石油与天然气化工  2014, Vol. 43 Issue (4): 416-420
FracproPT软件在二次加砂压裂模拟与施工参数优化中的应用
赵金洲 1, 何弦桀 1, 李勇明 1, 石彦 2, 刘进军 2     
1. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学);
2. 新疆油田分公司准东采油厂
收稿日期：2013-11-25
基金项目：国家自然科学基金“转向酸滤失基础理论研究”（51344005）；新世纪优秀人才支持计划（NCET-11-1062）；四川省杰出青年学术技术带头人资助计划（2012JQ0010）
作者简介：赵金洲(1962-), 男, 教授, 博士生导师, 主要从事油气藏压裂酸化理论与应用的教学和科研工作。电话:028-83032979。E-mail:zhaojz@swpu.edu.cn.
通信作者：何弦桀(1989-), 男, 西南石油大学在读硕士研究生, 从事油气开采和增产新技术研究。E-mail:hxj353126168@163.com.
摘要：准噶尔盆地东部X井区为中孔低渗深层稠油油藏，该区块的油层疏松易碎，原油具有高密度、高黏度、凝固点低等特征，开采难度大，对于此类油藏的开发需要采用二次加砂压裂技术，以形成短而宽的高导流能力裂缝。首先，结合前期的压裂施工数据，利用FracproPT压裂软件对X井区13口井的二次加砂压裂施工进行了模拟；然后对比分析了二次加砂压裂与常规压裂的裂缝几何参数；最后对X井区的二次加砂比例、停泵时间、施工排量和加砂量等参数进行了优化。认为FracproPT压裂软件对X井区的压裂施工模拟结果较为准确，二次加砂压裂可以有效控制缝高，扩展裂缝宽度，具有提高裂缝导流能力的作用。该研究对于优化稠油油藏的二次加砂压裂设计和提高二次加砂压裂增产效果具有一定的指导意义。
关键词：稠油油藏    压裂    FracproPT    二次加砂    模拟分析    
Application of FracproPT software in secondary sanding fracturing simulation and construction parameters optimization
Zhao Jinzhou1 , He Xianjie1 , Li Yongming1 , Shi Yan2 , Liu Jinjun2     
1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation(Southwest Petroleum University), Chengdu 610500, Sichuan, China;
2. Zhundong Production Plant of Xinjiang Oilfield Company, Fukang 831511, Xinjiang, China
Abstract: X well field is located in the east of Junggar Basin, which is a medium porosity, low permeable and deep zone heavy oil reservoir. The oil layer is loose and brittle, and the oil has high density, high viscosity, low freezing point and so on. So, it is very difficult to exploit this reservoir. For the development of such reservoir, secondary sanding fracturing is required so as to form a high flow conductivity fracture which is shorter and wider. At first, connected with prophase fracturing construction data of 13 wells in X well field, FracproPT software is used to simulate the construction of secondary sanding fracturing. Besides, fracture conformation parameters are compared and analyzed between the secondary sanding fracturing and conventional fracturing. Finally, the construction parameters of secondary sanding fracturing are optimized, such as secondary sanding proportion, pump off time, delivery capacity and sand. The result demonstrates that the fracturing construction simulation of X well field is very accurate with FracproPT software, secondary sanding fracturing is in favour of controlling fracture height effectively, expanding fracture width and it also has an effect of enhancing fracture conductivity. This research has certain guiding significance to optimize the secondary sanding fracturing design of heavy oil reservoir and to improve stimulate effect of secondary sanding fracturing.
Key Words: heavy oil reservoir    fracturing    FracproPT    secondary sanding    simulation analysis    

稠油油藏作为一种特殊类型的油藏，已经成为重要的勘探、开发对象。稠油具有高密度、高黏度、流动性差等特点。因而，长期以来对于稠油油藏的开发并没有考虑采用压裂增产措施[1-6]。二次加砂压裂技术通过改变岩石的力学状态、压裂液的流动路径，可较好地控制缝高，扩展裂缝宽度，克服了常规压裂裂缝导流能力不足的缺点[7-9]。因此，可以考虑采用二次加砂压裂技术开发稠油油藏。应用FracproPT压裂软件对准噶尔盆地东部X井区已进行过二次加砂压裂的油井展开分析，优化了二次加砂比例、停泵时间、施工排量和加砂量等参数。

