页岩油压裂蓄能增压效果研究

页岩油压裂蓄能增压效果研究

刘蕊宁1

（新疆油田公司工程技术研究院）

摘要 页岩油储层渗透率极低，投产过程中压力递减快，大规模注入滑溜水在一定程度上可以起到补充地层能量的作用。但对于滑溜水蓄能增压效果，目前还缺乏认识。为此，通过净压力拟合反演裂缝参数，运用油藏数值模拟软件预设裂缝，建立了页岩油藏水平井压裂蓄能数值模型，在此基础上进行压裂液注入模拟、焖井模拟和产能模拟。分析了入井液强度、入井液粘度对蓄能增压效果的影响。结果表明：入井液强度越高，蓄能效果越好，增加入井液强度，有利于延长自喷期，提高自喷期间的采油量；入井液粘度越低，蓄能效果越好。

关键词 页岩油 压裂水平井 数值模拟 蓄能效果

压裂蓄能是一种采用大规模液量注入，通过长时间焖井使井底压力充分扩散，以提升地层能量的压裂工艺。目前吉木萨尔页岩油开发已形成密切割、高排量、高液量的压裂主体工艺，入井液强度（单位改造段长的压裂液用量）从2012年~2014年的先导试验阶段的16.9m³/m提高到近年来27.9m³/m，更是在2018年达到了顶峰35m³/m。但对于滑溜水蓄能增压效果而言，目前还没有开展研究，缺乏认识。

压裂蓄能的关键在于精确模拟压裂液的注入过程，得到压裂结束时的地层压力场和流体饱和度场分布。因此，本文亦采用油藏数值模拟软件，模拟压裂注入过程，以注入结束时刻的压力分布和含水饱和度分布作为初始条件，在此基础上进行焖井模拟和产能模拟，分析不同入井液强度、入井液粘度、焖井时间对滑溜水蓄能效果的影响，为页岩油高效开发提供理论指导。

1 模型建立

页岩油水平井分段压裂会产生近百条水力裂缝，如果模拟全井段的压裂液注入过程，模拟效率低下，且对于机理分析是没有必要的，因此，本文以单段裂缝作为研究对象。

采用FracproPT软件，对吉木萨尔页岩油下甜点某井最后一段的实际施工曲线进行净压力拟合，反演得到水力裂缝长度为146.5m、裂缝高度35m、平均裂缝宽度0.0121m。

基于CMG软件建模对页岩油藏分段压裂水平井进行表征（图1），对水力裂缝周围进行了网格加密以捕捉瞬变流动，同时保证模拟计算的收敛性，相关参数如下：网格数量45 100 19，模拟区域x方向长度45m（大约为该井的平均段间距），y方向长度为320m，z方向厚度为38m。水力裂缝参数设置引用裂缝反演结果，共3簇裂缝，簇间距11m。对该井的实际地质模型进行了一定的简化处理，油藏顶部隔层6m，中部夹层2m，底部隔层12m，油层总厚度18m。隔夹层为非渗透层，油层渗透率为0.01mD，含油饱和度0.63，孔隙度0.11，地层压力42MPa，地层温度90℃，地层原油粘度10mPa.s，地层原油密度840kg/m³，压裂液粘度1.5mPa.s，压裂液密度1000kg/m³，原油压缩系数8 10^-4MPa^-1，压裂液压缩系数4 10^-4MPa^-1。

图1 页岩油水平分段压裂示意图及数值模拟网格划分

2 蓄能效果分析

2.1入井液强度的影响

焖井45天之后，做生产模拟。设置定产液量生产，产液速度设置为1.8m³/d，为单段的产液量。按照每段裂缝的供液能力相同，折算到全井，产液量大约为60m³/d。

研究了入井液强度对自喷时长的影响（图2）。根据井深，结合吉木萨尔页岩油实际生产过程中含水率，停喷时刻井底压力等于油水混合物静液柱压力，计算得到停喷时的井底压力大约为29.2MPa。入井液强度从25m³/m提高到40m³/m，自喷期分别为394天和564天，自喷期延长170天。入井液强度越高，井底压力下降越慢且下降的空间越大，最终自喷期越长，蓄能增压的效果越好。

图2 不同入井液强度下自喷期间井底压力变化

图3为不同入井液强度下，自喷期间累计产油和产水情况，入井液强度越高，自喷期间的累计产油量越大。入井液强度从25m³/m提高到40m³/m，自喷期间单段累计产油量从458m³提高到534m³，自喷期产油量提升16.6%。因此现场在进行压裂时，应尽可能保证入井液量，提高自喷期间的累计产油量，提升页岩油开发效果。

图3 入井液强度对产量的影响

2.2入井液粘度的影响

研究了入井液粘度（破胶之后）对蓄能效果的影响。图4为不同入井液粘度下的井底压降曲线，入井液粘度越高，初始时刻压力越高，这是由于入井液粘度越高，滤失越小，缝内压力越难以扩散，因此初始压力保持较高。但入井液粘度越高，井底压力递减越快，自喷时间越短。

图4 不同入井液粘度下自喷期间井底压力变化

图5为入井液粘度对自喷期间产量的影响，入井液粘度越高，自喷期间累计产油量越小。液粘度从1 mPa.s上升到2 mPa.s，自喷期间的累计产油量从510m³下降至481m³，下降5.7%。因此在压裂施工时应尽可能提高滑溜水比例，提升蓄能增压效果。

图5 入井液粘度对产量的影响

3 结论

1）入井液强度越高，蓄能效果越好，增加入井液强度，有利于延长自喷期，提高自喷期间的采油量。

2）入井液粘度越低，蓄能效果越好。压裂设计时，应尽可能的提高滑溜水比例。

参考文献

1. 张涛, 李相方, 杨立峰,等. 关井时机对页岩气井返排率和产能的影响[J]. 天然气工业, 2017, 037(008):48-60.

2. 朱维耀, 马东旭, 朱华银,等. 页岩储层应力敏感性及其对产能影响[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(005):892-897.

1作者简介：刘蕊宁（1995年——），女，江苏，汉，硕士研究生，新疆油田公司工程技术研究院，助理工程师，油气田开发.