特低滲透裂縫性油藏矩形井網(wǎng)優(yōu)化實(shí)驗(yàn)研究

田文博，楊正明，徐 軒，肖前華，滕 起

(1.中科院滲流流體力學(xué)研究所，河北 廊坊 065007;2.中油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007)

引 言

低滲透油藏在中國(guó)石油工業(yè)中占有重要地位［1］，其中裂縫性油藏占有很大比例。目前，中國(guó)裂縫性低滲透油氣藏的儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，已開發(fā)低滲透油田效果普遍不好［2］，必須通過(guò)注水和壓裂改造才能進(jìn)行有效生產(chǎn)。由于實(shí)驗(yàn)條件的限制，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對(duì)裂縫性儲(chǔ)層的生產(chǎn)特征的研究較少。

與正方形反九點(diǎn)和菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)相比，矩形井網(wǎng)具有較大的注采比，沿裂縫方向線狀注水更適合特低滲透油藏的特性。滲透率各向異性的低滲透油藏采用矩形井網(wǎng)壓裂注水開發(fā)具有優(yōu)勢(shì)［3］。合理的排距和穿透比有助于建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，提高波及系數(shù)和最終采收率［4］。采用天然砂巖露頭平板模型，針對(duì)采用矩形井網(wǎng)開發(fā)的裂縫性儲(chǔ)層進(jìn)行平板模型的單相滲流實(shí)驗(yàn)，研究排距和穿透比對(duì)井網(wǎng)有效動(dòng)用的影響。該研究對(duì)開發(fā)裂縫性儲(chǔ)層具有指導(dǎo)意義。

1 裂縫性特低滲透巖樣的篩選和制作

1.1 篩選方法

在砂巖露頭上鉆取小巖心進(jìn)行恒速壓汞實(shí)驗(yàn)和黏土礦物含量測(cè)試，與實(shí)際儲(chǔ)層巖心進(jìn)行對(duì)比(圖1、2)。結(jié)果表明，實(shí)驗(yàn)中所采用的特低滲透露頭喉道分布規(guī)律和長(zhǎng)慶油田實(shí)際儲(chǔ)層的喉道分布規(guī)律接近，黏土礦物含量相似，用砂巖露頭模型進(jìn)行實(shí)驗(yàn)?zāi)軌蚍从沉黧w在實(shí)際儲(chǔ)層中的滲流特征。

圖1 砂巖露頭與實(shí)際儲(chǔ)層喉道半徑的分布曲線

1.2 模型制作

特低滲透油藏由于顆粒細(xì)、成巖壓實(shí)作用強(qiáng)、孔隙度低、喉道細(xì)，固液耦合作用強(qiáng)，滲流曲線呈現(xiàn)明顯的非達(dá)西特征［5－8］。實(shí)驗(yàn)中通過(guò)平板模型滲透率的各向異性來(lái)等效模擬裂縫發(fā)育儲(chǔ)層的滲透率各向異性特征。根據(jù)實(shí)際儲(chǔ)層滲透率特點(diǎn)，選取在x、y方向滲透率分別為3.05×10－3μm2和0.81×10－3μm2的模型來(lái)模擬裂縫性儲(chǔ)層。對(duì)平板模型上小巖心x、y方向進(jìn)行非線性滲流實(shí)驗(yàn)，得到小巖心非線性滲流曲線(圖3)。

圖2 長(zhǎng)慶特低滲透露頭與實(shí)際儲(chǔ)層黏土含量對(duì)比

圖3 小巖心低滲透滲流曲線

采用矩形井網(wǎng)開發(fā)的長(zhǎng)慶油田特低滲透儲(chǔ)層，排距為100～180 m，井距為450～550 m，生產(chǎn)井穿透比(裂縫長(zhǎng)與井距的比值)為30%，大規(guī)模壓裂穿透比為70%［9－11］。根據(jù)油田現(xiàn)場(chǎng)情況，選取矩形井網(wǎng)中1個(gè)完整單元，制作平板模型。平板模型大小分別為50 cm×16 cm、50 cm×25 cm、50 cm×34 cm，用來(lái)模擬井距為500 m，排距為80、125、170 m的情況。井排方向與裂縫方向平行，采出井穿透比均為30%。針對(duì)井排距為500 m×125 m的矩形井網(wǎng)進(jìn)行不同壓裂規(guī)模的模擬，穿透比分別為30%、50%和70%。模型邊界均為不流動(dòng)邊界。水力壓裂裂縫通過(guò)割縫填砂實(shí)現(xiàn)。

2 實(shí)驗(yàn)裝置和步驟

2.1 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置包括注入系統(tǒng)、壓力采集系統(tǒng)、流速測(cè)量系統(tǒng)和天然露頭砂巖模型。注入系統(tǒng)包括氮?dú)馄?、穩(wěn)壓裝置和中間容器，提供穩(wěn)定的壓力，精度為0.1 kPa;壓力采集系統(tǒng)包括高精度壓力傳感器和計(jì)算機(jī);流速測(cè)量系統(tǒng)采用中科院力學(xué)所研制的高精度微流量計(jì)。實(shí)驗(yàn)流程如圖4所示。

