📝 摘要
我们提出了在具有高孔隙压力和低地应力差的页岩油藏中可能出现的三种理想化水力裂缝几何形态（“裂缝场景”）。我们将这些几何形态整合到商业油藏模拟器（CMG-IMEX）中，并研究了它们对储层流体产量的影响。
我们的第一个参考裂缝场景仅包含垂直平面水力裂缝。第二个场景包含与垂直水力裂缝垂直相交的激活的垂直天然裂缝。第三个场景包含与垂直水力裂缝相交的激活的水平层理面裂缝。最后一种情况可能发生在以高孔隙压力和走滑向逆冲断层过渡的应力机制为特征的泥页岩储层中。
我们证明，垂直平面裂缝是对各向异性页岩储层中水力裂缝几何形态的过度简化。它们未能在油藏模拟中代表储层改造体积的几何复杂性，并可能混淆油气产量预测。我们还表明，激活力学性质较弱的水平层理面对油气产量有害，而激活的天然裂缝可能提高初期产量。我们的研究结果显示，与参考场景相比，激活的水平层理面裂缝可能使累计油气产量减少高达20%，使初期油气产量减少约50%。我们提出了独特的油藏模拟，能够实际评估不同水力裂缝配置对油气产量的影响，并强调了约束现今地应力状态和孔隙压力条件以获得现实油气产量预测的重要性。
关键词：高孔隙压力；水平裂缝；天然裂缝；逆断层；页岩凝析油和油；页岩气；走滑断层应力状态
🖥️ CMG软件应用情况总结
| 项目 | 内容 |
|---|---|
| 所用软件 | CMG IMEX（黑油模拟器） |
| 模型方法 | 双重渗透率模型 + 局部对数加密双重渗透率方法 |
| 模型尺寸 | 350 m (I) × 762 m (J) × 41 m (K) |
| 水平井长度 | 2,000 m（约6,600 ft） |
| 压裂段数 | 22段（模拟单段后乘以段数） |
| 储层温度 | 138℃（280°F） |
| 初始储层压力 | 58.6 MPa（8,500 psi） |
| 基质孔隙度 | 目标层7%，上下层5%和4% |
| 水力裂缝渗透率 | 2,000 mD（主裂缝）/ 200 mD（低导流方案） |
| 天然裂缝渗透率 | 200 mD |
| 模拟时长 | 15年 |
文中明确指出：使用CMG-IMEX黑油模拟器建立具有油水两相流的页岩油藏模型。
🔧 三种水力裂缝几何形态对比
场景一（参考场景）：垂直平面水力裂缝
| 参数 | 数值 |
|---|---|
| 裂缝类型 | 垂直、双翼、对称 |
| 裂缝半长（支撑） | 137 m（450 ft） |
| 裂缝半长（未支撑） | 152 m（500 ft） |
| 裂缝间距 | 30 m（100 ft） |
| 裂缝渗透率 | 2,000 mD |
| 裂缝开度 | 9 mm（0.03 ft） |
| 每段3条裂缝 | 是 |
| 次要裂缝 | 正交垂直天然裂缝（自支撑） |
场景二：垂直水力裂缝 + 垂直正交天然裂缝
| 参数 | 数值 |
|---|---|
| 裂缝类型 | 垂直水力裂缝 + 8条正交天然裂缝 |
| 水力裂缝半长 | 230 m（750 ft，较参考场景缩短） |
| 裂缝开度 | 7 mm（0.023 ft，水力裂缝与天然裂缝相同） |
| 天然裂缝自支撑 | 是（因表面粗糙度） |
| 适用应力机制 | 正断层，高孔隙压力降低水平应力差 |
| 水平层理面激活 | 否（Sv与Shmin差异大） |
场景三：垂直水力裂缝 + 水平层理面裂缝
| 参数 | 数值 |
|---|---|
| 裂缝类型 | 垂直水力裂缝 + 2条水平层理面 |
| 水力裂缝半长 | 230 m（750 ft） |
| 裂缝开度 | 4 mm（0.013 ft） |
| 层理面支撑 | 否（无支撑剂进入） |
| 适用应力机制 | 走滑→逆冲过渡，Sv≈Shmin≈S3 |
| 高孔隙压力 | 是，有效应力接近 |
| 实例 | Marcellus页岩（西弗吉尼亚）、Jafurah盆地（沙特） |
📊 模拟结果对比
案例一：水力裂缝渗透率均为2,000 mD（所有场景）
| 参数 | 场景一（参考） | 场景二（+天然裂缝） | 场景三（+层理面） |
|---|---|---|---|
| 峰值产水量 (bbl/d) | 18,992 | 24,546 (+29%) | 11,666 (-40%) |
| 峰值产油量 (bbl/d) | 931 | 1,022 (+10%) | 807 (-13%) |
| 累计产水量 (Mbbl) | 564 | 491 (-13%) | 480 (-15%) |
