低滲致密油藏分段壓裂水平井滲流規(guī)律物理模擬實驗研究

低滲致密油藏分段壓裂水平井滲流規(guī)律物理模擬實驗研究

在中國的石油勘探儲量和非動用儲量中，低滲密度儲量占很大比例。由于儲層微觀孔結構的復雜性，這些油藏的喉嚨較小，傳統(tǒng)直井和平井的開發(fā)使用程度較低，使用難度較大。近年來,隨著分段壓裂水平井工藝技術的快速發(fā)展,分段壓裂水平井在低滲/致密油藏中的應用取得了很好的開發(fā)效果。中國石油和中國石化也都相繼開展了分段壓裂水平井的開發(fā)試驗。但隨著開發(fā)試驗的不斷進行,分段壓裂水平井所暴露的問題也越來越多,迫切需要對分段壓裂水平井的開采機理和滲流規(guī)律進行深入研究,以指導低滲/致密油田的合理開發(fā)。而目前國內外關于分段壓裂水平井開采機理和滲流規(guī)律的研究尚少,因此,筆者等利用自主研發(fā)的大型露頭巖樣高壓物理模擬實驗系統(tǒng)和低滲/致密油藏非線性滲流油藏數(shù)值模擬軟件,建立了低滲/致密油藏分段壓裂水平井的物理模擬方法和油藏數(shù)值模擬方法,并利用這些方法,研究了直井和分段壓裂水平井聯(lián)合布井和分段壓裂水平井衰竭式開采方式下的滲流規(guī)律,為低滲/致密油藏分段壓裂水平井技術的大面積推廣奠定了一定的基礎。1壓裂水平井的物理模擬1.1實驗系統(tǒng)組成大型露頭巖樣高壓物理模擬實驗系統(tǒng)由耐高壓的封裝露頭模型、抽真空系統(tǒng)、高壓夾持器(高壓倉)、環(huán)壓系統(tǒng)、高壓倉壓力保護系統(tǒng)、注入系統(tǒng)、控制采集系統(tǒng)和出口測量系統(tǒng)組成(圖1)。該實驗系統(tǒng)可對500mm×500mm×300mm的露頭巖樣模型進行物理模擬實驗,實驗系統(tǒng)最高壓力可達到25MPa,露頭模型空氣滲透率可達到0.1mD。該實驗系統(tǒng)還改進了傳統(tǒng)的中高滲透填砂大模型物理模擬實驗系統(tǒng)的螺栓緊固方式和電橋式多通道電阻率測量方法,采用碳纖維密封圈,卡箍式卡緊裝置及新式多通道電阻率測量方法(圖2),并用液壓系統(tǒng)對卡箍、蓋體進行打開、提升、降落和關閉操作,提高了實驗測量精度,降低了實驗操作難度。1.1.1旋轉控制及密封優(yōu)化為了滿足500mm×500mm×300mm的露頭模型在25MPa條件下進行物理模擬實驗,高壓倉容積必須達到350L以上,其屬于3類高壓容器。高壓倉還采用鍛壓高強度碳鋼進行倉體加工,用316L不銹鋼堆焊技術進行內壁處理,從而保證了倉體強度和耐腐蝕性。以往設備常采用橡膠密封圈進行端面密封,用螺栓緊固方式壓緊密封圈,但由于高壓倉倉體面積較大,螺栓受到的作用力很強且由于多根螺栓上緊程度很難一致,不同螺栓上的螺扣受力不均,造成螺栓容易損壞,給實驗安全帶來了很大風險,而且螺栓的操作費力,一般人員無法滿足實驗需要。這就造成了目前國內僅有的幾套大模型填砂物理模擬設備的利用率極低。針對上述問題,大型露頭巖樣高壓物理模擬實驗系統(tǒng)采用碳纖維密封圈和卡箍式卡緊裝置,避免了采用螺栓緊固方式?？ü渴骄o固方式受力均勻,加上相應的保險裝置,使實驗安全風險大大降低。此外,碳纖維材料的使用,大大降低了由于橡膠圈不穩(wěn)定性造成的危險,并減少了密封圈的損壞率。同時,采用卡箍式緊固方式,為采用液壓系統(tǒng)對卡箍、蓋體進行打開、提升、降落和關閉的操作提供了可能。該系統(tǒng)共使用了4套液壓缸:第1套液壓裝置控制卡箍的張開和閉合;第2套液壓缸控制蓋體的提升和降落;第3套液壓缸完成蓋體的旋轉和復位;第4套液壓缸控制卡箍的鎖閉裝置,在卡箍鎖閉后,將無法打開卡箍,保證實驗過程中蓋體無法打開,有效降低了安全風險。