油藏?cái)?shù)值模擬在壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)參數(shù)優(yōu)化中的應(yīng)用

盧家亭，李業(yè)會(huì)，錢(qián)鳳艷，夏秋君，修德艷，陳少勇

(中國(guó)石油冀東油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河北 唐山 063004)

高尚堡深層南區(qū)屬于復(fù)雜斷塊油藏，經(jīng)過(guò)三十多年的開(kāi)發(fā)已經(jīng)進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)后期，出現(xiàn)了普遍的產(chǎn)量遞減、穩(wěn)產(chǎn)難度越來(lái)越大等問(wèn)題，同時(shí)由于油藏埋藏深、低孔低滲、自然產(chǎn)能低、經(jīng)濟(jì)效益差，有近30%的地質(zhì)儲(chǔ)量沒(méi)有得到有效動(dòng)用，成為難采儲(chǔ)量。從該區(qū)塊油井試采情況看，自然產(chǎn)能偏低(2～4 t)，達(dá)不到極限產(chǎn)量9.6 t，并且儲(chǔ)層物性差、油層導(dǎo)流能力低，彈性采收率低(4.5%)，需經(jīng)過(guò)整體壓裂改造才能提高油井產(chǎn)能，因此研究適應(yīng)于復(fù)雜斷塊壓裂優(yōu)化數(shù)值模擬技術(shù)具有非常重要的意義[1-2］。本文從油藏?cái)?shù)值模擬網(wǎng)格加密技術(shù)出發(fā)，首次應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬軟件Eclipse對(duì)該區(qū)高94斷塊整體壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)井組進(jìn)行水力壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。油藏?cái)?shù)值模擬在壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)參數(shù)優(yōu)化中的成功運(yùn)用，不但為斷塊實(shí)施整體壓裂提供技術(shù)支撐，同時(shí)也對(duì)高尚堡深層難采儲(chǔ)量的高效開(kāi)發(fā)具有一定的借鑒作用。

1 地質(zhì)概況

高尚堡油田位于渤海灣含油氣盆地北部黃驊坳陷南堡凹陷北部，高尚堡深層南區(qū)位于南堡凹陷高柳斷層上升盤(pán)一側(cè)，北西向展布，在基巖隆起基礎(chǔ)上逐漸形成潛山披覆背斜。高94斷塊則位于高尚堡油田深層南區(qū)西南部，是高深重要的開(kāi)發(fā)斷塊之一，油藏埋深3 300～3 700 m，主力含油層系為古今系沙河街組Es2+33亞段，為一套近源、快速堆積的陡坡型扇三角洲沉積體系。油藏類(lèi)型為構(gòu)造巖性油藏，油藏埋藏深、斷裂系統(tǒng)復(fù)雜、含油井段長(zhǎng)、油層層數(shù)多、厚度大、油水關(guān)系復(fù)雜、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。儲(chǔ)層平均滲透率為24.8×10－3μm2，平均孔隙度為15.9%，原始地層壓力為38.5 MPa，屬于正常壓力系統(tǒng);飽和壓力為21.6 MPa，原油屬于常規(guī)稀油，油水兩相流動(dòng)區(qū)間窄，地層類(lèi)型為NaHCO3型，巖石敏感性實(shí)驗(yàn)表明:儲(chǔ)層具有強(qiáng)水敏、強(qiáng)酸敏、中等堿敏、中等鹽敏。橫向上該斷塊中上部油層發(fā)育相對(duì)穩(wěn)定，縱向上油層發(fā)育又相對(duì)集中，厚度適中，砂體連通性好，滿(mǎn)足壓裂作業(yè)的基本條件。為提高油井產(chǎn)能，有效改善斷塊開(kāi)發(fā)效果，優(yōu)選該斷塊高94-12注水井組進(jìn)行壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)，為后續(xù)斷塊整體壓裂做技術(shù)支撐和參考。

