摘 要

摘　要：页岩水平井常采用体积压裂技术获得产能，压裂形成的缝网体积、渗透率是影响压裂效果的关键因素。目前页岩体积压裂设计借用产能预测模型优化缝网参数，此模型较复杂，不便于

摘　要：页岩水平井常采用体积压裂技术获得产能，压裂形成的缝网体积、渗透率是影响压裂效果的关键因素。目前页岩体积压裂设计借用产能预测模型优化缝网参数，此模型较复杂，不便于现场应用。根据等效渗流原理，将页岩储层压裂后形成的缝网系统等效为一个高渗透带，建立了体积压裂缝网参数与施工规模关系模型，提出了体积压裂设计的3个步骤：体积压裂可行性研究、数值模拟优化缝网参数和施工参数优化。根据QY2页岩油水平井特征，进行了体积压裂设计和现场实施。结果表明：压裂形成的高渗透带对产能的贡献最大；高渗透带数量、体积和渗透率增加，压裂后的累积产量和采出程度逐渐增加，存在最优的高渗透带参数。现场应用表明这种设计方法方便实用，可以推广。

关键词：页岩储层；体积压裂设计；等效渗流；高渗透带

A Novel Design Method for Stimulated Reservoir Volume

Fracturing in Shale Horizontal Wells

GOU Bo，GUO Jian-Chun

( State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China)

Abstract：The technology of the stimulated reservoir volume( SRV) fracturing are often used in shale horizontal wells to obtain deliverability．The fracture network volume and permeability are critical to postfracture response.The design for SRV employs productivity prediction model which is complex and inconvenient in application to optimize fracture network parameters at present．The relation model between the fracture network parameters and hydraulic fracturing treatment sizes is established with the fracture network equivalent to a high permeable zone by using the principle of seepage rate equal effects．The method and steps for SRV in shale horizontal wells are put forward also，including feasibility study about SRV in shale reservoir，optimizing fracture network parameters in numerical simulation and treatment sizes．According to the characteristics of QY2 shale oil horizontal wells，the new design method is implemented.The result shows that the high permeable zones have the biggest contribution to flow potential in shale wells，and the cumulative production and degree of reserve recovery increase slowly with the augment of clustering number，volume，permeability of the high permeable zones．Thereexsit the optimal high permeable zone's parameters．Field application shows that the design method is convenient and can be generalized to other shale horizontal well fracturing design．

Key words：shale reservoir；stimulated reservoir volume fracturing design；equivalent seepage；high permeable Zone

0 引 言

随着油气需求的激增，中国加大了页岩油气藏的勘探开发^[1－2]。页岩既是烃源岩，又是储集层和盖层，一般表现为致密物性特征，水平井套管完井与分段体积压裂是目前页岩储层开发的主体技术模式^[1－5]。页岩储层通过体积压裂后，多级裂缝交织在一起形成缝网系统，增大储层基质与裂缝壁面的接触面积，提高储层整体渗透率，实现了储层长宽高三维方向的全面改造。目前已形成针对页岩储层体积压裂现场应用的关键技术，即：分段多簇射孔、快速可钻式桥塞、滑溜水多级大型压裂^[5]。Cipolla等^[6]研究表明：页岩储层压裂后形成的缝网体积、渗透率是提高压裂效果的关键，分段多簇射孔参数、多级压裂加砂规模与这两个参数密切相关，因此，它们是体积压裂优化设计的关键参数。目前，体积压裂优化设计主要借用产能预测模型、优化缝网几何参数和导流能力。模型主要包括离散裂缝模型(DFN)和双重介质模型。DFN模型将缝网系统简化为多裂缝或交错分布的形态，包括三维的线网模型、二维的离散模型以及随机分布的多裂缝模型；双重介质模型强调裂缝性油藏的双孔隙本质，简化裂缝的连通性与非均质性有关的问题^[7－8]。两种模型主要的问题在于：一是天然裂缝分布依赖于离散地质建模结果；二是输入参数的精度要求较高；三是没有建立缝网参数与加砂规模的关系模型，不便于现场应用。因此，需要针对页岩储层压裂形成的缝网特征，建立一种新的体积压裂设计方法以实现分段压裂的射孔簇数、各段加砂规模的优化。

本文根据等效渗流理论，将压裂后的复杂裂缝网络系统等效为高渗透带，以高渗透带数量、体积和渗透率表征其缝网特征，建立高渗透带特征参数与加砂规模的关系模型；采用数值模拟方法以累积产量、采出程度为评价指标，优选高渗透带特征参数；根据所建高渗透带特征参数与加砂规模的关系模型和数模优化结果，结合储层物性、应力分布特征，优化设计分段多簇射孔簇数和各段加砂规模。QY2页岩油水平井体积压裂设计及应用表明本文提出的优化设计方法方便实用，效果良好，可以推广应用。

