致密气储层清水压裂液侵入带动态分布及其对产能的影响规律*

王 飞 张士诚

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 102249)

王飞，张士诚.致密气储层清水压裂液侵入带动态分布及其对产能的影响规律［J］.中国海上油气，2015，27(5)：93-97.

随着北美非常规气藏大规模压裂改造的成功，清水压裂技术得到了推广应用［1-3］。与常规胶联压裂液相比，清水压裂液具有费用少、压裂后容易形成网络裂缝、储层伤害程度低等优势，非常适用于致密气储层［4-5］。然而，与常规储层水力压裂不同的是，致密气储层水力压裂施工后液体的返排率极低，现场实例统计返排率仅为30% ～50%［6-7］，这说明仍有大量的水滞留压裂形成的裂缝中。Bennion等［8］研究表明，压裂施工过程中液体通过具有渗透性的水力裂缝或者天然裂缝滤失到地层，在井筒附近及裂缝壁面周围形成一个高含水饱和度区(称为侵入带)。由于致密气储层基质主要由平均孔径小于1μm的微孔隙构成，水相汽化加入气相后将使其原始含水饱和度(Sw，i)比残余水饱和度(Sw，irr)要低很多［9-10］。这种次常态饱和度及微孔隙导致毛细管力的吸入能力大增，从而产生“水锁”或“液相圈闭”现象，这是压裂液滞留于地层不能完全返排出来的主要原因［11-12］。目前，关于压裂液侵入带的研究往往通过物理模拟，很少在数值模拟方面进行探索。同时，现场在进行致密气压裂井产能预测工作时也通常忽略掉滞留压裂液的影响，这将导致压裂产能评估和预测的不准确。因此，为了更好地了解致密气储层清水压裂侵入带动态分布及其对产能的影响规律，笔者建立了致密气藏气水两相压裂水平井数值模型，模拟了压裂液泵注、返排、关井恢复及生产初期过程中填砂裂缝与裂缝壁面连接的侵入带基质内部的气液两相流动，并分析了不同施工制度下的侵入带含水动态变化及对压裂井产能的影响规律，以期为制定压裂施工设计和指导压裂施工后产能评价工作提供依据。

1 数值模型建立

利用Eclipse软件建立了1口多段水力压裂的水平井数值模型，水平井位于矩形边界气藏的中央，水力裂缝由水平井筒的射孔簇产生。假定射孔簇为等间距，每条填砂裂缝具有相同的属性，如半长Lf、缝宽wf、缝高hf和导流能力Fc。水力裂缝周围区域用以模拟压裂液侵入带，侵入带的模拟采用局部网格加密技术，设置裂缝周围沿x、y、z轴方向上的网格尺寸分别为0.06、0.30和0.30m，模型参数详见表1。储层基质的毛细管力由Gdanski经验公式［13］设置，裂缝的毛细管力近似为零；基质和裂缝中的气水相对渗透率曲线根据典型的致密气储层相渗数据设置［14］。

表1 致密气储层压裂水平井数值参数取值Table 1 Numerical parameters of tight gas reservoirs fractured horizontalwell

2 模拟结果分析

2.1 侵入带压裂液的分布规律

压裂液在泵注、返排、关井及生产结束时的侵入带含水饱和度模拟结果如图1所示，可以看出：向水平井筒连续泵注1 h后形成的侵入带中的含水饱和度均超过原始含水饱和度并达到高值(图1a)：泵注后即刻开井返排压裂液300 h(返排率达到38%，返排期间产气量为16.6万m3)，返排过程中侵入带的含水饱和度下降，但侵入深度(rs)依然上升(图1b)；关井期间(关井压力恢复67 h)侵入深度保持不变，说明压裂液侵入停止，同时侵入带内部含水开始呈现均匀分布的趋势(图1c)；开井投产后侵入带含水饱和度降低至残余水饱和度(Sw，irr=0.213)而不再降低，但仍然高于原始含水饱和度(Sw，i=0.200)，如图1d所示。

图1 压裂液在泵注、返排、关井及生产结束时的侵入带模拟结果Fig.1 Invasion zone simulation results during fracturing fluid pum ping，flowback，shut-in and production

压裂液在泵注、返排、关井及生产结束等过程的裂缝和侵入带含水饱和度变化如图2所示。在泵注过程中，侵入带及填砂裂缝内部各个位置的含水饱和度均由0.200达到高值；裂缝根部由于与井筒直接相连，其含水饱和度最高达到1，且距离裂缝根部越近的侵入带含水值越高。在返排过程中，裂缝根部及近裂缝根部的侵入带由于排水而导致含水饱和度大幅下降，而距离裂缝较远处的侵入带含水则没有下降(甚至有微小的上升)，这说明气井在返排过程中侵入带内部排水和继续侵入同时进行着。在关井过程中，裂缝和距离裂缝较远处的侵入带含水均由返排结束时刻的低值有所上升，而裂缝附近位置的侵入带含水值由返排结束时刻的较高值有所下降，因此裂缝和侵入带内部含水在关井过程呈现出均匀分布的趋势。在生产结束过程中，侵入带及裂缝内部各个位置的含水饱和度均以不同速度下降，最终降低到0.213，实现了裂缝和侵入带内部含水的均匀分布。

图2 压裂液在泵注、返排、关井及生产结束等过程的裂缝和侵入带含水饱和度变化Fig.2 W ater saturation changes w ithin cracks and invasion zone during fracturing fluid pumping，flow back，shut-in and p roduction

