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深层缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理研究

耿宇迪, 蒋廷学, 刘志远, 罗志锋, 王汉青

耿宇迪，蒋廷学，刘志远，等. 深层缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理研究[J]. 石油钻探技术，2023, 51（2）：81-89. DOI: 10.11911/syztjs.2023045
引用本文: 耿宇迪，蒋廷学，刘志远，等. 深层缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理研究[J]. 石油钻探技术，2023, 51（2）：81-89. DOI: 10.11911/syztjs.2023045
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GENG Yudi, JIANG Tingxue, LIU Zhiyuan, et al. Mechanism of hydraulic fracture propagation in deep fracture-cavity carbonate reservoirs [J]. Petroleum Drilling Techniques，2023, 51(2)：81-89. DOI: 10.11911/syztjs.2023045
Citation: GENG Yudi, JIANG Tingxue, LIU Zhiyuan, et al. Mechanism of hydraulic fracture propagation in deep fracture-cavity carbonate reservoirs [J]. Petroleum Drilling Techniques，2023, 51(2)：81-89. DOI: 10.11911/syztjs.2023045
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深层缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理研究

  • 1.

    中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院, 北京 102249

  • 2.

    中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院, 新疆乌鲁木齐 830011

  • 3.

    中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆乌鲁木齐 830011

  • 4.

    中石化石油工程技术研究院有限公司, 北京 102206

  • 5.

    西南石油大学石油与天然气工程学院, 四川成都 610500

  • 6.

    中国石化石油勘探开发研究院, 北京 102206

基金项目: 国家科技重大专项“缝洞型油藏堵调及靶向酸压工艺技术”（编号：2016ZX05014-005-003）部分研究内容
详细信息
    作者简介:

    耿宇迪（1977—），男，江苏淮安人，2000年毕业于石油大学（华东）焊接工艺专业，2004年获石油大学（北京）油气井工程专业硕士学位，高级工程师，主要从事酸化压裂改造技术研究。E-mail：gengyd.xbsj@sinopec.com

    通讯作者:

    王汉青，wanghanqing90@126.com

  • 中图分类号: TE357.1+1

Mechanism of Hydraulic Fracture Propagation in Deep Fracture-Cavity Carbonate Reservoirs

  • 1.

    Unconventional Petroleum Research Institute, China University of Petroleum (Beijing), Beijing, 102249, China

  • 2.

    Research Institute of Petroleum Engineering, Sinopec Northwest Oilfield Company, Urumqi, Xinjiang, 830011, China

  • 3.

    Sinopec Key Laboratory of Enhanced Recovery of Fracture-Cave Reservoir, Urumqi, Xinjiang, 830011, China

  • 4.

    Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Co., Ltd, Beijing, 102206, China

  • 5.

    Petroleum Engineering School, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan, 610500, China

  • 6.

    Sinopec Petroleum Exploration and Production Research Institute, Beijing, 102206, China

HTML全文

    摘要
  • 摘要:

    为了准确掌握深层缝洞型碳酸盐岩油藏压裂过程中水力裂缝的扩展规律，基于弹性力学、断裂力学和流–固耦合理论，建立了适用于缝洞型储层的水力裂缝扩展数学模型，采用数值模拟方法分析了水力裂缝扩展过程与缝洞体的相互作用规律，并对“沿缝找体”压裂技术的适用性进行了深入探讨。数值模拟结果表明：溶洞周围发育天然裂缝时，会影响缝洞体周围局部诱导应力场，使水力裂缝更容易沟通缝洞体；采用大排量注入低黏压裂液或中小排量注入高黏压裂液，仅能沟通与水力裂缝初始扩展方向夹角较小的溶洞，而对与水力裂缝初始扩展方向夹角较大的溶洞，则需考虑采用强制转向技术进行沟通。研究结果表明，基于井眼与缝洞体的配置关系，采用“沿缝找体”压裂技术可以实现直接沟通、定向沟通和沿缝沟通3种缝洞体沟通模式，显著扩大储量动用范围。

