水力壓裂增產(chǎn)技術在上傾尖滅區(qū)的應用

周志軍，劉志軍(.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 6338；(2.東北石油大學非常規(guī)油氣成藏與開發(fā)省部共建國家重點實驗室培育基地，黑龍江大慶 6338)

水力壓裂增產(chǎn)技術在上傾尖滅區(qū)的應用

周志軍1,2，劉志軍1
(1.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318；(2.東北石油大學非常規(guī)油氣成藏與開發(fā)省部共建國家重點實驗室培育基地，黑龍江大慶 163318)

應用數(shù)值模擬軟件CMG，參照上傾區(qū)域的特點建立一個典型地質模型，利用等滲流阻力法對位于上傾尖滅區(qū)的油井P1進行了壓裂處理，通過對比壓裂前后壓裂井及整個井組的開發(fā)效果，確定壓裂技術在解決上傾尖滅區(qū)供液不足方面具有顯著效果。在此基礎上，對裂縫與主流線之間的角度及裂縫半長進行了優(yōu)化，發(fā)現(xiàn)裂縫與主流線垂直，裂縫半長為85 m時，壓裂開發(fā)效果最佳。

數(shù)值模擬；水力壓裂；上傾殲滅區(qū)；供液不足；壓裂參數(shù)優(yōu)化

對于砂礫巖油藏，油田開發(fā)進入到特高含水期后期，挖掘油層上傾殲滅帶附近的剩余油潛力顯得日益重要[1-3]。然而上傾殲滅帶油層薄、物性差、分布系數(shù)低、剩余油分布線長、面窄、厚度小、井網(wǎng)控制程度差，這些因素綜合影響，使得上傾層儲油的開采難度加大。在開發(fā)的過程中，上傾區(qū)域的油井由于處于油藏邊緣，多為單向受效或雙向受效，且物性差，致使在開發(fā)過程中常常出現(xiàn)供液不足。因此，針對上傾區(qū)域的具體情況，研究水力壓裂增產(chǎn)技術在改善上傾區(qū)域供液方面的作用成為當務之急[4-6]。

1 機理模型的建立

數(shù)值模擬研究的關鍵是建立合理準確的地質模型，且該模型能夠具有一定的代表性。根據(jù)上傾尖滅區(qū)域地質特征參數(shù)建立了典型模型開展研究。

(1)模型為一注四采，井網(wǎng)形式為五點法，井距:240 m；選擇其代表性的孔滲參數(shù)(高、中、低滲)建立典型地質模型。

(2)模型大小:I×J×K=71×71×1，有效網(wǎng)格數(shù)為5 041，網(wǎng)格步長為10 m，，地質儲量為18.43×104t。

(3)滲透率東西走向為西高滲東低滲的漸變條帶，如圖1所示。

(4)地勢為西高東低，地層傾角為6°，網(wǎng)格厚度由西向東逐漸變薄，如圖2所示。

圖1 模型滲透率場

Fig.1Modelpermeabilityfield

圖2 模型構造場

Fig.2Modelconstructionfield

2 壓裂對開發(fā)效果的影響

水力壓裂是油氣井增產(chǎn)、注水井增注的一項重要技術措施，是保持常規(guī)油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn),老油田開發(fā)后期調(diào)整及挖潛剩余油的重要手段[7-10]。油井壓裂前后，其井底附近油氣流動如圖3所示。由圖3可見，油井壓裂前，其井底附近油氣流動呈徑向流動，而在壓裂后，其井底附近的油氣流動呈線性流動。這是由于壓裂后，其井底對應流壓由“點狀”下降轉化為“帶狀”下降，其生產(chǎn)特征與水平井的很相像，能有效解決上傾尖滅區(qū)油井供液不足問題。

圖3 壓裂前后油井流動狀態(tài)

Fig.3Wellflowbeforeandafterfracturing

為了驗證壓裂增產(chǎn)措施對傾尖滅區(qū)油井增產(chǎn)是否有效[10-16]，在數(shù)值模擬軟件中利用等滲流阻力法對位于上傾尖滅區(qū)的油井P1進行了壓裂處理，P1壓裂前后井底附近滲透率場如圖4所示，通過比較可以看出，壓裂后P1附近形成了一條高滲導流通道。通過數(shù)值軟件，模擬壓裂前后單井及井組的開發(fā)效果，分析壓裂對開發(fā)效果的影響[17-20]。