圖4 實(shí)驗(yàn)流程

2.2 實(shí)驗(yàn)步驟

(1)根據(jù)油田現(xiàn)場(chǎng)井網(wǎng)形式以及幾何相似原理，利用天然砂巖露頭制作平板模型。在模型相應(yīng)位置鉆孔模擬注水井和采出井，其中采出井均壓裂。

(2)在模型上布置壓力測(cè)量點(diǎn)。

(3)封裝模型，將其抽真空，飽和一定濃度的礦化度水模擬地層水。

(4)連接實(shí)驗(yàn)設(shè)備。

(5)進(jìn)行單相驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，測(cè)量不同壓差下各測(cè)點(diǎn)的壓力和壓力場(chǎng)穩(wěn)定后各采出井的流速。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

由滲流規(guī)律、流場(chǎng)勢(shì)場(chǎng)分布規(guī)律可知，壓力變化能夠反映油藏流體的流動(dòng)狀況，可以通過(guò)壓力梯度場(chǎng)的變化分析流體的流動(dòng)變化。因此，在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，需要測(cè)量各測(cè)點(diǎn)壓力和驅(qū)替達(dá)到穩(wěn)定后的單井流速。

3.1 矩形井網(wǎng)不同排距開發(fā)特征

針對(duì)矩形井網(wǎng)，設(shè)計(jì)3塊不同排距的模型，分別在20、40、70 kPa的壓差下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，測(cè)量了各壓力點(diǎn)的壓力和驅(qū)替達(dá)到穩(wěn)定時(shí)各采出井的采液速度。

3.1.1 壓力梯度場(chǎng)研究

由矩形井網(wǎng)不同排距(80、125、170 m)壓力梯度場(chǎng)(圖5)可以看出，采用相同井網(wǎng)形式、不同排距的模型壓力梯度場(chǎng)有顯著差異。隨著注采壓差的增大，模型中壓力梯度高值區(qū)所占比例增大，壓力梯度低值區(qū)比例減小。大排距模型壓力梯度低值區(qū)多于小排距模型，較難動(dòng)用。注采井周圍壓力梯度較大，容易動(dòng)用。y方向采出井之間壓力梯度較低，難動(dòng)用，而x方向壓力梯度值相對(duì)較高，說(shuō)明裂縫發(fā)育方向流體易動(dòng)用。此外，水力壓裂裂縫周圍的壓力梯度值較高，尤其是縫端，說(shuō)明壓裂有利于模型的有效動(dòng)用。

圖5 矩形井網(wǎng)不同排距模型在不同驅(qū)替壓差下的壓力梯度場(chǎng)

根據(jù)小巖樣非線性滲流曲線將平板模型平面劃分為不同的滲流區(qū)域:壓力梯度小于0.048 MPa/m的區(qū)域流體不發(fā)生流動(dòng)，為不流動(dòng)區(qū);壓力梯度為0.048～0.160 MPa/m的區(qū)域?yàn)榉蔷€性滲流區(qū);壓力梯度大于0.160 MPa/m的區(qū)域?yàn)閿M線性區(qū)。為了更方便地描述模型的動(dòng)用程度，提出壓力系數(shù)的概念。根據(jù)小巖心低速非線性滲流實(shí)驗(yàn)曲線，將模型劃分為3個(gè)滲流區(qū)域，其中能夠發(fā)生流動(dòng)的面積與整個(gè)模型面積的比值稱為壓力系數(shù)，其表達(dá)式為:

模型的滲流區(qū)域及壓力系數(shù)見(jiàn)表1。

表1 矩形井網(wǎng)不同排距滲流區(qū)域劃分

由表1可以看出。

(1)隨著注采壓差的增加，80 m排距的模型不流動(dòng)區(qū)從11%減小到0%，擬線性區(qū)由21%增大到93%，壓力系數(shù)增加11%;排距170 m的模型不流動(dòng)區(qū)由57%減小到16%，擬線性區(qū)由0增加到37%，壓力系數(shù)增加41%。在升壓的過(guò)程中，模型的擬線性滲流區(qū)域增加，不流動(dòng)區(qū)域減小，壓力系數(shù)增加，說(shuō)明增大注采壓差，模型的有效動(dòng)用區(qū)增加。

(2)相同的注采壓差下，小排距模型的不流動(dòng)區(qū)域明顯低于大排距模型，而擬線性滲流區(qū)域大于大排距?？蓜?dòng)用區(qū)域包含非線性滲流區(qū)域和擬線性滲流區(qū)域，大排距模型的動(dòng)用區(qū)域主要為非線性滲流區(qū)，擬線性區(qū)所占比例較小，而小排距模型的擬線性滲流區(qū)占有較大比例，小排距的開發(fā)效果更好。縮小排距意味著增大了井網(wǎng)密度，考慮到經(jīng)濟(jì)因素，并非排距越小越好。