    Abstract:

    In order to understand the law of hydraulic fracture propagation in deep fracture-cavity carbonate reservoirs during the fracturing process, a mathematical model of hydraulic fracture propagation suitable for fracture-cavity reservoirs was established based on elastic mechanics, fracture mechanics, and fluid-solid coupling theory. On the basis of the model, a numerical simulation was carried out to analyze the interaction law between hydraulic fractures and fracture-cavity reservoirs during propagation, and the technical applicability of “cave connection by natural fractures” was discussed thoroughly. The numerical simulation results show that the locally induced stress field around the fracture-cavity reservoir will be affected when natural fractures develop around the cave, which makes it easier for hydraulic fractures to connect with the fracture-cavity reservoir. The injection of low-viscosity fracturing fluid at large displacement or high-viscosity fracturing fluid at medium and small displacement can only connect to caves that have a small angle with the initial hydraulic fracture propagation direction, while for caves with large angles, forced steering technology should be considered for connection. The results show that according to the distribution relationship between wellbore and fracture-cavity reservoirs, three fracture-cavity reservoir connection modes including direct connection, directional connection, and seam connection can be achieved by using the technique of “cave connection by natural fractures”, which significantly improves the production range of reserves.

    • HTML全文

  • 塔里木盆地库车坳陷凝析油气资源丰富，主要有博孜、大北、迪那以及吐孜洛克等凝析气田，其中大北凝析气田原油含蜡量差异较大，含蜡量最高为22%，最低仅为3%[1]。随着温度降低，含蜡地层流体中的蜡分子析出并沉积在井筒内壁，堵塞流动通道，使流通直径减小，导致凝析气井产量降低或停产[2–6]。因此，亟待进一步明确含蜡量对凝析气藏相态特征的影响规律。目前国内外对凝析气藏相态特征的研究大多集中在析蜡点、蜡沉积、含蜡高低成因、清蜡防蜡方法以及结蜡预测模型等方面[7–10]。例如，杨永才等人[11–12]分析了高含蜡凝析油或轻质油的分布特征，揭示了含蜡凝析气藏的形成机理；胡永乐等人[13]利用高压相态试验装置研究了高含蜡凝析气的相态特征，发现在不同压力条件下高含蜡凝析气表现出的颜色随相态变化而变化；钟太贤等人[14–17]研究了含蜡凝析气藏的相图变化，从试验和理论的角度分析了析蜡机理。余华杰等人[18]分析了高含CO2凝析气的相态特征，发现CO2有助于抑制凝析油的反凝析作用和增强凝析油的反蒸发。由于含蜡量不同凝析气藏的相态特征不同，导致井筒中的结蜡量也不同，然而目前尚无含蜡量对凝析气藏相态特征影响的相关研究。为此，笔者利用大北凝析气田1101井的油气样品，建立了不同含蜡量地层流体样品的制作方法，研究了大北地区凝析气田不同含蜡量地层流体的组分及其含量、露点压力、偏差系数和反凝析液饱和度等相态特征，以期为制定凝析气藏合理的开发方式和提高凝析油的采收率提供指导[19]。

    1.   不同含蜡量地层流体样品的制作方法

    笔者用大北凝析气田1101井地面凝析油与分离器分离的气体，按生产气油比复配获得地层流体，取样时分离器温度为44 ℃，压力为14.787 MPa，现场生产气油比为25 421.62 m3/m3。地面凝析油与分离气组分的分析结果见表1和表2。由表1可知，凝析油中C11以上组分占74.048 9%。由表2可知，分离气中甲烷占94.568 4%。

