分段壓裂水平井裂縫形態(tài)優(yōu)化及產(chǎn)能特征研究

楊子清，陳文龍，楊軍俠（中石油長慶油田分公司超低滲透油藏研究中心，陜西 西安 710021）

蘇玉亮，任龍（中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580）

國內(nèi)外實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)表明，分段壓裂水平井可大幅增加油藏泄流體積，提高單井產(chǎn)能，成為高效開發(fā)致密油藏的一種重要壓裂技術(shù)。隨著水平段長度和有效分壓段數(shù)的增加，壓開的多條裂縫改變了近井地帶的滲流方式，增加了油氣的滲流通道，水平井初期單井產(chǎn)能得到了大幅度提升。采用水平井分段壓裂技術(shù)開發(fā)致密油藏已成為轉(zhuǎn)變油田開發(fā)方式、提高開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益的重要途徑［1～3］。國內(nèi)對致密油藏壓裂水平井的研究集中于裂縫走向方面，對人工壓裂布縫形態(tài)與井網(wǎng)的匹配方式研究較少。因此，有必要進(jìn)行分段壓裂水平井布縫形態(tài)優(yōu)化研究，進(jìn)一步分析不同人工壓裂裂縫形態(tài)下的產(chǎn)能分布及含水上升規(guī)律，為致密油藏的合理開發(fā)提供一定的理論基礎(chǔ)。

1 模型建立

選取的致密油藏地質(zhì)參數(shù)如下：平均油層厚度為15m，平均滲透率為0.6mD，平均孔隙度為12.4%，地層原油黏度為1.91mPa·s，原始地層壓力16.7MPa，原始含油飽和度為50.2%，地面原油密度0.835g／cm3。

模擬采用Eclipse軟件的流線模型FrontSim模塊，平面網(wǎng)格步長為10m×10m，縱向上分為一個(gè)網(wǎng)格，X網(wǎng)格方向與最大主應(yīng)力方向平行，X方向滲透率為Y方向滲透率的1.5倍。針對直井注水和水平井采油的七點(diǎn)井網(wǎng)形式，設(shè)計(jì)井距為520m，排距為140m，水平段長度為700m，壓裂6段，每段壓1～2條裂縫，裂縫處進(jìn)行局部網(wǎng)格加密，裂縫導(dǎo)流能力為400mD·m，注水井邊井注入量為角井的2倍。

2 人工裂縫形態(tài)設(shè)計(jì)

在對致密油藏進(jìn)行水力壓裂設(shè)計(jì)時(shí)，應(yīng)遵循以下原則：水平井延伸方向與天然裂縫方向垂直；人工壓裂裂縫延伸方向與最大主應(yīng)力方向平行［4～6］。因此，設(shè)計(jì)水平井井筒方向與地層最大主應(yīng)力方向垂直，則人工壓裂裂縫沿垂直于井筒的方向延伸［7～11］?；谝陨侠碚?，分別設(shè)計(jì)不均勻等長型（單縫）、紡錘型（單縫）、不均勻等長型（雙縫）和紡錘型（雙縫）4種人工壓裂裂縫分布形態(tài)。根據(jù)裂縫與注水井的位置關(guān)系和對稱性原則，可分為兩類裂縫，即靠近注水井壓裂段的裂縫（邊部裂縫）和遠(yuǎn)離注水井壓裂段的裂縫（中間裂縫）。人工壓裂裂縫形態(tài)設(shè)計(jì)見圖1，壓裂裂縫設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

圖1 人工壓裂裂縫形態(tài)設(shè)計(jì)

表1 不同人工壓裂裂縫形態(tài)設(shè)計(jì)參數(shù)

3 裂縫形態(tài)優(yōu)選

采用流線模擬方法，以注采平衡方式進(jìn)行模擬預(yù)測，水平井最低井底流壓為8MPa，產(chǎn)液量上限定為25m3／d，注水井最大井底流壓為40MPa。不同裂縫形態(tài)下水平井在不同開發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)見表2，水驅(qū)規(guī)律曲線見圖2，開發(fā)第10年流線場分布見圖3。

表2 不同裂縫形態(tài)下水平井在不同開發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)

從不同開發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)（表2）和水驅(qū)規(guī)律曲線（圖2）可知：開發(fā)初期各裂縫形態(tài)下的單井產(chǎn)能及采油速度相差不大；不均勻等長型（雙縫）由于邊部裂縫見水后含水上升較快，導(dǎo)致最終采收率最低；不均勻等長型（單縫）由于見水后含水上升相對較慢，最終采收率比不均勻等長型（雙縫）高出0.12個(gè)百分點(diǎn)；紡錘型（單縫）由于邊部裂縫見水較晚，開發(fā)第10年時(shí)，綜合含水比不均勻等長型（單縫）低11.12個(gè)百分點(diǎn)，最終采收率較高；紡錘型（雙縫）最晚見水，低含水期采出程度較高，邊部裂縫見水后含水上升相對較慢，最終采收率比紡錘型（單縫）高0.11個(gè)百分點(diǎn)。