压裂液在泵注、返排、关井及生产结束等过程的侵入深度变化如图3所示，可以看出：除了关井期间压裂液侵入深度不变，其余3个过程中的侵入深度均呈上升趋势，其中泵注过程中的侵入深度升高了0.24m、历时1 h、侵入速度 0.24 m/h；生产结束过程中的侵入深度由0.36m升高到0.72m、历时452 d、侵入速度3.32×10-5m/h。

压裂水平井的产水和产气动态曲线如图4所示，可以看出：该井产水量下降很快，返排初始峰值为0.795 m3/d，生产时的峰值为0.366 m3/d，生产120 d后已经降到7.95×10-3m3/d，生产452d后的累积产水量为3.66 m3，连同压裂液返排出的水共实现74.6%的返排率；生产时的初始产气峰值为1.98万m3/d，随后产气量快速递减，452 d后累积产气量达到56.85万m3；如果不考虑压裂液侵入带的影响，生产阶段产水量几乎为零，而产气量的初始峰值则达到3.496万m3/d(约为侵入带影响下产气量峰值的1.7倍)，累积产气量更高。因此，在进行压裂井产能预测时应充分考虑压裂液侵入带的影响。

图3 压裂液在泵注、返排、关井及生产结束等过程的侵入深度变化Fig.3 Invaded depth changes during fracturing fluid pumping，flowback，shut-in and production

2.2 侵入带含水饱和度对压裂水平井产能的影响

压裂水平井不关井投产、关井33 d投产、关井63 d投产等条件下侵入带含水饱和度不均匀分布、较均匀分布和均匀分布时的产水量和产气量曲线如图5所示。由图5可以得出，关井时间越长、侵入带含水饱和度分布越均匀，投产后初始产水量越少、初始产气量越多。因此，为获得较高的天然气初产值，应尽量延长关井时间。

2.3 侵入深度对压裂水平井产能的影响

压裂液侵入深度分别为0.28、0.36和0.48 m时压裂水平井产水和产气曲线如图6所示。由图6可以得出，压裂液侵入深度越深，投产后初始产水量和产气量越低，但生产160 d后不同侵入深度的压裂水平井的产水量几乎一样，生产300 d后的产气量也一样。由此可见，压裂液侵入深度对初产影响明显，对后期生产影响不明显。

图4 压裂水平井产水量和产气量曲线Fig.4 W ater and gas production curves of horizontalwell reformed by hydraulic fracturing

图5 压裂水平井侵入带含水饱和度分布不同时的产水量和产气量曲线Fig.5 W ater and gas production curvesw ith different water saturation distribution in the invasion zone of horizontalwell reformed by hydraulic fracturing

图6 压裂液不同侵入深度时水平井的产水量和产气量曲线Fig.6 W ater and gas production curves w ith different invaded depths of horizontalwell reformed by hydraulic fracturing

3 结论

1)通过建立数值模型模拟致密气储层压裂水平井在压裂液泵注、返排、关井恢复与生产结束过程中侵入带压裂液在储层基质和填砂裂缝中的分布规律发现：在泵注过程中，侵入深度上升，侵入带及填砂裂缝内部各个位置的含水饱和度均有升高，其中裂缝根部含水饱和度最高达到1，距离裂缝根部越近的侵入带含水饱和度越高；在返排过程中，侵入带内部排水和继续侵入同时进行，裂缝根部及近裂缝根部的侵入带含水饱和度大幅下降，而距离裂缝较远处的侵入带含水则没有下降(甚至有微小的上升)；在关井过程中，侵入深度没有变化，裂缝和侵入带内部含水呈现出均匀分布的趋势；在最后的生产结束过程中，侵入带及裂缝内部各个位置的含水饱和度均以不同速度下降，最终降低到值为0.213的残余水饱和度，实现了裂缝和侵入带内部含水的均匀分布。

2)通过对比模拟有无压裂液侵入带影响下的产水和产气动态曲线，发现若不含压裂液侵入带的影响，压裂井在生产阶段的产水量几乎为零，远低于正常含侵入带影响下的产水量，而产气量的初始峰值则会达到含侵入带影响下产气量峰值的1.7倍，累积产气量远高于真实值。由此可见，在进行压裂井产能预测工作时应充分考虑压裂液侵入带因素所带来的影响。

3)通过对比模拟不同侵入带含水饱和度分布和不同侵入深度影响下的产水和产气动态曲线，发现压裂井关井时间越长，侵入带含水饱和度分布越均匀，投产后初始产水量越少、初始产气量越多。其中，模拟关井时间最长为63 d的井压后初产气量最高，可达3.962万m3/d；压裂井返排时间越长，侵入深度越深，投产后初始产水和产气量越低。其中，模拟返排时间最长为400 h的井压后初产气量最低，仅为0.849万m3/d。

4)压裂液侵入带含水饱和度和侵入深度两个因素均对压裂井初产影响明显，对后期生产影响则不明显。因此，在投产前应制定合理的返排制度和关井制度，以优化施工时间，提高返排效率，获得较高的天然气产量。关键技术措施及其实施效果［J］.中国海上油气，2014，26(1)：78-81.Yue Jianghe，Xiao Qiaogang.Key horizontal drilling technology and operation effect for Texas Eagle Ford shale oil and gas in US［J］.China Offshore Oil and Gas，2014，26(1)：78-81.

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