    表  1  凝析油的组分及含量
    Table  1.  Components and content of condensate oil
    组分 摩尔分数，% 组分 摩尔分数，% 组分 摩尔分数，%
    C2 0.0003 C12 8.2540 C24 1.7147
    C3 0.0016 C13 6.7210 C25 1.5276
    iC4 0.0056 C14 8.5290 C26 1.1862
    nC4 0.0144 C15 6.2654 C27 1.1130
    iC5 0.0669 C16 5.6442 C28 0.8046
    nC5 0.0704 C17 4.8326 C29 0.6320
    C6 0.6271 C18 4.3167 C30 0.4659
    C7 3.9753 C19 3.9792 C31 0.3154
    C8 7.2326 C20 3.2100 C32 0.4599
    C9 7.2648 C21 2.6767 C33 0.2379
    C10 6.6918 C22 2.3024 C34 0.2357
    C11 6.5018 C23 2.1230
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    表  2  分离气的组分及含量
    Table  2.  Components and content for separator gas
    组分 摩尔分数，% 组分 摩尔分数，%
    CO2 0.2207 iC4 0.1266
    N2 0.6197 nC4 0.1549
    C1 94.5684 iC5 0.0689
    C2 3.5162 nC5 0.0539
    C3 0.6375 C6 0.0331
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    为了研究含蜡量对凝析气藏地层流体相态特征的影响，需要保证在不改变生产气油比的条件下使凝析油中的含蜡量减少或增加，对于在分离器处取得的凝析油样品，其方法是通过加入该井本身的轻质油或高含蜡凝析油来减少或增加配样凝析油的含蜡量。

    通过蒸馏去除凝析油中的轻质油，获得高含蜡凝析油。将高蜡凝析油与分离器处取得的凝析油按照一定比例混合，参照标准《原油中蜡、胶质、沥青质含量的测定》（SY/T 7550—2012）[20]，测试混合凝析油的含蜡量，制备了含蜡量分别为7.04%，12.08%，17.79%和27.77%的凝析油样品。根据现场生产气油比，参照标准《油气藏流体物性分析方法》（GB/T 26981—2020）[21]，将不同含蜡量的凝析油样品与分离气样品进行复配，获得不同含蜡量的地层流体样品。

    2.   不同含蜡量地层流体的相态特征

    通过地层流体的相态试验分析含蜡量对地层流体相态特征的影响。参照标准《油气藏流体物性分析方法》（GB/T 26981—2020）[21]进行地层流体相态试验，相态试验主要包括闪蒸试验、恒质膨胀试验和定容衰竭试验。

    2.1   不同含蜡量地层流体的闪蒸组分特征

    利用闪蒸分离器和气相色谱仪进行不同含蜡量地层流体样品的单次闪蒸试验，闪蒸气、闪蒸油以及地层流体的组分分析结果见表3－表5。

    表  3  不同含蜡量凝析气藏地层流体闪蒸气组分分析结果
    Table  3.  Components and content of fluid flashed gas with different wax contents in condensate gas reservoirs
    含蜡量，%不同组分的摩尔分数，%
    CO2N2C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6
    7.040.23140.666494.40763.58320.65030.133 00.16360.07410.05590.0345
    12.080.22270.675 094.33943.65530.65910.12970.15730.06780.05170.0421
    17.790.20960.540794.91953.32630.60040.11880.14430.06280.04790.0298
    27.770.22070.652294.47073.58280.64280.12650.15340.06610.05050.0342
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    表  5  不同含蜡量下凝析气藏地层流体组分分析结果
    Table  5.  Composition analsis results of formation fluids in condensate gas reservoit with different wax contents
    组分 不同组分的摩尔分数，%
    7.04%① 12.08%① 17.79%① 27.77%①
    CO20.230 60.221 90.208 90.220 0
    N20.663 80.672 60.538 80.650 0
    C194.050 894.004 994.593 094.151 5
    C23.569 83.642 53.315 23.571 0
    C30.647 90.656 80.598 40.640 7
    iC40.132 50.129 30.118 50.126 1
    nC40.163 10.156 80.143 90.153 0
    iC50.073 90.067 70.062 70.066 0
    nC50.055 80.051 60.047 80.050 5
    C60.035 10.042 80.030 50.036 0
    C70.002 90.004 40.004 10.005 3
    C80.009 60.012 40.010 20.009 6
    C90.018 70.017 60.014 60.013 3
    C100.029 20.023 00.019 20.019 1
    C11+0.316 20.295 60.294 20.287 8
    ρ（C11+）/（kg·L−1）0.839 00.847 70.850 60.854 0
    M（C11+）/（g·mol−1）210.99227.22232.99239.75
    凝析油密度/（kg·L−1）0.81370.820 10.823 70.831 0
    闪蒸气油比/（m3·m−3）26 248.1426 478.8126512.7326 591.47
    　注：凝析油密度是在20 ℃下测得的。
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    从表3可以看出，不同含蜡量地层流体闪蒸气组分及其含量变化不大，这是由于该井凝析油中的蜡主要由C11以上的重组分组成，而闪蒸气主要是由C6以下的轻组分组成。