流線的疏密在一定程度上反映出水驅(qū)波及程度的高低，即流線密集的地方，水驅(qū)波及程度較高；流線稀疏的地方，水驅(qū)波及程度較低［12～14］。從不同人工壓裂裂縫形態(tài)下開發(fā)第10年水驅(qū)流線場分布（圖3）可以看出：靠近注水井的邊部裂縫匯入的流線最密集，且單縫和雙縫時(shí)的流線密度相差不大，表明不同裂縫形態(tài)下注水井與邊部裂縫之間的水驅(qū)波及程度較高；遠(yuǎn)離注水井的中間裂縫流線較稀疏，即中間裂縫兩側(cè)所在區(qū)域的波及程度較低。對比4種不同裂縫形態(tài)下的流線場分布圖，紡錘型（雙縫）在相同時(shí)刻匯入中間裂縫的流線最多，且水驅(qū)前緣推進(jìn)均勻，水驅(qū)波及程度較高。

圖2 不同裂縫形態(tài)下水平井開發(fā)水驅(qū)規(guī)律曲線

圖3 不同裂縫形態(tài)水平井注采井網(wǎng)第10年流線場分布

通過以上分析可知，人工壓裂裂縫形態(tài)對油田開發(fā)效果有一定的影響。紡錘型（雙縫）形態(tài)具有中間裂縫長、邊部裂縫短的特點(diǎn)，一方面匯入中間裂縫的流線較多、水驅(qū)波及程度較高，另一方面邊部裂縫的見水時(shí)間晚、見水后含水上升較慢。因此，采用紡錘型（雙縫）的布縫方式對提高致密油藏的采收率具有一定的優(yōu)勢。

4 產(chǎn)能分布特征

為了揭示不同設(shè)計(jì)方案下水平井的產(chǎn)能分布規(guī)律，根據(jù)4種不同布縫形態(tài)的開發(fā)技術(shù)指標(biāo)數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果，作出在評價(jià)期（開發(fā)30年）內(nèi)不同位置裂縫的累計(jì)產(chǎn)油貢獻(xiàn)率及含水率柱狀圖（圖4和圖5）。計(jì)算出評價(jià)期內(nèi)中間裂縫相對于邊部裂縫的累計(jì)產(chǎn)油貢獻(xiàn)率和含水率的相對比值，作出其柱狀圖，見圖6。

結(jié)果表明：①不均勻等長型裂縫（單縫／雙縫）分布時(shí)，雖然邊部裂縫累計(jì)產(chǎn)油貢獻(xiàn)較大，但邊部裂縫含水率遠(yuǎn)高于中間裂縫，引起水平井含水過快上升，未能發(fā)揮中間裂縫的作用，對油田穩(wěn)產(chǎn)不利；②紡錘型裂縫（單縫／雙縫）分布時(shí)，中間裂縫累計(jì)產(chǎn)油貢獻(xiàn)相對較大，且邊部裂縫和中間裂縫見水時(shí)間相差不大，相同時(shí)刻邊部裂縫和中間裂縫的含水率也相差不大；③從圖6中可以看出，紡錘型（雙縫）在中間裂縫／邊部裂縫累計(jì)產(chǎn)油相對比值較大的同時(shí)，含水率相對比值更接近于1，表明紡錘型（雙縫）的布縫方式由于中間裂縫長、邊部裂縫短，其中間裂縫的累計(jì)產(chǎn)油相對貢獻(xiàn)率最高，且各裂縫含水率相差不大，水平段不同位置含水率上升得較均勻，充分發(fā)揮了中間裂縫的作用。

圖4 評價(jià)期內(nèi)裂縫累計(jì)產(chǎn)油貢獻(xiàn)率

圖5 評價(jià)期內(nèi)裂縫含水率

圖6 評價(jià)期內(nèi)裂縫累計(jì)產(chǎn)油貢獻(xiàn)率和含水率相對比值

5 結(jié)論

紡錘型（雙縫）布縫方式由于具有中間裂縫長、邊部裂縫短的優(yōu)點(diǎn)，不僅增加了水平段中部區(qū)域的流線密度，提高了水驅(qū)波及程度，使不同位置壓裂裂縫的累計(jì)產(chǎn)油貢獻(xiàn)率相差不大，而且減緩了引起水平井含水率上升過快的邊部裂縫的見水時(shí)間，使水平井綜合含水率在不同位置裂縫之間較為同步地上升，充分發(fā)揮了中間裂縫的作用，有利于油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，具有較明顯的優(yōu)勢。

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