压裂防砂数值模拟技术研究及应用

1压裂防砂数值模拟技术研究及应用摘要：本文论述了疏松砂岩油藏压裂防砂机理、关键理论技术，重点进行了数值模拟研究，并以Mfrac、Gohfer、Fracpro软件为例，进行了裂缝形状及参数预测、压后效果分析、射孔层段/排量/液量优化组合、加转向剂缝高控制模拟等，数模结果在众多区块、油井的现场应用中取得了良好效果，为该类油藏防砂和高效开发提供了借鉴。关键词：疏松砂岩油藏压裂防砂数值模拟现场应用效果分析一、概述在疏松砂岩油藏在开发过程中，由于出砂严重及钻井污染得不到解除，严重影响油井正常生产，主要表现在：疏松砂岩渗透层不仅在近井地带普遍存在污染带，地层深部的渗透率也会因生产过程中的微粒移动不断下降，有的还相当严重。常规解堵方法不仅有效期短，而且不能解决地层深部伤害的解除和防范问题。常规防砂方法如化学防砂、机械防砂会造成油井产能进一步降低。因此利用防膨稳砂剂作为预先处理液，采取适当的压裂充填措施，能够在很大程度上缓解上述矛盾或彻底解决有关问题。压裂防砂技术可在地层中形成高导流能力裂缝，从而防止油层深部岩石微粒运移，实现近井地带解堵及深部穿透污染带，形成有效的防砂带，降低生产压差和近井地带压降漏斗，改变径向流动为双性流动模式，缓解或解除出砂趋势。压裂防砂工艺技术主要包括防膨稳砂、端部脱砂压裂技术（TSO）和压裂充填技术。目前压裂防砂是国外首选的防砂工艺技术，在中国也日益受到重视，应用范围不断扩大。二、压裂防砂机理及关键技术分析研究（一）压裂防砂机理压裂是低渗透油藏开发的主导工艺。压裂防砂之所以能够防砂，是由于裂缝的存在而形成了典型的双线性流动形式，而支撑带对地层微粒又具有桥堵作用。1、压后地层流体的双线性流动模式地层流体向井底的流动必然沿着阻力最小的通道。对于均质未压裂地层，流体流入井底的模式为标准径向流，不同的等压线为大小不同的以井底为圆心的同心圆。油井压裂以后，流体沿着具有高导流能力裂缝的流动阻力非常小。一般简化为垂直于裂缝的直线流和裂缝内的直线流，称为“双线性流动模式”（见图1）。2、裂缝对缓解或避免岩石破坏的作用对于疏松砂岩而言，成功的压裂可使油井的产能提高2-3倍；井底污染堵塞严重的井，压裂增产倍数还会更高。如果保持压裂前后相同的产量，压后生产压差可以降低2倍以上，液体流动压力梯度会有更大幅度的降低。可见，具有高导流能力的压裂裂缝在穿透井底污染堵塞带的同时，将地层流体原来的径向流形式转变为双线流形式，不但可以达到增产目的，而且可以适当降低生产压差和较大幅度地降低压力梯度，从而缓解或避免了岩石骨架的破坏，缓解了出砂趋势和出砂程度。图1压前径向流及压后典型双线性流动模型23、裂缝对降低流体携带微粒能力的作用对于压前径向流动，随着流体向井底的积聚，流动速度越来越来越大。压后双线性流动形式决定了具有较大的裂缝面，对流体有很好的分流作用，从而大大降低流速。压后和压前流速的定量比例关系见表1。表1压后和压前流速比例关系V/VrQ/Qr=1Q/Qr=2Q/Qr=3Lf=30m40mLf=30m40mLf=30m40mR=0.1m0.00520.00390.01040.00780.01560.0117R=1.0m0.0520.0390.1040.0780.1560.117R=5.0m0.260.1950.520.390.780.585由表1可以看出，当压后产量是压前产量的2倍时，压后流体流向裂缝的速度比压前井壁出（r=0.1m）的流速降低了100倍以上，比压前r=1.0m处的流速降低了10倍以上,比压前r=5.0m出的流速降低了2倍以上。很明显，裂缝导致的双线流动形式发挥了很好的分流作用，从而大大降低了流动对地层微粒的冲刷携带作用。4、裂缝支撑带对地层微粒的桥堵作用裂缝支撑带对地层微粒的桥堵作用类似井底砾石充填层的防砂作用。根据地层微粒的粒径分布规律和砾石充填中选择砾石大小的准则，同样可以选择压裂砂粒径规格。必要时还可以设计完全充填涂料砂或在近井的缝口段充填涂料砂，以提高裂缝对地层砂的桥堵作用。