    从表4可以看出，当地层流体中的含蜡量分别为7.04%，12.08%，17.79%和27.77%时，对应闪蒸油中C11以上重组分的摩尔分数分别为89.8018%，90.4715%，92.0240%和92.1012%。可以看出，含蜡量越高，闪蒸油中重组分的含量越高。

    表  4  不同含蜡量凝析气藏地层流体闪蒸油的组分分析结果
    Table  4.  Components and content of fluid flashed oil with different wax contents in condensate gas reservoirs
    组分 不同组分的摩尔分数，%
    7.04%① 12.08%① 17.79%① 27.77%①
    C2 0.007 2 0.008 0 0.013 4 0.008 8
    C3 0.003 2 0.004 8 0.005 3 0.003 2
    iC4 0.004 1 0.004 7 0.006 2 0.005 6
    nC4 0.009 2 0.008 7 0.010 8 0.008 8
    iC5 0.011 2 0.010 8 0.012 1 0.011 9
    nC5 0.012 1 0.010 8 0.011 6 0.014 8
    C6 0.080 9 0.106 7 0.101 1 0.218 3
    C7 0.377 6 0.564 0 0.522 1 0.679 2
    C8 1.385 5 1.785 3 1.471 9 1.377 6
    C9 3.043 6 2.875 7 2.365 2 2.153 7
    C10 5.263 7 4.149 0 3.456 3 3.416 9
    C11+ 89.801 8 90.471 5 92.024 0 92.101 2
    注：①为含蜡量，下同。
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    从表5可以看出，当地层流体中的含蜡量分别为7.04%，12.08%，17.79%和27.77%时，地层流体中C11以上重组分的分子质量分别为210.99，227.22，232.99和239.75 g/mol，凝析油密度分别为0.813 7，0.820 1，0.823 7和0.831 0 kg/L，闪蒸气油比为26 248.14，26 478.81，26 512.73和26 591.47 m3/m3。由此可见，含蜡量越高，地层流体中重组分的质量越高，相应凝析油的密度越高。通过单次闪蒸试验明确了不同含蜡量下地层流体中各组分的变化规律，为进一步明确高含蜡凝析气藏相变特征提供了支持。

    2.2   不同含蜡量地层流体的露点压力特征

    大北1101井地层温度为116.78 ℃，地层压力为90.207 MPa。采用逐级降压逼近法，利用HPVT−150型高压全温段PVT仪测试不同含蜡量地层流体样品的在地层温度下的露点压力，结果如图1所示。图2为不同含蜡量地层流体样品的相图。由图1和图2可知，含蜡量分别为7.04%，12.08%，17.79%和27.77%的地层流体在地层温度下的露点压力分别为52.21，53.06，55.17和57.50 MPa，含蜡量越高，露点压力越高，露点线右移，这是由于地层流体含蜡量越高，其中所含重组分越多，压力降低重组分优先析出，重组分具有更高的露点压力，导致地层流体露点压力升高，使地层流体在更高的压力下发生相变，这预示在井筒中随着温度压力降低，凝析油中的重组分优先析出，析蜡点升高，导致井筒结蜡位置加深，这一认识为现场PVT取样深度和清蜡深度设计提供了依据。采用线性回归方法拟合图1中露点压力（pd）与含蜡量（ωw）的关系，结果为：