2 模型的建立

模型建立需要地層及流體參數(shù)，參數(shù)主要包括原始地層壓力、儲(chǔ)層巖石、油水的壓縮系數(shù)、油水密度、油水粘度、油藏原始油水界面等，如表1所示?？紤]地層的各向異性，初始模型建立時(shí)取I方向滲透率是J方向滲透率的2.5倍，取K方向滲透率為J方向滲透率的0.1倍。模擬過(guò)程中采用定壓生產(chǎn)，注水井井底最大注入壓力保持在20 MPa左右，采油井最低井底流壓約為8 MPa，為了保持充足的地層能量，壓力應(yīng)該保持在原始地層壓力附近。根據(jù)低滲透油藏低孔隙度、低滲透率、低豐度、低產(chǎn)量、低效益等特點(diǎn)，在進(jìn)行不同方案模擬計(jì)算時(shí)，選擇15 a作為模擬計(jì)算時(shí)間。

表1 數(shù)模模型主要參數(shù)

3 參數(shù)優(yōu)化

3.1 井網(wǎng)優(yōu)化

用表1參數(shù)建立油水兩相三維黑油油藏?cái)?shù)模模型，分別以三角形和正方形井網(wǎng)布井，采用相同的開(kāi)采方式對(duì)油藏模型生產(chǎn)15 a后采出程度進(jìn)行對(duì)比，如圖1所示。圖1結(jié)果表明，三角形井網(wǎng)采出程度高于正方形井網(wǎng)，這是因?yàn)槿切尉W(wǎng)對(duì)油層的控制程度高、波及系數(shù)高、采收率高，對(duì)復(fù)雜斷塊油藏有較好的適應(yīng)性。

3.2 地應(yīng)力優(yōu)化

地應(yīng)力大小是油藏改造設(shè)計(jì)和施工的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，地應(yīng)力方向控制著水力裂縫走向，開(kāi)展區(qū)塊地應(yīng)力分布研究，有利于分析與判斷人工裂縫形態(tài)[3-4］，通過(guò)測(cè)試得到高94斷塊水平最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|55°～60°，基本平行于斷層方向。保持其他參數(shù)不變，只改變裂縫方向與最大主應(yīng)力方向夾角，得到采出程度隨時(shí)間變化曲線見(jiàn)圖2。從圖2可以看出，裂縫方位對(duì)油井采出程度影響不明顯，裂縫方向(注水井排方向)平行于最大主應(yīng)力方向(0°)采出程度最高，方案最優(yōu)，為最有利方向;裂縫方向垂直于最大主應(yīng)力方向(90°)，采出程度低，為最不利方向。

3.3 裂縫半縫長(zhǎng)優(yōu)化

裂縫半縫長(zhǎng)是壓裂設(shè)計(jì)中重要的一個(gè)參數(shù)[5］，當(dāng)導(dǎo)流能力一定時(shí)，增油量并不隨縫長(zhǎng)的增加呈線性增加。為了更真實(shí)地描述地層流體壓裂后運(yùn)行狀態(tài)，首先對(duì)油水井順著壓裂方向網(wǎng)格進(jìn)行加密。加密后網(wǎng)格尺寸由10 m縮小到0.9 m，保持導(dǎo)流能力及其他條件不變，改變不同的半縫長(zhǎng)度，得到不同裂縫半縫長(zhǎng)與井組日產(chǎn)量隨時(shí)間變化曲線(圖3)。從圖3中可以看出，油水井實(shí)施壓裂后，注水井組日產(chǎn)量與不壓裂相比有較大幅度增加，特別是壓裂后初期產(chǎn)量較不實(shí)施壓裂油井產(chǎn)量增長(zhǎng)1倍以上。在有利裂縫方位條件下，當(dāng)半縫長(zhǎng)從45 m、55 m、65 m、75 m依次增大到85 m，油井初期產(chǎn)量同步增加，當(dāng)半縫長(zhǎng)達(dá)到65 m以后，隨半縫長(zhǎng)的增加壓裂后油井日產(chǎn)量增長(zhǎng)速度趨于平緩，而含水率加速上升，見(jiàn)水時(shí)間提前(圖4)。因此，裂縫半縫長(zhǎng)并不是越長(zhǎng)越好，縫越長(zhǎng)則含水上升越快，見(jiàn)水越早，采油速度下降，采出程度上升趨勢(shì)變緩。同時(shí)從圖3也可以看出，壓裂后初期產(chǎn)量遞減幅度較大，這主要是因?yàn)榈貙訚B透率低，壓力波傳導(dǎo)速度慢，在油井壓裂投產(chǎn)初期地層仍處于彈性開(kāi)采階段，油層被壓開(kāi)以后，儲(chǔ)層原油可依靠較高的原始地層壓力迅速流入裂縫，形成壓后較高的初期產(chǎn)量。壓裂后地層壓力會(huì)大幅度下降，初期產(chǎn)量越高，初期產(chǎn)量遞減幅度越大，因此，壓裂后保持地層壓力顯得尤為重要。同時(shí)對(duì)比壓裂與否采出程度變化，生產(chǎn)15 a后，壓裂注水井組采出程度比不壓裂采出程度高出4個(gè)百分點(diǎn)以上，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益和開(kāi)發(fā)前景。綜合考慮，壓裂后最佳半縫長(zhǎng)為65 m。