1 体积压裂缝网参数与加砂规模优化关系模型

页岩水平井体积压裂后，以每簇射孔段为中心形成缝网系统(图1)，缝网是油气渗流的主要通道，缝网体积和渗透率是影响压后产能的关键因素^[6，9]。根据等效渗流理论^[10－11]，将缝网等效为一个高渗透带(图2)，用高渗透带的数量、体积和渗透率表征缝网特征。

高渗透带系统的渗流能力无限大于储层基质的渗流能力^[7]，忽略储层基质向井筒中的渗流，取一高渗透带单元作如下假设(图3、图4)：(1)缝网空间完全由支撑剂充填；(2)高渗透带向井筒中的渗流等效为高渗透带的基质渗流和裂缝渗流；(3)高渗透带的渗流符合达西定律，近似为线性渗流。

高渗透带基质流向井筒中的流量，由达西定律：

高渗透带系统的流量为：

式(5)建立了单簇高渗透带系统渗透率、基质渗透率、支撑裂缝渗透率与高渗透带体积、支撑裂缝体积(砂量)之间的关系。

2 体积压裂设计步骤

2. 1 体积压裂可行性研究

体积压裂设计的首要步骤是必须明确页岩储层是否具备实施体积压裂条件。研究成果表明，储层具备实施体积压裂需要满足以下3个条件^[7－8，12]：(1)水平面主应力差值小；(2)储层含有大量的脆性矿物，脆性指数大于30%；(3)天然裂缝发育。

2.2 高渗透带特征参数优化

采用Eclipse油藏数值模拟软件，根据研究区块的储层地质特征、流体参数、矿物特征、力学特征建立页岩水平井分段压裂地质模型。改变高渗透带的特征参数(高渗透带的数量、体积、渗透率)，模拟压裂后产量和采出程度变化，优化高渗透带的数量、体积和渗透率。此时优化的渗透率仅考虑产能最大化的要求，能否实现还需考虑施工风险，根据式(5)计算加砂规模。

2.3 分段体积压裂射孔簇数与加砂规模优化

分段多簇射孔实施应力干扰是实现体积压裂的关键技术^[7，13]。页岩储层改造后以每簇射孔段为中心形成高渗透带，因此，优选的高渗透带数量即为射孔簇数。

根据式(5)优化加砂规模。其中，高渗透带体积采用数值模拟方法优化求得；考虑支撑裂缝伤害等因素后，取室内导流实验测得支撑裂缝渗透率的50%作为地层支撑裂缝渗透率^[14]。根据式(5)计算单簇高渗透带不同砂量下的高渗透带渗透率，并数值模拟对应的累积产量和采出程度，结合优化的高渗透带渗透率确定每个高渗透单元的加砂量，进一步确定每段加砂规模和整个水平井的加砂规模。

3 QY2页岩油水平井体积压裂设计与实施

QY2井油层所在潜江组为陆相盐湖沉积，发育了一套最厚为6000m的盐韵律夹砂泥岩地层组合，属于典型的湖控成因页岩油藏^[15]。完钻井深1850m，水平段长度264.1m，垂直厚度95.7m；考虑本井油藏条件、岩性特征、水平段应力差异、固井质量等因素，分3段进行压裂。改造目的层段1552.4～1816.5m主要特征为：(1)水平主应力差值较小，最大、最小水平主应力差为5.31MPa；(2)脆性矿物以石英、白云石、方解石为主，根据岩石力学参数计算的脆性指数为41.4%；(3)1690m处发育一定的天然裂缝；(4)储层纵向上非均质性严重；(5)地下原油粘度高，达88.8mPa·s，流动性差。根据目的层段特征知，QY2井可以实施体积压裂措施。

3.1 高渗透带特征参数对压裂效果的影响

根据本井油藏地质特征和井身结构(表1)，利用Eclipse油藏数模软件建立页岩水平井分段压裂参数优化的箱体模型，模型长365m，宽400m，厚度100m，单井控制面积14.6×10⁴m²。根据渗透率层间非均质性特征(表2)，模型纵向上分层设置渗透率和孔隙度。

在建立的数值模型中嵌入高渗透带，改变高渗透带的特征参数，通过数值模拟分析高渗透带对累积产量和采出程度的影响。

从图5可见，当高渗透带数量为0，即储层不压裂时，此时井筒全靠储层基质渗流，10年时间的累积产量仅1t，基本无产能；高渗透带数量为7簇时，累积产量4297t，采出程度1.72%；8簇时，累积产量4993.7t，采出程度2.0%；9簇时，累积产量5476.0t，采出程度2.19%(图6)。

