页岩油水平井水力压裂裂缝扩展与产能预测一体化分析方法

《Energies》：Fracture Propagation and Productivity Prediction for Horizontal Wells in Shale Oil Reservoirs

　　

作为典型的非常规油气资源，页岩油具有储层基质致密、渗透率低的特征，多级水平井压裂是其有效开发的核心技术。压裂参数、裂缝几何形态与产能响应之间缺乏明确的定量关系，以及对产量递减规律认识不足，是制约页岩油储层高效开发的关键科学问题。基于Petrel Kinetix裂缝扩展模拟与INTERSECT油藏数值模拟，研究人员建立了一套裂缝扩展—储层改造—产能响应的一体化分析工作流程。系统研究了压裂参数对裂缝几何形态的控制机制、裂缝参数对产能的影响以及产量递减特征，并对研究区的Arps和Duong递减模型进行了评价与对比。研究结果表明：（1）泵注排量、簇间距、压裂液用量和段间距显著影响裂缝扩展形态与改造体积（SRV）。当排量从8 m3/min增至16 m3/min时，改造体积（SRV）从27.6×104 m3增至35.3×104 m3；在本研究采用的模拟条件下，簇间距约10 m时SRV较大，间距过小会增强应力干扰，间距过大则可能形成未改造区。（2）簇间距、裂缝半长和裂缝导流能力共同决定储层的泄油效率，裂缝半长对产能的贡献呈现边际效益递减特征，半长从200 m增至250 m时产油增量明显下降；在不同裂缝间距条件下，累积产油量随导流能力增加呈先快速上升后趋于稳定的趋势，存在明显的导流能力临界值。（3）页岩油水平井产量递减呈现阶段性特征。研究区放喷条件下产量递减符合Duong模型，下泵条件下符合Arps模型。Arps递减模型的平均拟合精度（R2=0.818）略高于Duong模型（R2=0.813）。研究人员建立的裂缝扩展—产能响应一体化分析工作流程及导流能力需求图版，可为研究区及类似地质条件下页岩油水平井压裂参数优化与方案设计提供参考。

研究背景与问题

页岩油作为典型的非常规油气资源，其储层具有基质致密、孔隙结构复杂、渗透率极低的特点，采用常规开发方法难以有效动用储量。水平井结合大规模体积压裂是目前页岩油开发的主导技术，通过形成复杂裂缝网络可显著增大改造体积（SRV）。然而，现有研究通常只关注裂缝几何形态或产能预测中的某一方面，很少将压裂参数引起的裂缝几何变化、SRV演化、裂缝导流能力及产能响应纳入同一分析框架。此外，在同一研究区不同开采措施下递减模型的适用性也鲜有比较。因此，压裂参数、裂缝几何形态与产能响应之间缺乏清晰的定量关系，以及对产量递减规律的认识不足，成为制约页岩油储层高效开发的关键科学问题。

研究方法概述

研究人员以松辽盆地古龙地区（大庆油田）青山口组陆相页岩典型水平井为研究对象，基于Petrel平台Kinetix模块构建复杂裂缝网络模型，耦合INTERSECT数值模拟器实现裂缝扩展与压后产能的一体化模拟。模型采用二维结构化网格（20×48，总面积1000 m×480 m），利用10口连续生产水平井的实际数据进行历史拟合验证，整体单井拟合合格率达92.04%。在此基础上，采用单变量法系统分析压裂参数（泵注排量、簇间距、压裂液用量、段间距、滑溜水比例）对裂缝扩展形态和SRV的影响，以及裂缝参数（簇间距、裂缝半长、裂缝导流能力）对水平井产能的控制作用，并引入Arps递减模型和Duong递减模型对比分析产量递减特征。

研究结果

3.1 压裂参数对水平井多裂缝扩展的影响

3.1.1 施工排量对裂缝扩展形态的影响： 保持其他参数不变，设置泵注排量为8~20 m³/min。研究发现，排量增加提高了裂缝驱动力，促进分支裂缝发育和复杂裂缝网络形成，从而显著增大SRV。在水平应力差6 MPa条件下，排量从8 m³/min增至16 m³/min时，平均每段SRV从27.6×10⁴ m³增至35.3×10⁴ m³（增幅28.0%）；继续增至20 m³/min时，SRV仅再增5.1%，表明增产幅度显著收窄。高应力差条件（10 MPa）下SRV提升幅度更小，说明提高排量的效果受水平应力差显著制约。

3.1.2 簇间距对裂缝扩展形态的影响： 簇间距过小会加剧簇间应力干扰，抑制部分裂缝有效扩展导致SRV受限；间距过大则产生未改造区。簇间距5 m时SRV仅为22×10⁴ m³；增至10 m时SRV达34×10⁴ m³（增幅54.5%），改善最为显著；进一步增至35 m时SRV仅升至36×10⁴ m³（较10 m仅增5.9%），且形成未改造区。

