低滲透油藏分段壓裂水平井開發(fā)方式研究

凌浩川，楊正明，周海燕，胡 勇，孟智強(qiáng).

(1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452；2.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊 065007)

低滲透油藏分段壓裂水平井開發(fā)方式研究

凌浩川1，楊正明2，周海燕1，胡 勇1，孟智強(qiáng)1.

(1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452；2.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊 065007)

目前油田分段壓裂水平井大多處于彈性開采階段，產(chǎn)量遞減快，迫切需要選擇合適的開發(fā)方式來補(bǔ)充地層能量；國(guó)內(nèi)外關(guān)于分段壓裂水平井開發(fā)方式的選擇目前還研究較少。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)某水平井示范區(qū)的地質(zhì)資料建立了五點(diǎn)法分段壓裂水平井井組模型，采用組分模擬分別開展了三類低滲透儲(chǔ)層在衰竭、注水、注氣及水氣交替4種開發(fā)方式的研究，并利用大型高壓物理模擬試驗(yàn)驗(yàn)證了數(shù)值模擬結(jié)果的可靠性。研究結(jié)果表明：Ⅰ類和Ⅱ類儲(chǔ)層適合注水開發(fā)，Ⅲ類儲(chǔ)層適合注氣開發(fā)，水氣交替能有效緩解含水上升和氣竄，提高采出程度。

低滲透油藏；分段壓裂水平井；開發(fā)方式；數(shù)值模擬

近年來，隨著世界能源需求不斷上升，低滲致密油氣等非常規(guī)資源已經(jīng)成為世界各國(guó)的研究重點(diǎn)[1-3]。水平井分段壓裂技術(shù)奠定了北美非常規(guī)油氣開發(fā)的技術(shù)基礎(chǔ)[4]。中國(guó)石油攻克了低滲透油氣藏水平井分段壓裂技術(shù)瓶頸，為水平井在低滲透油氣開發(fā)中規(guī)模應(yīng)用提供了技術(shù)支持。截至目前，中國(guó)石油今年完鉆1000口水平井，500口井實(shí)現(xiàn)了2200段有效壓裂[5]。

目前國(guó)內(nèi)大部分的分段壓裂水平井仍采用衰竭式開采，生產(chǎn)初期能保持較高的產(chǎn)量。隨著地層能量的衰竭，出現(xiàn)了地層壓力下降，產(chǎn)量遞減快等現(xiàn)象，急需進(jìn)行地層能量的補(bǔ)充。而采用何種開發(fā)方式成為急需探討和解決的問題。國(guó)外對(duì)水平井的開發(fā)方式優(yōu)選研究起步較早，但是研究對(duì)象絕大多數(shù)都是未經(jīng)壓裂的水平井，而對(duì)近幾年興起的分段壓裂水平井開發(fā)方式的研究較少[6-9]。目前國(guó)內(nèi)對(duì)分段壓裂水平井的研究側(cè)重點(diǎn)主要放在注采井網(wǎng)以及裂縫的優(yōu)化設(shè)計(jì)等方面，而對(duì)分段壓裂水平井開發(fā)方式的優(yōu)選極少[10-15]。本文根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)某水平井示范區(qū)的地質(zhì)資料以及分段壓裂水平井井網(wǎng)參數(shù)等資料建立地質(zhì)模型，采用組分模擬研究三類儲(chǔ)層條件下采用分段壓裂水平井開采在衰竭、注水、注氣以及水氣交替4種不同開發(fā)方式下的開發(fā)效果分析，為現(xiàn)場(chǎng)不同滲透率級(jí)別的儲(chǔ)層分段壓裂水平井開發(fā)方式的選擇提供指導(dǎo)。

1 儲(chǔ)層物性描述

現(xiàn)場(chǎng)某水平井示范區(qū)以扶余油層為主，屬于典型的低滲透巖性油藏，平均埋深為2280 m，平均孔隙度為0.107，平均滲透率為0.4 mD。該井區(qū)采用五點(diǎn)法水平井井網(wǎng)開采，水平井長(zhǎng)度為800 m，排距為300 m，壓裂段數(shù)為8～14段，縫長(zhǎng)為90～150 m。根據(jù)該水平井示范區(qū)的地質(zhì)資料及水平井井網(wǎng)部署和壓裂規(guī)模等資料，建立了分段壓裂水平井井組地質(zhì)模型。利用組分含量、單次脫氣試驗(yàn)、等質(zhì)膨脹和微分脫氣試驗(yàn)進(jìn)行組分模型的PVT擬合，從而保證了組分模擬的準(zhǔn)確性。

圖1 分段壓裂水平井井網(wǎng)示意圖Fig.1 Map of fractured horizontal well patterns

2 地質(zhì)模型及工作制度

2.1 地質(zhì)模型建立

根據(jù)該水平井示范區(qū)的地質(zhì)資料及水平井井網(wǎng)部署和壓裂規(guī)模等資料，建立了分段壓裂水平井井組地質(zhì)模型。該井組模型大小為620 m×1360 m×6 m，人工壓裂裂縫利用局部網(wǎng)格加密的方法來模擬，得到的地質(zhì)模型如圖2所示。