液壓系統(tǒng)的使用,使大模型實驗操作變得簡單,系統(tǒng)開啟或關閉過程在5min內便可以完成。1.1.2高效測量電路目前多通道電阻率的測量,一般采用電橋設備與繼電器控制系統(tǒng)組合,可利用一臺電橋設備進行多通道電阻率的測量。這種測量方法不但接線復雜、接線點多、連線順序也要求高,易導致測量容量降低,而且由于其采用瞬間電阻率測量方法,沒有接地絕緣。大型露頭巖樣高壓物理模擬實驗系統(tǒng)的模型接口與設備連接,多部位出現(xiàn)接地條件,與周圍環(huán)境無法絕緣,因此,無法滿足多通道電阻率的實驗需求。針對上述問題,大型露頭巖樣高壓物理模擬實驗系統(tǒng)改變了原有一個開關量控制一路測量通道的方法,將多路開關量并聯(lián)到電橋正極,多路開關量并聯(lián)到電橋負極,通過同時調整正、負極開關量的方法,選擇測量通道。單片機控制不同的電子開關,分別控制電橋兩級接到不同的電極上,這樣分別在對電極編號后,按照順序連接到電橋正極接點后,再按照順序連接到電橋負極接點,就可以完成所有電極間的電阻率測量(圖2)。該方法不但可以進行與周圍環(huán)境無法絕緣物體的電阻率測量,而且還降低了設備復雜性,提高了設備的測量容量,系統(tǒng)理論測量數(shù)據(jù)量為870路,從而改變了以往設備60個端子只能測量30路電阻率數(shù)據(jù),提高了分析精度。1.1.3數(shù)據(jù)的采集、顯示和記錄在實驗過程中,需要對模型各點的壓力數(shù)據(jù)和電阻率數(shù)據(jù)進行監(jiān)測,而監(jiān)測的數(shù)據(jù)需要進行采集、顯示和記錄。在系統(tǒng)中,摒棄了過去常用的PLC技術,采用工控機和WindowsCE系統(tǒng),使控制系統(tǒng)本身成為一個操作系統(tǒng),并可以按照需要直接對操作進行編程,從而使系統(tǒng)的升級能力大大加強。1.2大型露頭模型封裝及飽和方法以及測試方法在已有的研究中,已經(jīng)提出了大型露頭模型巖樣的篩選標準,并給出了大型露頭模型封裝和飽和方法,以及壓力和流場測試方法。在此基礎上進一步研究了分段壓裂水平井的物理模擬實驗方法。1.2.1露頭巖樣的篩選低滲/致密油藏的理論研究和開發(fā)實踐表明,滲透率已不能完全反映低滲/致密油藏的本質特征。在相同滲透率條件下,不同油區(qū)的儲層開發(fā)差異較大。因此,選擇用來模擬油田開發(fā)特征的露頭巖樣就顯得非常重要。從圖3中也可以看出,所取的露頭巖樣與大慶油田某區(qū)塊孔滲相近巖樣的孔喉半徑分布特征相似,與長慶油田某區(qū)塊孔滲相近巖樣的孔喉半徑分布特征相差較大,如果用該露頭模型模擬長慶油田某區(qū)塊的滲流特征將會產(chǎn)生較大誤差。因此,為了使得所取的露頭模型具有代表性,就必須讓所取的露頭模型與所模擬的儲層達到孔滲相近、孔喉半徑分布特征和滲流特征相似及黏土礦物含量接近。1.2.2膠結劑和石英砂的用量對模擬水平井和人工裂縫場的影響根據(jù)分段壓裂水平井的設計方案[圖4(a)]和現(xiàn)場裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù),結合相似理論,設計露頭巖樣裂縫的分段數(shù)和裂縫的導流能力。采用切割鋸切割方法,在露頭巖樣中形成不同長度的切割縫,用不同的石英砂的粒徑與膠結劑混合后充填裂縫,來模擬水平井和人工裂縫的導流能力[圖4(b)]。在分段壓裂水平井模型的封裝過程中,沒有采用常用的普通環(huán)氧樹脂封裝,因為這種封裝方法由于環(huán)氧樹脂固結速度太快時,封裝材料會產(chǎn)生裂紋,從而造成封裝失敗。而是采用不飽和環(huán)氧樹脂添加韌性劑,從而保證了模型的膠結強度。