲線

從未進行壓裂處理產(chǎn)油量曲線可以看出，隨著生產(chǎn)的進行，日產(chǎn)油量逐漸降低，截至2029 年其日產(chǎn)油量為0.38 m3，累產(chǎn)油量為3 192.04 m3。并且，逐級加密壓裂后注入井周圍地層含油飽和度明顯降低（圖5、圖6），水平井根端含油飽和度由0.58 降為0.32，說明逐級加密壓裂技術(shù)可較好地改善了地層的滲透性，將更多的原油排泄至生產(chǎn)井，大大提高原油的采收率。

圖5 壓裂前后注入井周圍XOY平面含油飽和度變化情況

圖6 壓裂前后注汽井周圍XOZ平面含油飽和度變化情況

2.2 兩口井進行不同壓裂方式的對比分析

在上例油藏中建立一口生產(chǎn)井、一口注入井，井長1 600 m，兩井之間水平段在垂向上的距離為30 m，地層供給壓力為29 MPa，井底流壓為20 MPa。根據(jù)1.2.2中的式（1）計算可得油井極限控油半徑r極限為50 m，根據(jù)式（2）、式（3）計算可得需要16條裂縫，三級壓裂。一級壓裂在2019年1月壓出5條裂縫，根據(jù)日產(chǎn)油曲線得出二級壓裂在2019年5月開始壓出4條裂縫，同理三級壓裂在2021 年開始壓出8 條裂縫。根據(jù)式（4）計算一條裂縫的產(chǎn)量為372.45 m3/d。油藏的可采儲量為144.74×105m3。該區(qū)塊設(shè)置2019年開始生產(chǎn)，常規(guī)壓裂為2019年一次性壓裂，裂縫間距500 m；雙水平井逐級加密壓裂是在常規(guī)壓裂的基礎(chǔ)上，在裂縫之間繼續(xù)進行壓裂，生產(chǎn)到2029年；裂縫寬度為0.2 cm，裂縫半長為150 m。

1）對注入井分別進行常規(guī)壓裂和雙水平井逐級加密壓裂處理發(fā)現(xiàn)：在生產(chǎn)井不進行壓裂處理的前提下，對注入井進行逐級加密壓裂和常規(guī)壓裂，其日產(chǎn)油量、累產(chǎn)油量與不進行壓裂時相比變化不大，這是因為儲層物性較差，并且注入氣體波及范圍較小，對生產(chǎn)井影響較小。

2）對生產(chǎn)井分別進行常規(guī)壓裂和雙水平井逐級加密壓裂得到其日產(chǎn)油和累產(chǎn)油如圖7 所示，由圖7可以看出，對生產(chǎn)井進行壓裂處理，日產(chǎn)油量和累產(chǎn)油量顯著提高，相比常規(guī)壓裂，進行逐級加密壓裂后日產(chǎn)量曲線明顯上升，日產(chǎn)油量為3.46 m3，累產(chǎn)油量為30 971.4 m3，相比于常規(guī)壓裂提高了67.37%。

圖7 生產(chǎn)井兩種不同壓裂方式下日產(chǎn)油量、累產(chǎn)油量變化曲線

3）對兩口井同時進行壓裂得到不同壓裂曲線如圖8所示，包括以下4種壓裂方式：注入井常規(guī)壓裂、生產(chǎn)井逐級加密壓裂；注入井逐級加密壓裂、生產(chǎn)井常規(guī)壓裂；兩口井同時進行逐級加密壓裂；兩口井同時進行常規(guī)壓裂。由圖8 可以看出，對注入井進行逐級加密壓裂后，其日產(chǎn)油量和累產(chǎn)油量都有明顯的下降，這是因為注入井加密后與生產(chǎn)井裂縫相溝通，形成滲流優(yōu)勢通道，導(dǎo)致產(chǎn)水增加，沒有成功驅(qū)替地層中的原油，致使產(chǎn)油量降低。對生產(chǎn)井進行逐級加密壓裂能有效提高累產(chǎn)油量，以上4種壓裂方式中采用注入井常規(guī)壓裂、生產(chǎn)井逐級加密壓裂的方式累產(chǎn)油量最大，為32 273.1 m3，相比兩口井均采用常規(guī)壓裂產(chǎn)量提高了24 584.31 m3，即提高了3倍。這是因為對生產(chǎn)井進行逐級加密壓裂增加了儲層有效改造體積，擴大了油氣滲流通道，有效提高了原油的采收率。

圖8 兩口井不同壓裂方式下日產(chǎn)油、累產(chǎn)油曲線

通過采用不同壓裂方式對比發(fā)現(xiàn)，進行雙水平井逐級加密壓裂能有效提高原油的采收率。對于此油田，對注入井進行壓裂對油藏采收率影響不大。綜合考慮經(jīng)濟等因素，采用注入井常規(guī)壓裂、生產(chǎn)井逐級加密壓裂的方式進行開采原油采收率最高。

3 結(jié)論

1）雙水平井逐級加密壓裂輔助重力開采可有效提高頁巖油儲層的產(chǎn)油量。雙水平井、重力驅(qū)輔助和逐級加密壓裂這3種技術(shù)的結(jié)合，一方面，通過加密壓裂提高了泥頁巖的孔隙度和滲透率,通過水力裂縫溝通天然裂縫增強滲流能力，從而降低了頁巖油的滲流阻力；另一方面，通過重力驅(qū)的輔助降低了采油過程中的能量損耗，降低了采油成本，采用雙水平井大大提高了原油的波及效率，從而提高了采收率。

2）對生產(chǎn)井進行逐級加密壓裂能有效提高累產(chǎn)油量。對于不同的油藏，可通過數(shù)值模擬對比，選擇最優(yōu)加密壓裂方式。

3）此油田考慮經(jīng)濟因素，采用注入井常規(guī)壓裂、生產(chǎn)井逐級加密壓裂的方式開采原油采收率最高，累產(chǎn)油量為32 273.1 m3，相比于其常規(guī)壓裂提高了3倍。