可以看出，页岩油储层必须通过压裂才能获得产能，高渗透带对产量的贡献最大；随着高渗透带数量增加，累积产量和采出程度逐渐增加，当高渗透带数量超过8簇时，累积产量、采出程度增加趋势减缓，因此，优选本井的高渗透带数量为8簇；页岩油储层采出程度低，同时受本井地下原油粘度高、流动能力差影响，生产10年时，最高采出程度仅2.19%。

图7描述了高渗透带数量为8簇时，单簇高渗透带体积与累积产量的关系。单簇高渗透带体积为8.0×10⁴m³时，累积产量为4790.8t，采出程度1.9%；高渗透带体积为9.6×10⁴m³时，累积产量4995.8t，采出程度2.0%(图8)。可见，随着高渗透带体积增加，累积产量、采出程度增加，当单簇高渗透带体积大于8.0×10⁴m³时，累积产量、采出程度增加减缓。为最大限度地提高本井采出程度，兼顾断层影响，最终确定单簇高渗透带体积为9.6×10⁴m³。

图9和图10描述了高渗透带渗透率对累积产量和采出程度的影响。渗透率为30×10^－3μm²时，累积产量3447.6t，采出程度1.61%；渗透率为40×10^－3μm²时，累积产量5017.0t，采出程度2.1%；渗透率为50×10^－3μm²时，累积产量为5912.7.0t，采出程度2.42%。可见，随着高渗透带渗透率增加，累积产量和采出程度近似线性增加，当渗透率达到40×10^－3μm²以后，累积产量和采出程度增加趋势减缓，高渗透带优化渗透率的上限在40×10^－3μm²左右。高渗透带渗透率的实现与储层加砂量相关，因此，还需结合加砂规模优化，实现高渗透带要求的渗透率。

3.2 QY2 井射孔簇数与施工规模优化

本井优化的高渗透带数量为8簇，因此，射孔簇数为8簇。综合选择GR(自然伽马)低、脆性矿物含量高、应力值相对较低的层段进行射孔，以有利于裂缝延伸起裂，形成缝网(图11)。根据应力测试，QY2井最小主应力在22.1～32.4MPa之间，因此，支撑剂应满足35MPa闭合压力要求。

页岩储层改造后会形成比较复杂的网状裂缝，裂缝宽度不足，加砂风险较大，采用20/40目陶粒20%与30/50目陶粒80%的组合支撑剂，实验测试闭合压力在34.5MPa时支撑裂缝渗透率是301.624μm²，本井取150μm²为地层支撑裂缝渗透率。根据式(5)计算了单簇高渗透带不同砂量下的渗透率，同时数值计算了相应的10年累积产量(表3)。

从表3知，随着加砂规模的增大，高渗透带的渗透率和压裂后的产量逐渐增大，当单簇高渗透带加砂规模大于25m³时，累积产量增加趋势减缓。由图7和图8数值模拟结果知本井优化的高渗透带渗透率上限为40×10^－3μm²，对应的砂量为20～25m³。综合考虑施工风险，建议本井高渗透带渗透率取30×10^－3μm²左右，每簇高渗透带的砂量为15～20m³。

结合射孔簇数和施工规模优化，本井每段射孔簇数和施工加砂规模如表4所示。

3.3 设计方法的现场实施

按照设计方案，对QY2井进行了桥塞式分段体积压裂施工，射孔8簇，施工排量9.9～10.1m³/min，入地砂量135m³，入地液量1880.4m³，施工参数与优化设计参数完全相符。

4 结论

本文根据等效渗流原理，将页岩储层压裂后形成的缝网等效为一个高渗透带，建立体积压裂缝网参数与施工加砂规模优化关系的模型，提出体积压裂设计具体实施步骤，并对QY2井进行方法实施与验证，得出以下主要结论。

(1)页岩体积压裂设计的步骤包括：体积压裂的可行性研究，缝网参数优化，射孔簇数优化和加砂规模优化。三步骤紧密联系，缺一不可，现场应用实践表明本方法切实可行，可以推广。

(2)影响页岩储层体积压裂效果的主要参数为缝网数量、体积和渗透率。压裂后累积产量和采出程度随着缝网数量、体积和渗透率增加而逐渐增加，达到一定程度后增加趋势减缓，存在最佳的缝网数量、体积和渗透率关系，同时页岩油气藏的采出程度低。

(3)页岩油气储层致密，基本无自然产能，只有通过体积压裂改造才能获得产能，高渗透带对产能的贡献最大。

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(本文作者：苟波 郭建春 西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500)