由以上所述，压裂产生的高导流能力裂缝对地层出砂趋势的控制作用表现在三个关键环节上：防止减缓岩石结构的破坏，降低流体对地层微粒的冲刷和携带能力以及裂缝填砂带对地层微粒的桥堵作用。三种作用机理的结合形成压裂裂缝的综合防砂机理。（二）压裂防砂关键技术分析研究压裂技术作为一项常规增产增注措施工艺早已在低渗油气藏得到广泛应用，技术十分成熟。而将压裂工艺大规模应用于高渗透胶结疏松的软地层作为防砂完井措施却是二十世纪九十年代的事。Smith等人首次发表了以充填宽裂缝为主要目的的“端部脱砂压裂”技术，使得中、高渗油藏的压裂防砂进入了一个工业应用阶段。目前，在全世界范围内，压裂充填防砂施工井数与日俱增，而且，施工井数已占其它各类防砂井总数的50%。1、端部脱砂压裂技术形成具有高导流能力的“短宽裂缝”是中高渗透油藏压裂防砂成功的关健。因此，不论是压裂充填还是防砂压裂，都必须采用可产生“短宽裂缝”的压裂工艺方法──“端部脱砂压裂”。常规压裂要求泵注足够的前置液充分造缝，施工结束时缝内砂浆前缘接近或恰好到达裂缝前缘；端部脱砂压裂要求在泵注携砂液过程中，缝内砂浆前缘提前到达裂缝周边，限制缝长的进一步增长，促使缝宽较快增大，因此成功的端部脱砂压裂应该是裂缝周边脱砂（图2）。（1）施工参数及泵注特点a）端部脱砂压裂液粘度应低于常规压裂，以适时脱砂；b）泵注排量低于常规压裂，以减缓裂缝伸长速度，控制缝高和便于脱砂；3c）前置液用量比常规压裂少，以使砂浆前缘在停泵前到达裂缝周边；d）砂比通常比常规压裂大，以提高裂缝支撑效率。（2）裂缝延伸规律及施工压力特点常规压裂在整个施工过程中，裂缝长、宽、高一般都是不断增长的，因而井底压力是基本稳定的；端部脱砂压裂在脱砂前裂缝增长规律及压力特征同常规压裂，出现脱砂后，缝长和缝高不再增长，只有缝宽增长较快，井底压力开始按一定速率稳步升高。2、压裂充填技术压裂充填技术就是利用脱砂压裂优化软件优化设计，在地层中形成一条高导流能力裂缝，并井筒形成砂柱，从而达到防砂的目的。它的特点：一是可以在地层中形成一条高导流能力裂缝；二是可以对近井地带进行解堵，增加有效渗透带，提高产量；三是通过在井筒中形成砂柱，阻挡地层沙的迁徙流动起到了防砂作用；四是可减少作业措施，降低作业风险。三、压裂防砂软件模拟研究目前应用的压裂软件以国外开发的较多，如：Gohfer、Fracpro、Mfrac、Stimplan等，大部分都增加了针对疏松砂岩的端部脱砂压裂及压裂充填防砂模拟功能。下面以Mfrac、Gohfer、Fracpro为代表结合具体的模拟应用进行分析。（一）裂缝形状及参数模拟预测1、Z139-X1井用Gohfer软件做的压裂模拟图2、用Fracpro、Mfrac对Z406和M120-5-X4井做的压裂模拟图（二）压裂后效果分析1、M120-5-X4井用Mfrac软件做的压后效果预测图4施工结束时缝内净压力剖面及裂缝宽度剖面Z406井用FracPro模拟M120-5-X4井用Mfrac模拟图5施工结束时铺砂浓度剖面和裂缝宽度剖面42、Y6-8井用Gohfer软件做的压后效果预测（三）射孔层段、排量、液量优化组合1、Z139-×7井用Mfrac软件进行射孔层段优化研究方案井段斜深井段垂深厚度射孔层段，m枪型、孔密12117.5-2152.41638.1-1644.434.9/25.52120~2130127枪弹、16孔/米22117.5-2152.41638.1-1644.434.9/25.52123~2133127枪弹、16孔/米32117.5-2152.41638.1-1644.434.9/25.52126~2136127枪弹、16孔/米通过以上模拟，优选了方案3的射孔方案。