    图  1  地层温度下不同含蜡量地层流体的露点压力
    Figure  1.  Dew point pressure of formation fluids with different wax contents at formation temperature
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    图  2  不同含蜡量地层流体的相图
    Figure  2.  Phase diagrams of formation fluids with different wax contents
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    pd=0.264 2ωw + 50.213 R2 = 0.987 7 (1)

    由式（1）可知，含蜡量每升高1%，露点压力约升高0.2642 MPa，可利用式（1）预测不同含蜡量地层流体在地层温度下的露点压力。

    2.3   不同含蜡量地层流体的恒质膨胀特征

    利用HPVT−150型高压全温段PVT仪进行不同含蜡量地层流体样品地层温度下的恒质膨胀试验（CCE试验），结果如图3－图6所示。从图3可以看出：在压力低于30 MPa时，随着压力升高，不同含蜡量地层流体的相对体积快速降低；在压力高于30 MPa时，随着压力升高，不同含蜡量地层流体相对体积的下降趋势逐渐放缓。从图4可以看出，随着压力升高，不同含蜡量地层流体的偏差系数升高，偏差系数与压力呈现线性关系。从图5可以看出，随着压力升高，不同含蜡量地层流体的体积系数降低。从图4和图5还可以看出，不同含蜡量地层流体的相对体积、偏差系数以及体积系数相近，这是由于地层流体中的蜡主要是C11以上重组分的一部分，其在地层流体中的占比极低，因此含蜡量对地层流体相对体积、偏差系数以及体积系数的影响很小，试验结果进一步证明了不同含蜡量地层流体的膨胀能力接近。从图6可以看出，高含蜡量地层流体反凝析液的饱和度更高，这是由于地层流体中的含蜡量越高，所含的重组分越多，同时由于重组分具有更高的露点压力，随着压力降低更容易从凝析气中析出，使反凝析液饱和度升高。这预示在井筒中随着温度压力降低，凝析油中的重组分优先析出，析蜡点升高，凝析液含量增加，地层流体中的蜡优先在井筒更深位置析出，在建立结蜡预测模型中应该考虑这一因素的影响。

    图  3  不同含蜡量地层流体的相对体积
    Figure  3.  Relative volume of formation fluids with different wax contents
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    图  4  不同含蜡量地层流体的偏差系数
    Figure  4.  Deviation coefficient of formation fluids with different wax contents
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    图  5  不同含蜡量地层流体的体积系数
    Figure  5.  Volume coefficient of formation fluids with different wax contents
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    图  6  不同含蜡量地层流体反凝析液的饱和度
    Figure  6.  Retrograde condensed liquid saturation of formation fluids with different wax contents
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    2.4   定容衰竭特征

    利用HPVT−150型高压全温段PVT仪进行不同含蜡量地层流体样品地层温度下的定容衰竭试验（CVD试验），结果如图7－图9所示。从图7可以看出，凝析气藏地层流体中的含蜡量越高，反凝析液的饱和度越高，凝析气藏储层中反凝析液的饱和度总体小于1.29%，定容衰竭与恒质膨胀试验均得到了相似的结果，这证明了试验的准确性。从图8可以看出，含蜡量对采出地层流体中平衡气相偏差系数的影响较小，这是由于地层流体中的平衡气主要由C6以下的轻组分组成，因此含蜡量对其偏差系数的影响较小。从图9可以看出，在废弃压力（10 MPa）下，凝析油的采出程度随含蜡量升高而降低，其主要原因是高含蜡量凝析气中的重组分更多地反凝析出来，加剧了地层反凝析油的损失，导致凝析油采出程度降低。

    图  7  CVD试验的反凝析液饱和度
    Figure  7.  Retrograde condensed liquid saturation in CVD experiment
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    图  8  CVD试验采出地层流体中平衡气相的偏差系数
    Figure  8.  Deviation coefficient of equilibrium gas phase in formation fluids produced from CVD experiments
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    图  9  CVD试验的凝析油采出程度
    Figure  9.  Recovery degree of condensate oil in CVD experiments
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    3.   结　论