| 累计产油量 (Mbbl) | 407 | 374 (-8%) | 368 (-10%) |
| 采收率 (%) | 8.5 | 7.7 | 7.6 |
结论：天然裂缝提高初期产量但快速闭合降低累计产量；水平层理面降低初期和累计产量。
案例二：场景三水力裂缝渗透率降低90%（200 mD）
| 参数 | 场景一（参考） | 场景二 | 场景三（低渗透率） |
|---|---|---|---|
| 峰值产水量 (bbl/d) | 18,992 | 24,546 (+29%) | 3,027 (-84%) |
| 峰值产油量 (bbl/d) | 931 | 1,022 (+10%) | 414 (-55%) |
| 累计产水量 (Mbbl) | 564 | 491 (-13%) | 381 (-32%) |
| 累计产油量 (Mbbl) | 407 | 374 (-8%) | 324 (-20%) |
| 采收率 (%) | 8.5 | 7.7 | 6.7 |
关键结论：与仅含垂直水力裂缝的参考场景相比，激活水平层理面可使累计油气产量减少高达20%，初期油气产量减少约50%。
📈 地层与储层参数
| 参数 | 数值 |
|---|---|
| 地层 | 3个层段（上、目标、下） |
| 目标层厚度 | 30 m（~100 ft） |
| 目标层初始含水饱和度 | 20% |
| 目标层孔隙度 | 7% |
| 目标层渗透率 | 0.07 mD |
| 垂向/水平渗透率比 | 0.1 |
| 天然裂缝间距（I和J方向） | 9 m（30 ft） |
| 天然裂缝开度 | 0.03 mm（0.0001 ft） |
| 天然裂缝孔隙度 | 0.00067% |
| 压裂液总注入量 | 12,700 m³（~80,000 bbl），22段均分 |
| 泡点压力 | 23.44 MPa（3,400 psi） |
| 原油API重度 | 45.6° |
| 气体比重 | 0.8651 |
🔬 裂缝闭合机制（压力相关渗透率）
| 裂缝类型 | 支撑情况 | 闭合速率 |
|---|---|---|
| 水力裂缝（支撑区） | 有支撑剂 | 缓慢 |
| 水力裂缝（未支撑区） | 无支撑剂 | 快速 |
| 正交天然裂缝（场景二） | 自支撑（粗糙度） | 中等快速 |
| 水平层理面（场景三） | 无支撑剂 | 快速 |
采用以下经验公式计算孔隙度和渗透率随净压力变化的乘数：
ϕϕi=eCfrac×Pnet,kki=(ϕϕi)3=e3×Cfrac×Pnet
✅ 主要结论
-
激活天然裂缝的双刃剑效应：激活垂直正交天然裂缝可使初期产油量提高约10%，但由于裂缝快速闭合，15年累计产油量反而降低约8%。
-
层理面激活严重损害产能：水平层理面激活后，初期产油量降低约55%，累计产油量降低约20%，采收率从8.5%降至6.7%。
-
高孔隙压力是裂缝复杂化的关键因素：当孔隙压力高、地应力差小时，压裂液更容易漏失到天然裂缝和层理面中，形成复杂裂缝网络，但可能损害长期产能。
-
地应力状态决定裂缝几何形态：
-
正断层/走滑应力机制（Shmin < Sv < SHmax）：形成垂直水力裂缝
-
走滑→逆冲过渡机制（Sv ≈ Shmin ≈ S3）：可能激活水平层理面
-
-
垂直平面裂缝假设可能高估产能：模拟表明，忽略裂缝几何复杂性可能导致油气产量预测不可靠，特别是在高孔隙压力、低地应力差的页岩储层中。
-
现场实例支持：Marcellus页岩（西弗吉尼亚）和Jafurah盆地（沙特）具有高孔隙压力（梯度0.7-0.88 psi/ft）和走滑应力机制，已观察到水平裂缝证据。
🏛️ 作者及单位信息
| 作者 | 单位 |
|---|---|
| Daniela A. Arias Ortiz | 阿卜杜拉国王科技大学（KAUST），Ali I. Al-Naimi石油工程研究中心 |
| Lukasz Klimkowski | KAUST + AGH科技大学（波兰克拉科夫） |
| Thomas Finkbeiner | KAUST，Ali I. Al-Naimi石油工程研究中心 |
| Tadeusz W. Patzek（通讯作者） | KAUST，Ali I. Al-Naimi石油工程研究中心 |
通讯作者邮箱：tadeusz.patzek@kaust.edu.sa
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