1 二次加砂压裂增产机理

二次加砂压裂是在压裂中把总砂量分为两批加入。在加入第一批砂之后，停泵一段时间，待支撑剂下沉、裂缝闭合，再开泵加入第二批砂进行压裂。这样沉降下来的第一批砂可以在水力裂缝的底部形成阻抗，并使井筒周围的应力重新分布；在加入第二批砂时，裂缝在垂直向上的延伸就受到了阻碍，从而迫使裂缝沿长度和宽度方向扩展，让支撑剂能够有效地铺置在产层中，形成一条较宽的高导流能力裂缝。

对于稠油油藏压裂，二次加砂压裂具有以下优点[10]：

(1) 在裂缝尖端形成阻抗，控制裂缝高度，避免其穿入水层。

(2) 增加缝内净压力，扩展裂缝宽度，从而大幅度提高缝内有效铺砂浓度和裂缝导流能力。

(3) 减小砂堵几率，提高施工成功率，增长压裂有效期。

2 二次加砂压裂模拟计算

X井区压裂层位厚度6.5~20 m，平均11.8 m；孔隙度16.6%~21.1%，平均18.7%；渗透率8.1×10-3~38.4×10-3 μm2，平均21.3×10-3 μm2；加砂量10~20 m3，平均16.4 m3；施工排量2.8~3.5 m3/min，平均3.23 m3/min；结合实际施工参数，应用FracproPT压裂软件进行模拟计算，所得裂缝几何形态如表 1所示。

表 1    X井区二次加砂压裂裂缝几何形态 Table 1    Fracture geometry of secondary sanding fracturing in X well field

X井区共有13口井实施了二次加砂压裂，施工成功率100%，压后有效率100%，并且取得了良好的经济效益。该区块压后现场测量裂缝参数范围为缝长30~35 m，缝高20~25 m，缝宽5~7 mm，FracproPT软件模拟的结果与其拟合度较高，说明使用FracproPT软件可以很好地对二次加砂压裂进行模拟。

3 二次加砂压裂与常规压裂对比分析

使用FracproPT软件对X8井分别进行二次加砂压裂模拟和常规压裂模拟，得到不同的压后裂缝几何参数，如表 2所示。裂缝延伸过程中，动态裂缝几何形态随时间的变化如图 1~图 3所示。

表 2    X8井两种压裂方式裂缝几何参数对比 Table 2    Comparison of fracture geometry parameter for two types of fracturing of X8 well

图 1     动态裂缝长度随时间的变化 Figure 1     Relation between time and dynamic fracture length

图 2     动态裂缝高度随时间的变化 Figure 2     Relation between time and dynamic fracture height

图 3     动态裂缝宽度随时间的变化 Figure 3     Relation between time and dynamic fracture width

X8井基本参数为：产层厚度13 m，产层渗透率8.1×10-3 μm2，孔隙度17%，加砂量15 m3，施工排量2.8 m3/min，前置液总量35 m3，携砂液总量53.5 m3，顶替液总量12.4 m3。

对比结果表明，二次加砂压裂裂缝较常规压裂长度明显减小，宽度明显增加，高度略微减小。产生该现象的原因在于二次加砂过程中，砂堤不断增高，受砂堤的影响，过水断面面积减小，流动阻力增加，压降梯度大，同时砂堤的存在使得裂缝垂向延伸困难。

图 1为动态裂缝长度随时间的变化关系曲线，可以看出，二次加砂压裂动态裂缝长度小于常规压裂，并且在二次加砂过程中缝长延伸较慢；图 2表明二次加砂压裂动态裂缝高度略低于常规压裂，并且在二次加砂过程中缝高增加缓慢；从图 3可以看出，二次加砂压裂动态裂缝宽度大于常规压裂，并且在二次加砂过程中缝宽拓展迅速。

4 二次加砂压裂参数优化分析

使用FracproPT软件对X12井分别进行二次加砂比例、停泵时间、施工排量和加砂量等参数的模拟分析，以优化二次加砂压裂施工参数。

X12井基本参数为：产层有效厚度14 m，产层渗透率52.7×10-3 μm2，孔隙度21.1%，加砂量20 m3，施工排量3.5 m3/min，前置液总量43.5 m3，携砂液总量70 m3，顶替液总量12 m3。