通過采用特殊環(huán)氧樹脂和設計膠結流程,延緩了環(huán)氧樹脂的膠結速度,保證了模型的封裝質量。并用特殊材料預處理模型表面,防止膠結過程中的環(huán)氧樹脂侵入裂縫體內,造成模型堵塞。1.2.3抽真空飽和實驗低滲/致密露頭模型體積大,滲透率低,封裝成型后與外界連通的只有注采井以及預留的測壓孔,且內部由于水平井和人工裂縫的存在,造成了嚴重的平面非均質性,利用常規(guī)的單點抽真空飽和方法無法保證所有部位都能完全飽和液體,且飽和時間長,無法對飽和過程和飽和效果進行監(jiān)測。針對以上問題,設計了抽真空飽和實驗裝置(圖5)。該裝置采用多點抽真空及飽和法,即多點(含注采井及預留測壓孔)抽真空,保證不同位置真空度都很高,同時設置真空表觀察真空度變化情況。當達到真空以后從非抽真空點飽和流體,再次觀察真空度變化,當真空度恢復到大氣壓以后,說明所在位置已經(jīng)飽和完全。實驗結果表明,該方法很好地解決了低滲/致密露頭模型的抽真空及飽和問題。1.2.4有效驅動系數(shù)和有效產(chǎn)能系數(shù)為了評價分段壓裂水平井的開發(fā)效果,提出了兩個參數(shù)來評價其有效驅動的程度。(1)有效驅動系數(shù)。將流體在低滲/致密油藏中滲流流動分為3個區(qū)域:不流動區(qū)、非線性滲流區(qū)和擬線性滲流區(qū)。根據(jù)實驗小巖心(從大模型中鉆取)測得的非線性滲流曲線,結合露頭模型實測壓力梯度場,對模型平面進行滲流區(qū)域的劃分,將平面模型中能夠發(fā)生流動的面積(非線性滲流區(qū)面積與擬線性滲流區(qū)面積之和)與整個模型單元面積的比值稱為有效驅動系數(shù)。有效驅動系數(shù)反映的是流體平面波及的狀況。有效驅動系數(shù)越趨近于0,說明非線性滲流區(qū)和擬線性滲流區(qū)越趨近于0,整個模型基本上處于不流動區(qū)域;最大值為1,說明整個模型均處于流動狀態(tài)。(2)有效產(chǎn)能系數(shù)。將露頭模型實測產(chǎn)量與理論產(chǎn)量(整個模型中的不流動區(qū)域不再減小時所對應的產(chǎn)量)的比值定義為有效產(chǎn)能系數(shù)。有效產(chǎn)能系數(shù)反映單井產(chǎn)量的相對大小,其最大值為1,說明模型實測產(chǎn)量與理論產(chǎn)量相等。有效驅動系數(shù)和有效產(chǎn)能系數(shù)不僅能夠體現(xiàn)非線性滲流對低滲/致密油藏有效開發(fā)的影響,而且油藏非均質程度、裂縫發(fā)育程度、井網(wǎng)與儲層的匹配程度等因素都能夠影響有效驅動系數(shù)和有效產(chǎn)能系數(shù)。因此有效驅動系數(shù)和有效產(chǎn)能系數(shù)能夠綜合反映分段壓裂水平井對低滲/致密油藏的有效開發(fā)程度。2分段壓裂水平井開采井網(wǎng)參數(shù)分析利用自主研發(fā)的大型露頭巖樣高壓物理模擬實驗系統(tǒng)和自主研發(fā)的低滲/致密油藏非線性滲流油藏數(shù)值模擬軟件,通過分析分段壓裂水平井在不同條件下的壓力、壓力梯度、含油飽和度和滲流區(qū)域的變化規(guī)律來研究分段壓裂水平井的滲流特征,并進行了分段壓裂水平井開采井網(wǎng)參數(shù)的優(yōu)選。2.1分段壓裂水平井以大慶油田某水平井和直井聯(lián)合布井現(xiàn)場試驗區(qū)為例(圖4),設計了3套方案進行對比。第1套方案為水平井不進行分段壓裂,即壓裂半縫長為0;第2套方案為水平井進行分段壓裂,壓裂半縫長為100m;第3套方案為水平井進行分段壓裂,壓裂半縫長為150m。并進行了兩種驅替壓差的實驗,分別為30kPa和50kPa,物理模擬實驗結果如圖6、表1和表2所示。