圖4 壓裂前后滲透率場

Fig.4Permeabilityfieldbeforeandafterfracturing

2.1 壓裂對驅替前緣的影響

壓裂對驅替前緣的影響如圖5所示。由圖5可知，壓裂前注采井組之間的驅替前緣，呈“錐”形推進，驅劑波及體積系數(shù)較低，且容易出現(xiàn)竄流。而壓裂后，注采井組之間的驅替前緣，呈“弧”形推進，波及體積系數(shù)較大，剩余油動用程度高，且在一定程度上能夠起到防竄的作用。壓裂前后注采井組間的剩余油分布如圖6所示，由圖6可以明顯看出，壓裂后注采井組間的剩余油動用程度更高。

圖5 壓裂前后驅替前緣

Fig.5Displacementfrontbeforeandafterfracturing

圖6 壓裂前后剩余油豐度場

Fig.6Theremainingoilabundancefield
beforeandafterfracturing

2.2 壓裂對開發(fā)效果的影響

壓裂前后壓裂井及井組產(chǎn)油狀況如表1所示。由表1可知，壓裂后壓裂井累計產(chǎn)油增加了1 061 t，采出程度增加了0.58%，而對于整個井組累計產(chǎn)油增加了4 640 t，采出程度增加了2.52%。由此可見，壓裂不僅增加上傾邊界油井的產(chǎn)量，而且整個井組的產(chǎn)量都有所增大，故壓裂對解決上傾尖滅區(qū)供液不足是很有效的。

表1 壓裂前后壓裂井及整個井組的產(chǎn)油狀況Table 1 Oil production state of fracturing well andthe well group around fracturing

3 裂縫角度優(yōu)化

在壓裂參數(shù)中，裂縫與注采井組主流線之間的角度決定了壓裂后液體的流動方向，對驅替前緣的影響十分明顯，故在壓裂前需要對裂縫的角度進行優(yōu)化。在機理模型中，在保證裂縫半長為85 m的前提下，將裂縫角度分別調(diào)整為30°、45°、60°、90°，結果如圖7所示，模型運行至井組含水率98%，對裂縫角度進行優(yōu)化。

圖7 裂縫與主流線呈角度

Fig.7Thedifferentdegreebetweenfracturing
andthemainstreamline

3.1 裂縫角度對驅替前緣的影響

裂縫角度對驅替前緣的影響如圖8所示。由圖8可知，當裂縫與主流線呈角度30°時，驅替前緣呈“錐形”推進，驅劑波及體積小，剩余油動用程度低；當裂縫與主流線呈角度90°時，驅替前緣呈“弧形”推進，驅劑波及體積大，剩余油動用程度高。故從驅替前緣方面考慮，當裂縫與主流線呈90°時，開發(fā)效果會更好一些。

圖8 裂縫角度對驅替前緣的影響

Fig.8Theeffectionofdisplacementfront
underdifferentdegree

3.2 裂縫角度對開發(fā)效果的影響

不同裂縫角度下壓裂井產(chǎn)油、含水率變化如圖9所示。從圖9中可以看出，裂縫與主流線角度越小，含水下降的時間越提前，且下降的幅度越大，前期的采油效果越好。但是，小角度對應的含水穩(wěn)定期較短，含水上升幅度較大，使得壓裂后見水更快。從累計增油角度考慮，當裂縫與主流線呈90°時，對應的產(chǎn)油較高，開發(fā)效果更為明顯。

圖9 不同裂縫角度下壓裂井產(chǎn)油、含水變化規(guī)律

Fig.9Oilproductionandwatercutchangeruleunder
differentfracturingangle

不同壓裂角度下壓裂井和整個井組增產(chǎn)狀況如表2所示，由表2可知，隨著裂縫與主流線角度的減小，無論是壓裂井還是井組，累計增油量都在不斷的下降，當角度減小到30°時，壓裂效果較未壓裂前還要差，結合上面的產(chǎn)油及含水規(guī)律變化，得出裂縫與主流線最優(yōu)角度為90°。

表2 不同裂縫角度下增產(chǎn)狀況Table 2 Production increased status under different fracturing angle

4 裂縫半長優(yōu)化

在壓裂參數(shù)中，除了裂縫角度外，裂縫長度也是一個至關重要的參數(shù)，對壓裂的效果有很大的影響。為優(yōu)化裂縫長度，在機理模型中，在保證裂縫與主流線角度呈90°的前提下，將裂縫長度分別調(diào)整為65、85、105、125 m后，模型運行至井組含水率98%，對裂縫半長進行優(yōu)化。

4.1 裂縫半長對驅替前緣的影響

壓裂長度對驅替前緣的影響如圖10所示，當裂縫半長越大，壓裂井與注入井之間的驅替前緣推進的越均勻。壓裂長度對剩余油豐度場影響如圖11所示，從圖11中可以看出，當半長增加至125 m后，在壓裂井與注入井之間沒能形成有效的流通通道，而且壓裂井左側邊部的剩余油動用程度也較差，可見半長并不是越大越好。