3.1.3 压裂液用量对裂缝扩展形态的影响： 随着液量增加，SRV逐渐增大，但超过一定阈值后增速明显放缓。液量从1000 m³增至1600 m³时，SRV从23.6×10⁴ m³升至34.9×10⁴ m³（增幅25.2%）；继续增至2000 m³时，SRV仅升至35.5×10⁴ m³，说明高液量范围内继续增加液量对改善SRV效果有限。

3.1.4 段间距对裂缝扩展形态的影响： 段间距对SRV的影响呈现“先增后减”的特征。低应力差（<8 MPa）条件下，段间距约15 m时SRV相对较好（6 MPa时对应86.2×10⁴ m³）；高应力差（10 MPa）条件下，段间距约5 m时SRV更优（57.5×10⁴ m³）。

3.1.5 滑溜水比例对裂缝扩展形态的影响： 低黏度压裂液有利于进入天然裂缝和微裂缝系统，促进裂缝偏转和分支；高黏度压裂液易形成相对连续的主裂缝。滑溜水比例在60%~70%时，SRV为33.2~34.4×10⁴ m³。

综合来看，为实现高裂缝复杂度并最大化SRV，推荐采用高排量（≥16 m³/min）、适中射孔簇数（约4簇/段）、小簇间距（≤10 m）和大液量（≥1600 m³）。

3.2 裂缝参数对水平井产能的影响

以三年累积产油量为评价指标，分析簇间距、裂缝半长和裂缝导流能力对产能的影响。簇间距5 m时累积产油量最低（约5.9×10³ m³），增至10 m时升至约6.7×10³ m³（增幅13.6%），此后继续增大间距仍使产量缓慢上升，但增量持续收窄。10 m被识别为应力干扰由强转弱的边界间距。裂缝半长从150 m增至200 m时增产明显，但从200 m增至250 m时增产幅度显著减小，表明裂缝半长对产能贡献存在边际效益递减。在不同裂缝间距条件下，累积产油量随导流能力增加呈先快速上升后趋于稳定的趋势，存在明显临界导流能力值。裂缝间距5 m时因严重干扰产量最低，10 m时改造范围与地层供液能力匹配较好产量较高，间距进一步增大则形成未改造区导致产量下降。裂缝半长通过调控地层供液能力影响所需导流能力，两者须匹配才能获得最优产能。

3.3 产量递减行为分析

选取研究区青山口组10口连续生产水平井，采用Origin 2023基于最小二乘法拟合Arps和Duong递减模型参数。8口井符合Duong模型，平均拟合精度R²=0.813；7口井符合Arps模型，平均拟合精度R²=0.818。分阶段产量预测结果显示，两种模型在早期均表现良好，但Arps模型在后期表现更优。研究确认放喷条件下产量递减符合Duong模型，下泵条件下符合Arps模型，Arps递减模型在研究区具有更好的准确性。

结论与讨论

基于复杂裂缝网络模拟与产能预测方法，研究人员系统分析了页岩储层水平井压裂参数对裂缝扩展形态、产能响应和递减趋势的影响，得出以下结论：（1）利用Petrel Kinetix模块建立了研究区多簇裂缝扩展数值模型，耦合INTERSECT模拟器实现了裂缝扩展与压后产能的一体化模拟，系统评价了不同压裂参数下的裂缝扩展规律和SRV变化。结果表明，提高注入排量可增强裂缝驱动力、促进分支裂缝发育并扩大SRV，但提升程度受水平应力差限制；簇间距、压裂液用量和段间距存在最优范围，过小增加应力干扰，过大易产生未改造区。研究区最优参数特征为高排量、适中簇数、小簇间距、大液量。（2）裂缝参数对水平井产能具有显著影响，簇间距、裂缝半长和导流能力共同决定储层改造程度。簇间距过小加剧应力干扰限制裂缝扩展，过大产生未改造区降低整体泄油效率。模拟结果表明簇间距约10 m可在充分裂缝扩展与较短流动路径之间取得平衡。增加裂缝半长可扩大供液范围提高累积产量，但半长从200 m增至250 m时增产幅度明显变小，表明裂缝几何参数对产能贡献存在边际效益递减。（3）页岩油水平井产量递减呈现阶段性特征，可采用经验递减模型快速评估产能变化规律。对研究区10口水平井的产量递减规律研究表明，放喷条件下递减符合Duong模型，下泵条件下符合Arps模型，Arps递减模型在井控范围内的递减规律研究中具有更好精度。