從物理模擬實驗結果可以看出,在相同驅替壓差下,分段壓裂水平井的壓力梯度值要比不壓裂水平井的壓力梯度值高,且隨著壓裂半縫長的增加,壓力梯度值增加。分段壓裂水平井的不流動滲流區(qū)域要比不壓裂水平井的不流動滲流區(qū)域小,而分段壓裂水平井的擬線性區(qū)域要比不壓裂水平井的擬線性區(qū)域大。在相同的分段壓裂水平井條件下,擬線性滲流區(qū)域隨壓差的增大而增大,不流動滲流區(qū)域隨壓差的增大而減小。因此,對于低滲/致密油藏水平井可以通過適當增加壓裂規(guī)?；蛱岣咦⒉蓧翰顏碛行У亻_發(fā)低滲/致密儲層。2.2不壓裂水平井模擬分別用物理模擬與數(shù)值模擬兩種方法來模擬水平井-直井井網(wǎng)不同注采方式下的開采結果和滲流規(guī)律(圖7)。從研究結果可知:①無論是物理模擬,還是數(shù)值模擬,不壓裂水平井作為注水井能夠實現(xiàn)線狀注水,且水量均勻推進,可以實現(xiàn)較大的波及面積。壓裂水平井作為采油井也可以實現(xiàn)較大的泄油面積,且井筒壓降小。②物理模擬的實驗結果與數(shù)值模擬的結果基本吻合,達到了相互印證。從兩者之間的差異可以看出,物理模擬更能揭示分段壓裂水平井的滲流機理,并可以為數(shù)值模擬的參數(shù)選取提供指導。2.3基于數(shù)值模擬的分段壓裂水平井開采影響因素分析以吉林油田分段壓裂水平井某現(xiàn)場試驗區(qū)為例,利用自主研發(fā)的低滲/致密油藏非線性滲流油藏數(shù)值模擬軟件,分析不同因素對分段壓裂水平井開采效果的影響。2.3.1分段壓裂水平井分段確定在水平井長度為800m時,分別設計了5個滲透率級別(0.3mD、0.5mD、1.0mD、3.0mD和10.0mD),以及不同的分段數(shù)(1段—8段)、裂縫半縫長(80m、100m、120m、150m、180m、200m和220m)和裂縫導流能力(10D·cm、20D·cm、30D·cm和40D·cm),共計1120個方案來研究滲透率、分段數(shù)和裂縫導流能力對分段壓裂水平井開采效果的影響。在優(yōu)選出的不同滲透率條件下,分段壓裂水平井的最佳分段數(shù)、最佳裂縫半縫長和最佳裂縫導流能力的計算結果見表3和圖8。從模擬結果可以看出:①當水平井長度一定時,分段壓裂水平井隨著滲透率的降低,最佳分段數(shù)越來越多。當水平段長度為800m,滲透率為10mD時,最佳分段壓裂數(shù)為4段;滲透率為0.3mD時,最佳分段壓裂數(shù)為7段。即儲層越致密,需要分段壓裂的井段越多。②對于滲透率級別的改變,最為敏感的是分段數(shù),其次是裂縫半縫長,裂縫導流能力最為不敏感。③當滲透率為0.3mD時,分段數(shù)為7段的分段壓裂水平井的壓力梯度場比分段數(shù)為2段和4段的分段壓裂水平井的壓力梯度場要高。但由于滲透率較低,壓力梯度場僅發(fā)生在裂縫附近,很難擴展到儲層的遠方。2.3.2水平井長度、分段數(shù)和裂縫導流能力的確定滲透率為0.5mD時,設計了5個水平井長度(400m、500m、600m、700m和800m),在每個水平井長度上,又分別設計了不同的分段數(shù)(1段—8段)、裂縫半縫長(80m、100m、120m、150m、180m、200m和220m)和裂縫導流能力(10D·cm、20D·cm、30D·cm和40D·cm),共計1120個方案來研究水平井長度、分段數(shù)和裂縫導流能力對分段壓裂水平井開采效果的影響。在優(yōu)選出的不同水平井長度條件下,分段壓裂水平井的最佳分段數(shù)、最佳裂縫半縫長及最佳裂縫導流能力的計算結果見表4。從表4可以看出,當滲透率一定時,隨著水平井長度的增加,水平井壓裂的最佳段數(shù)也逐漸增加,而