3.4 導(dǎo)流能力優(yōu)化

裂縫導(dǎo)流能力(即裂縫寬度與縫中滲透率的乘積)是影響壓裂后產(chǎn)能的又一重要參數(shù)[6］。模擬結(jié)果表明，裂縫導(dǎo)流能力的變化對(duì)壓裂后各項(xiàng)指標(biāo)的影響較裂縫半縫長(zhǎng)的變化對(duì)壓后各項(xiàng)指標(biāo)的影響明顯。保持半縫長(zhǎng)等其他參數(shù)不變，導(dǎo)流能力分別為20、30、40、50、60μm2·cm，即得到不同導(dǎo)流能力下采出程度隨時(shí)間變化曲線，如圖5所示。隨著裂縫導(dǎo)流能力增大，壓裂后采油速度增加明顯，到生產(chǎn)中期，由于導(dǎo)流能力高的見(jiàn)水時(shí)間提前，含水上升速度加快，采油速度下降明顯，生產(chǎn)15 a后，導(dǎo)流能力為40μm2·cm，采出程度最高，方案最優(yōu)。

4 實(shí)施效果

參考上述論證參數(shù)，在高深南區(qū)高94斷塊按150 m井距部署一套反七點(diǎn)三角面積井網(wǎng)，注水井排方向平行于最大主應(yīng)力方向。2011年9月對(duì)高94斷塊高94-12注水井組實(shí)施壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)，共壓裂油井3口，注水井1口，壓裂工藝成功率為100%，有效率為75%。壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)的3口油井中，高94-21井壓裂前日產(chǎn)油0.02 t，措施后日產(chǎn)油9.94 t;高 94-13 井措施前日產(chǎn)油0.3 t，措施后日產(chǎn)油 4.97 t，兩口井壓裂前動(dòng)液面均在2 000m以上，壓裂后液面上升到400m左右;壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)水井G94-12壓裂前油套壓為30 MPa，壓裂后油套壓為11 MPa，壓裂前日注4 m3，壓裂后日注30 m3。3口壓裂油井自壓裂后累計(jì)增油775 t，水井累計(jì)注水2 400 m3，扭轉(zhuǎn)了新井投產(chǎn)后短期內(nèi)“注不進(jìn)、采不出”的不利局面。

5 結(jié)論及建議

1)壓裂參數(shù)中，導(dǎo)流能力對(duì)生產(chǎn)指標(biāo)影響較大，而半縫長(zhǎng)影響相對(duì)較小，為提高油井增產(chǎn)效果，壓裂以產(chǎn)生短、寬縫為好。

2)能量保持是壓裂增產(chǎn)的關(guān)鍵。從壓裂井產(chǎn)能變化趨勢(shì)看，壓裂后初期產(chǎn)能較高，由于地層能量得不到有效補(bǔ)充，動(dòng)液面下降快，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量也隨之降低，因此，壓裂后應(yīng)盡快加強(qiáng)注水，保持較高的地層壓力水平，以保障斷塊整體開(kāi)發(fā)效果。

3)由數(shù)模論證壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)各種參數(shù)是切實(shí)可行的。在高94斷塊注水井組壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)中，油水井壓裂后增產(chǎn)增注效果明顯，不但大幅度提高了油井產(chǎn)量和斷塊采油速度，而且也增加了油田經(jīng)濟(jì)效益，為該斷塊高效開(kāi)發(fā)奠定了堅(jiān)實(shí)的物質(zhì)基礎(chǔ)，同時(shí)也為高尚堡深層乃至油田低滲透難采儲(chǔ)量的有效開(kāi)發(fā)提供技術(shù)支撐和借鑒。

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