圖10 驅替前緣隨裂縫半長變化

Fig.10Displacementfrontunderdifferent
fracturehalflength

圖11 不同裂縫半長下豐度場

Fig.11Theremainingoilfileldunderdifferent
fracturehalflength

4.2 不同裂縫半長對開發(fā)效果的影響

不同裂縫半長下壓裂井產(chǎn)油、含水變化規(guī)律如圖12所示，從圖12中可以看出，當裂縫半長越小時，含水下降的就越快，然而并不代表半長越小越好，當半長為65 m時，雖然含水下降時間最早，幅度也最大，但是在含水上升期，其上升趨勢也是最快的。

不同裂縫半長下增產(chǎn)狀況如表3所示，當裂縫半長為85 m時，壓裂井累計增油最高，較未壓裂前增加了1 061 t，階段采出程度為3.32%，提高了0.58%。與此同時，整個井組增油幅度也是最大的，達到了22 462 t，較未壓裂前增加了1 827 t，采出程度增幅為2.52%。綜上所述，裂縫半長以85 m為最佳。

圖12 不同裂縫半長下壓裂井產(chǎn)油、含水變化

Fig.12Oilproductionandwatercutchangeruleunder
differentfracturehalflength

表3 不同裂縫半長下增產(chǎn)狀況Table 3 Production increased status under fracture half length

5 結論

(1)上傾尖滅區(qū)油井壓裂后，其與注入井之間的驅替前緣得以均勻推進，驅劑波及程度提高，壓裂井累計增油1 061 t，采出程度增加了0.58%，而整個井組累計增油4 640 t，采出程度提高了2.52%。由此可見，壓裂不僅解決了上傾邊界油井供液不足，而且對井組增產(chǎn)亦有很大幫助，故壓裂增產(chǎn)對解決上傾尖滅區(qū)供液不足是十分有效的。

(2)對比了不同裂縫角度下驅替前緣和開發(fā)效果變化，發(fā)現(xiàn)當裂縫與主流線垂直時，驅替前緣推進的更加均勻，驅劑波及程度高，含水率上升幅度慢，開發(fā)效果最好。

(3)在井距為240 m時，保證裂縫與主流線垂直的前提下，對裂縫半長進行了優(yōu)化，發(fā)現(xiàn)當裂縫半長為85 m時，壓裂井與注入井之間的流通通道更加均勻，波及程度更高，壓裂井兩側的剩余油最少，開發(fā)效果最為顯著。

[1]劉欣．河南老區(qū)稀油壓裂挖潛技術研究[J]．石油地質與工程，2012，26(1):63-66.Liu Xin.Henan thin oil fracturing exploration technology research [J].Journal of Petroleum Geology and Engineering，2012，26(1):63-66.

[2]楊曉蓓,馮毅，肖波，等.砂礫巖油田上傾尖帶開發(fā)技術對策探討[J]．河南油田，2000,14(6):17-21.Yang Xiaobei,Feng Yi,Xiao Bo,et al.Updip glutenite oilfields with development technology countermeasures [J].Journal of Henan Oilfield, 2000,14(6):17-21.

[3]李聯(lián)五．雙河油田砂礫巖油藏[M]．北京:石油工業(yè)出版社，1997．

[4]陳民鋒．低滲透砂巖油藏水井壓裂參數(shù)優(yōu)化數(shù)值模擬研究[J]．石油鉆采工藝，2007，29(1):55-58.Chen Minfeng.Wells of low permeability sandstone reservoir fracturing parameters optimization numerical simulation study [J].Oil Drilling Technology, 2007, 29(1):55-58.

[5]王宏勛．水力壓裂設計數(shù)值計算方法[M]．北京:石油工業(yè)出版社，1998．

[6]吳忠寶．整體水力壓裂油藏裂縫一油藏耦合數(shù)值模擬研究[J]．油氣地質與采收率，2009，6(2):70-73.Wu Zhongbao.Overall hydraulic fracturing reservoir fracture reservoir coupling numerical simulation [J].Geology and Oil Recovery of Oil and Gas, 2009, 6(2):70-73.

[7]李小波．水力壓裂裂縫模擬研究[J]．西安石油大學學報:自然科學版，2009，24(3):52-55． Li Xiaobo.Hydraulic fracturing fracture simulation [J].Journal of Xi’an Petroleum University (Natural Science Edition), 2009, 24(3):52-55.

[8]劉慧卿．油藏數(shù)值模擬方法專題[M]．東營:石油大學出版社，2001:127-132.

[9]Sadrpanah H.Explicit simulation of multiple hydraulic fractures in horizontal wells[R].SPE 99575,2006.

[10]Betty J F.Department of energy EOR technology applications[R].SPE 89452,2004.