4.1 二次加砂比例分析

二次加砂压裂中两批支撑剂占支撑剂总量的比例不同会得到不同几何形态的裂缝，从而影响裂缝导流能力及增产效果。现将第一次加砂量与总砂量的比值定义为一次加砂比例；将第二次加砂量与总砂量的比值定义为二次加砂比例。

改变二次加砂比例，应用FracproPT软件计算得到不同二次加砂比例下压后裂缝几何形态参数，如表 3所示。

表 3    不同二次加砂比例下的裂缝几何形态参数 Table 3    Fracture geometry parameters with different secondary sanding proportion

从表 3可以看出，随着二次加砂比例的增大，支撑缝长呈减小趋势，且当二次加砂比例为0.6时，达到最小值，随后会随着二次加砂比例的继续增加而增大；支撑缝高随着二次加砂比例的增大而呈减小趋势，且当二次加砂比例为0.6时，达到最低值，随后支撑缝高会随着二次加砂比例的继续增加而增大；平均支撑裂缝宽度随二次加砂比例的增大而呈上升趋势，且当二次加砂比例超过0.6之后，上升趋势逐渐减弱。

因此，为了有效控制缝高、获得短而宽的高导流能力裂缝，二次加砂比例取0.5~0.6范围为宜。

4.2 停泵时间分析

分别取停泵时间为20 min、40 min、60 min、80 min，应用FracproPT软件模拟计算, 得到压后裂缝几何形态，见图 4~图 6所示。

图 4     停泵时间与裂缝长度关系图 Figure 4     Relation between pump off time and fracture length

图 5     停泵时间与裂缝高度关系图 Figure 5     Relation between pump off time and fracture height

图 6     停泵时间与裂缝宽度关系图 Figure 6     Relation between pump off time and fracture width

从图 4可以看出，裂缝长度随着停泵时间的增加而呈增大趋势。图 5表明，裂缝高度随停泵时间的增加而呈上升趋势。从图 6可以看出，随着停泵时间的增加，裂缝宽度呈减小趋势。

因此，为了获得较宽的高导流能力裂缝，停泵时间在30 min左右是最佳的。

4.3 施工排量分析

分别取施工排量为2 m3/min、2.5 m3/min、3 m3/min、3.5 m3/min、4 m3/min、4.5 m3/min，应用FracproPT软件模拟计算，得压后裂缝几何形态，见图 7~图 9所示。

图 7     排量与裂缝长度关系图 Figure 7     Relation between delivery capacity and fracture length

图 8     排量与裂缝高度关系图 Figure 8     Relation between delivery capacity and fracture height

图 9     排量与裂缝宽度关系图 Figure 9     Relation between delivery capacity and fracture width

从图 7~图 9可以看出，随着施工排量的增加，裂缝长度、高度和宽度均呈增大趋势。然而，为了控制缝高、获得较宽的裂缝，又必须要合理控制排量，因此建议施工排量范围在3.5~4 m3/min。

4.4 加砂量分析

分别取加砂量为15 m3、20 m3、25 m3、30 m3，应用FracproPT软件模拟计算，得压后裂缝几何形态，见图 10~图 12所示。

图 10     加砂量与裂缝长度关系图 Figure 10     Relation between sand dosage and fracture length

图 11     加砂量与裂缝高度关系图 Figure 11     Relation between sand dosage and fracture height

图 12     加砂量与裂缝宽度关系图 Figure 12     Relation between sand dosage and fracture width

由图 10和图 11可以看出，随着砂量的增加，裂缝长度和高度呈减小趋势，这是由于砂量过多导致端部脱砂。图 12表明二次加砂压裂裂缝宽度随砂量的增加而呈增大趋势。因此，为了获得一定缝长且较宽的高导流能力裂缝，加砂量在20~25 m3最佳。

5 结论

(1) FracproPT软件能够很好地模拟二次加砂压裂裂缝几何形态，其运算速度快、精度高，能够满足现场压裂模拟需要。

(2) 与常规压裂相比，二次加砂压裂所形成的裂缝短而宽，导流能力更高。

(3) 通过对X井区的二次加砂压裂参数优化分析，认为二次加砂比例控制在0.5~0.6、停泵时间设定在30 min左右、施工排量在3.5~4 m3/min、加砂量控制在20~25 m3时，可以最大限度地提高二次加砂压裂增产效果。

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