    1）用大北凝析气田1101井地面凝析油与分离器分离的气体，开展了含蜡量对相态特征影响的试验研究。通过闪蒸试验发现，含蜡量越高，闪蒸油组分中C11以上重组分含量越高，闪蒸气组分变化较小，同时地层流体组分中重组分含量越高，导致闪蒸得到凝析油的密度越高。

    2）分析不同含蜡量地层流体的露点压力发现，露点压力与含蜡量呈线性关系，含蜡量升高1%，对应露点压力升高0.264 2 MPa，其原因是高含蜡量地层流体的重组分多，而重组分优先析出导致露点压力升高。

    3）含蜡量对地层流体膨胀能力的影响较小，含蜡量升高，地层流体重组分占比增大，反凝析作用增强，导致凝析油采出程度降低，这是由于高含蜡地层流体中重组分的反凝析作用使地层反凝析油的损失增大。

    4）凝析气井生产过程中，随着井筒温度压力从井底至井口降低，高含蜡流体中的重组分优先析出，这预示着井筒结蜡位置随地层流体含蜡量升高而加深，并且地层流体中的蜡优先在井筒更深位置析出，导致结蜡位置至井口井筒流体中的蜡含量降低。可以通过含蜡量对地层流体露点压力和反凝析液饱和度的影响规律确定井下取样深度、清蜡深度以及完善结蜡预测模型。

  • 图  1   水力压裂裂缝扩展计算流程

    Figure  1.   Hydraulic fracture propagation calculation workflow

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    图  2   数值模拟结果与物理模拟试验结果的对比

    Figure  2.   Comparison between numerical simulation results and physical simulation results

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    图  3   溶洞直径和溶洞与水力裂缝初始扩展方向夹角对水力裂缝扩展的影响

    Figure  3.   Influence of cave’s diameter and its angle with initial hydraulic fracture propagation direction on hydraulic fracture propagation

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    图  4   溶洞与水力裂缝初始扩展方向夹角和天然裂缝面密度对水力裂缝扩展的影响

    Figure  4.   Influence of cave’s angle with initial hydraulic fracture propagation direction and natural fracture surface density on hydraulic fracture propagation

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    图  5   单一溶洞沟通工程图版

    Figure  5.   Engineering chart of single cave connection

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    图  6   水力裂缝在复杂缝洞体中的扩展模式

    Figure  6.   Propagation mode of hydraulic fractures in complex fracture-cavity reservoirs

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    图  7   过TK1井地震能量属性剖面

    Figure  7.   Seismic energy attribute section through Well TK1

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    图  8   TH1CH井酸压施工曲线

    Figure  8.   Acid fracturing construction curve of Well TH1CH

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    表  1   “沿缝找体”储层改造策略

    Table  1   Reservoir stimulation strategy of "cave connection by natural fractures"

    夹角/（°）沟通半径/m沟通工艺缝内净压力/MPa
    0～3030～60常规/前置液酸压<5
    60～120多级交替注入酸压/复合酸压
    30～6030～60暂堵转向+缝网酸压5～8
    60～120暂堵转向+交替注入酸压
    60～9030～60定向喷射+转向酸压9～11
    60～120定向喷射+多级交替注入酸压
    注：夹角为水力裂缝初始延伸方向与缝洞体的夹角。
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出版历程
  • 收稿日期:  2022-05-14
  • 修回日期:  2023-03-19
  • 网络出版日期:  2023-03-26
  • 刊出日期:  2023-03-24

目录

摘要
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  • 1.   不同含蜡量地层流体样品的制作方法

  • 2.   不同含蜡量地层流体的相态特征

  • 2.1   不同含蜡量地层流体的闪蒸组分特征

  • 2.2   不同含蜡量地层流体的露点压力特征

  • 2.3   不同含蜡量地层流体的恒质膨胀特征

  • 2.4   定容衰竭特征

  • 3.   结　论

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