2、QK108井用Gohfer软件进行射孔层段及排量方案优化研究QK108井不同射孔及排量方案缝高对比方案射孔方式射孔井段，m水层，m动态缝高，m支撑缝高，m排量，m3/min1全射2642.6-2651.02661.52631.9-2661.82632.9-2659.03.02避射2642.6-2645.12661.52626.3-2656.42626.3-2652.73.03避射2642.6-2645.12661.52626.4-2656.72626.0-2656.04.00123456789101112131415161718010020030040050060070080090010001100时间（d）产量（t/d）不压裂产量20/40中国陶粒4.0lb/sqft-140F20/40中国陶粒2.0lb/sqft-140F01000200030004000500060007000800090001000011000010020030040050060070080090010001100时间（d）累产量（t）20/40中国陶粒2.0lb/sqft-140F20/40中国陶粒4.0lb/sqft-140F不压裂图7压裂充填前后产量预测对比图剖面及裂缝宽度剖面方案一模拟图方案二模拟图方案三模拟图图8Mfrac软件射孔层段优化模拟图方案1全井段射孔的铺砂剖面方案2避射、排量3m3/min的铺砂剖面方案3避射、排量4m3/min的铺砂剖面5通过以上模拟，优选了方案2。3、Z411井用Mfrac软件进行排量、液量优化研究Z411井不同液量及排量方案缝高对比方案射孔方式水层前置液量m3施工排量m3/min1全射上部水层1532全射上部水层152.53全射上部水层102.5通过优化排量及前置液量，方案3可以不压开上部水层。（四）加转向剂缝高控制模拟XX509井压裂层段3256.6-3264.0m，与上部3244.8-3246.6m、3250.4-3252.0m油水同层间隔4.6m，并且产层应力高于上下隔层，通过优化工艺参数并加入了上、下转向剂HCM-1，井温测井表明压裂造缝层段3253.6-3264.0m。四、现场应用效果分析1、胜利油田139块主力含油砂层组为Ng上7，油层埋深1600m～1650m，渗透率高，原油粘度大，胶结疏方案一模拟图方案二模拟图方案三模拟图图10Mfrac软件排量、液量优化模拟图11XX509井压裂净压力剖面（未加转向剂）图12XX509井压前后井温测井曲线（加转向剂）6松，出砂严重，常规防砂工艺不能满足开发要求，研究后决定采用压裂防砂+绕丝筛管砾石充填，在实际应用中取得了良好效果。如：139井常规防砂后注汽试油热采不出，采用压裂充填技术注前置液38.6m3，携砂液:25m3，加入石英砂10m3，涂料砂1.4m3，平均砂比50%，最高砂比120%，压裂充填后注汽热采，液40m3/d，油24m3/d，3个多月后产量基本不降，效果显著。WN区块是胜利油田发现的较大型油田，主要含油层系为Ng、S1和S3段。储层埋藏浅、产层胶结疏松、原油黏度高，产层敏感性强、非均质性严重，生产过程中出砂严重，不能保证油井的正常生产。通过在T822、Z406等井S3段采用压裂充填防砂技术，实现了超稠油油藏储量的有效动用，为此类油藏的开发提供了技术支持。Y13块以含砾砂岩、砾状砂岩为主，胶结疏松，生产过程出砂严重，属于“双低”单元。针对这种情况对部分油井采用了压裂充填技术，取得了较好的防砂增油效果。例如：Y13-3措施前停产，措施后产油10.0t/d，Y13-X95措施前0.8t/d，措施后产油14.4t/d，效果显著。此外，L90井射孔层段与上部水层隔层仅2.5m，通过分层应力剖面研究和压裂施工方案优化，采用排量2.6m3/min压裂，加砂10m3，压后自喷排液，17t/d,不含水。XX509压裂层段与油水同层间隔4.6m，并且产层应力高于上下隔层，通过优化工艺参数并加入了上、下转向剂，井温测井表明压裂造缝层段没有穿透隔层，压后自喷油10t/d，不含水。2、江苏油田江苏油田QK108井压裂井段下部10.5m处为高含水层。为控制裂缝下延，避免压开水层，通过优化射孔井段、施工排量，顺利完成作业。压后