3.1.2 采液速度分析

測(cè)量每塊模型驅(qū)替達(dá)到穩(wěn)定時(shí)各采出井的采液速度，計(jì)算單井平均流速(圖6)。驅(qū)替壓差較小時(shí)，模型的壓力梯度值較低，流體不發(fā)生流動(dòng)。隨著注采壓差的增大，模型壓力梯度增加，單井的流速隨之增加。相同驅(qū)替壓差下，小排距模型的單井平均流速明顯高于大排距模型。

圖6 矩形井網(wǎng)不同排距單井流速曲線

圖7 矩形井網(wǎng)不同穿透比模型在不同驅(qū)替壓差下的壓力梯度場(chǎng)

3.2 矩形井網(wǎng)不同穿透比開發(fā)特征

對(duì)于低滲透油藏，水力壓裂是提高油井產(chǎn)量的有效手段。針對(duì)井排距為500×125 m的矩形井網(wǎng)進(jìn)行不同穿透比(30%、50%、70%)實(shí)驗(yàn)研究。通過(guò)測(cè)量模型的壓力梯度場(chǎng)和驅(qū)替達(dá)到穩(wěn)定時(shí)各采出井的采液速度對(duì)矩形井網(wǎng)的滲流規(guī)律進(jìn)行了研究。

3.2.1 壓力梯度場(chǎng)研究

在20、40、70 kPa的驅(qū)替壓差下進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，待模型壓力場(chǎng)穩(wěn)定后，根據(jù)所測(cè)壓力數(shù)據(jù)繪制壓力梯度場(chǎng)(圖7)。由圖7可知，壓力梯度高值區(qū)依然出現(xiàn)在注采井的周圍，采出井之間為壓力梯度低值區(qū)，較難驅(qū)動(dòng)。隨著注采壓差的增加或者穿透比的增大，模型的壓力梯度高值區(qū)增加，壓力梯度低值區(qū)減少。模型的穿透比由30%增加到50%，壓力梯度場(chǎng)變化較為明顯，再繼續(xù)增加到70%，改善效果變化不大。

根據(jù)小巖心非線性滲流曲線將模型劃分滲流區(qū)域，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 矩形井網(wǎng)不同穿透比模型滲流區(qū)域劃分

由表2可以看出，隨著驅(qū)替壓差由20 kPa增加到70 kPa，3塊模型的壓力系數(shù)分別增加19%、15%、13%。當(dāng)驅(qū)替壓差為20 kPa時(shí)，隨穿透比的增加，模型的不流動(dòng)區(qū)減少8%，擬線性區(qū)增加2%;驅(qū)替壓差為40 kPa時(shí)，模型的不流動(dòng)區(qū)減少4%，擬線性區(qū)增加11%;驅(qū)替壓差為70 kPa時(shí)，模型的不流動(dòng)區(qū)減少2%，擬線性區(qū)增加6%。說(shuō)明隨著穿透比和驅(qū)替壓差的增加，模型的壓力系數(shù)增大，擬線性區(qū)所占比例增加。但是，當(dāng)驅(qū)替壓差較高時(shí)或者穿透比較大時(shí)，模型的壓力系數(shù)提高不明顯。驅(qū)替壓差較低時(shí)，模型的主要?jiǎng)佑脜^(qū)域?yàn)榉蔷€性滲流區(qū);當(dāng)壓差較高時(shí)，擬線性滲流區(qū)域所占的比例增大，動(dòng)用效果較好。

3.2.2 采液速度分析

測(cè)量各模型驅(qū)替達(dá)到穩(wěn)定時(shí)各采出井的采液速度，計(jì)算不同模型單井平均流速曲線(圖8)。隨著穿透比的增加，單井的流速加快，但是與減小排距產(chǎn)生的效果相比，流速增大并不明顯。

圖8 矩形井網(wǎng)不同穿透比單井流速曲線

4 結(jié)論

(1)通過(guò)研發(fā)天然露頭模型可以模擬實(shí)際儲(chǔ)層的生產(chǎn)情況，針對(duì)裂縫性儲(chǔ)層矩形井網(wǎng)開展?jié)B流規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究。

(2)繪制模型的壓力梯度場(chǎng)圖，根據(jù)小巖心非線性滲流曲線將模型劃分為不同的滲流區(qū)域，提出壓力系數(shù)的概念，評(píng)價(jià)井網(wǎng)的有效動(dòng)用程度。

(3)隨著驅(qū)替壓差的增大，模型的單井流速逐漸增大，壓力系數(shù)增大，模型的可動(dòng)用區(qū)增加，所以低滲透油藏應(yīng)采用較大的注采壓差進(jìn)行開采。

(4)矩形井網(wǎng)縮小排距和增大穿透比都會(huì)增大模型的壓力系數(shù)，可動(dòng)用區(qū)域增加，單井的流速增大，當(dāng)壓裂規(guī)模增大到一定程度后，繼續(xù)增大對(duì)有效驅(qū)動(dòng)影響不夠明顯。

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