[11]李陽．陸相高含水油藏提高水驅采收率實踐[J]．石油學報，2009，30(3):396-399.Li Yang.Continental high water-cut reservoirs to improve water drive recovery factor practice [J].Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(3):396-399.

[12]胡永樂．注水油田高含水后期開發(fā)技術方針的調(diào)整[J]．石油學報，2004，25(5):65-69.Hu Yongle.Developed in the late high water cut oilfield water injection technology policy adjustment [J].Acta Petrolei Sinica, 2004, 25(5):65-69.

[13]付焱鑫．高含水油田剩余油分布規(guī)律及控制因素分析[J]．鉆采工藝，2010，33(6):61-63.Fu Yanxin.High water cut oilfield remaining oil distribution and controlling factors analysis [J].Journal of Drilling Technology, 2010,33(6):61-63.

[14]楊昌玉．大慶老油田優(yōu)化調(diào)整改造探索和實踐[J]．石油工程建設，2004，30(2):1-9.Yang Changyu.Tuning of the old oil fields of daqing exploration and practice [J].Journal of Petroleum Engineering Construction, 2004, 30(2):1-9.

[15]姜莉莉．大慶薩葡油層特高含水期水淹特征及潛力分析[J]．油氣田地面工程，2007，26(5):26-27.Jiang Lili.Reservoir in daqing, Portugal for determining watered-out characteristics and potential analysis [J].Journal of Oil and Gas Field Surface Engineering, 2007, 26(5):26-27.

[16]韓大匡．關于高含水油田二次開發(fā)理念、對策和技術路線的探討[J]．石油勘探與開發(fā)，2010，37(5):561-583.Han Dakuang.Secondary development concept about the high water cut oilfield, countermeasures and technical route of study [J].Journal of Petroleum Exploration and Development, 2010, 37(5):561-583.

[17]姜瑞忠．儲層特征參數(shù)變化對油藏開發(fā)效果的影響[J]．油氣田地面工程,2005，24(4):32-33.Jiang Ruizhong.Reservoir characteristics and the effects of parameter changes on the reservoir development [J].Journal of Oil and Gas Field Surface Engineering, 2005, 24(4):32-33.

[18]涂乙．油田水驅開發(fā)后的地層結垢實驗和防垢劑優(yōu)選[J]．天然氣與石油，2011，29(4):57-60.Tu Yi.After the oilfield water flooding development of stratigraphic scale experiments and antiscale agent optimization [J].Journal of Natural Gas and Oil, 2011, 29(4):57-60.

[19]何文祥．水驅前后儲層滲流單元變化特征研究[J]．天然氣與石油，2011，29(2):54-58.He Wenxiang.Changes of reservoir seepage unit before and after water flooding research [J].Journal of Natural Gas and Oil, 2011, 29(2):54-58.

[20]王平．高含水期水驅狀況影響因素數(shù)值模擬研究[J]．天然氣與石油，2012，30(4):36-38.Wang Ping.The factors affecting water flooding condition at the high water-cut stage numerical simulation [J].Journal of Natural Gas and Oil, 2012, 30(4):36-38.

(編輯 王亞新)

Application of Hydraulic Fracturing Technology to Increase Production in the Updip Pinchout Area

Zhou Zhijun1,2, Liu Zhijun1
(1.KeyLaboratoryofEducationofChinaonEnhancedOilandGasRecovery,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China; 2.AccumulationandDevelopmentofUnconventionalOilandGas,StateKeyLaboratoryCultivationBaseJointly-constructedbyProvinceandtheMinistryofScienceandTechnology,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

Application of numerical simulation software, consulting updip regional characteristics to bulid a typical geological model, use the method of seepage resistance to fracture well P1 in updip pinchout area.By comparing the development effect of fracturing well and the whole well group, determines fracturing technology in solving the updip pinchout area lacking for liquid has significant effect.On this basis, optimizes the angle between the fracture and the mainstream line and fracture half length, found that vertical cracks from the mainstream line, fracture half length of 85 meters, the development of fracturing effect is best.

Numerical simulation; Hydraulic fracturing; The updip pinchout area; Insufficient for liquid; Fracturing parameters optimization

1006-396X(2014)06-0055-07

2014-03-27

:2014-06-05

國家自然科學基金(50634020，50874023)；國家重大專項(2011ZX05052-12，2011ZX05010-002-05)；黑龍江省提高油氣采收率原理與技術高?？萍紕?chuàng)新團隊建設計劃資助(2009td08)；黑龍江省科技計劃項目(GZ09A121)；黑龍江省教育廳科學技術研究項目(12521044，12521052)。

周志軍(1966-)，男，博士，教授，從事油氣田開發(fā)方面的研究；E-mail:sygc423@163.com。

TE357.1

: A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.06.012