圖2 分段壓裂水平井井組地質(zhì)模型Fig.2 Geometric model of fractured horizontal wells

2.2 工作制度優(yōu)化

根據(jù)低滲透油藏儲(chǔ)層五元綜合分類與滲透率級(jí)別的對(duì)應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)[16]，設(shè)計(jì)了5.0 mD(Ⅰ類)、1.0 mD(Ⅱ類)、0.4 mD(Ⅲ類)3種滲透率級(jí)別的儲(chǔ)層來研究不同儲(chǔ)層類型采用分段壓裂水平井開采在不同開發(fā)方式下的效果。模擬20年，通過累計(jì)產(chǎn)量、注入井底壓力、氣竄關(guān)井時(shí)間來綜合判斷不同儲(chǔ)層類型下的注水及注氣的最佳注入量。

表1 不同儲(chǔ)層類型下日注量參數(shù)優(yōu)選結(jié)果Table 1 Parameters optimization of formations

3 開發(fā)方式對(duì)比

3.1 三類儲(chǔ)層衰竭式開發(fā)對(duì)比

通過數(shù)值模擬得到了三類儲(chǔ)層采用分段壓裂水平井衰竭式開發(fā)的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線如圖3所示。

圖3 三類儲(chǔ)層衰竭式開采生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.3 Curves of elastic recovery for different reservoirs

從圖3可以看出，分段壓裂水平井開采低滲透油藏地層壓力衰竭很快，產(chǎn)量遞減也比較明顯，并且儲(chǔ)層物性越差，產(chǎn)量遞減得越快。通過模擬計(jì)算第Ⅰ類儲(chǔ)層、第Ⅱ類儲(chǔ)層和第Ⅲ類儲(chǔ)層衰竭式開發(fā)20年的采出程度分別為：8.3%、7.4%和6.9%，三類儲(chǔ)層采用分段壓裂水平井衰竭式開采的效果差別不是特別大，采出程度均比較低。

3.2 三類儲(chǔ)層開發(fā)方式對(duì)比分析

對(duì)于第Ⅰ類儲(chǔ)層和第Ⅱ類儲(chǔ)層，分段壓裂水平井采用注水開發(fā)與注氣開發(fā)效果差別不大(圖4)；從圖5可以看出，第Ⅰ類儲(chǔ)層和第Ⅱ類儲(chǔ)層注水具有較好的波及，生產(chǎn)到第20年時(shí)僅有生產(chǎn)井跟端和趾端附近存在少量的未波及區(qū)域；注氣開發(fā)的波及效率明顯要比注水的低很多，而且在裂縫之間也存在死油區(qū)，但由于注氣的驅(qū)油效率要比注水的高，因而導(dǎo)致注水和注氣開發(fā)效果差別不大。

圖4 三類儲(chǔ)層不同開發(fā)方式下20年采出程度Fig.4 Recovery of three kinds of reservoirs

對(duì)于第Ⅲ類儲(chǔ)層，注氣開發(fā)的效果要遠(yuǎn)比注水的開發(fā)效果要好(圖4)；從圖5可以看出，第Ⅲ類儲(chǔ)層注水的波及效率較第Ⅰ類和第Ⅱ類儲(chǔ)層有較大下降，不僅在生產(chǎn)井及其裂縫周圍的死油區(qū)面積變大，而且在裂縫之間也出現(xiàn)了部分死油區(qū)。由于該類儲(chǔ)層注氣的波及效率要超過注水的波及效率，并且驅(qū)油效率比注水的要高，從而導(dǎo)致注氣的采出程度要遠(yuǎn)高于注水。

結(jié)合表2和圖4可知：隨著儲(chǔ)層物性變差，注水開發(fā)所需要的注入壓力越高；第Ⅰ類儲(chǔ)層注水效果非常好；第Ⅱ類儲(chǔ)層注水需要較高的注入壓力，效果次之；第Ⅲ類儲(chǔ)層注水效果較差，出現(xiàn)“注不進(jìn)，采不出”的現(xiàn)象。隨著儲(chǔ)層物性的變差，注氣氣竄關(guān)井時(shí)間提前，因此注氣效果有所降低，但是降低幅度不是特別大；水氣交替能有效的制氣竄，提高采出程度。

表2 三類儲(chǔ)層不同開發(fā)方式生產(chǎn)指標(biāo)Table 2 Outcomes of the simulation results

4 試驗(yàn)驗(yàn)證

由于目前現(xiàn)場(chǎng)分段壓裂水平井注水井組試驗(yàn)仍處于起步階段，沒有現(xiàn)場(chǎng)的歷史數(shù)據(jù)來驗(yàn)證研究的結(jié)果，因而繼續(xù)開展了大型高壓物理模擬試驗(yàn)來研究結(jié)果的可靠性。

試驗(yàn)利用天然露頭砂巖平板模型來模擬，從而使試驗(yàn)更加接近油田真實(shí)的地層滲透率。選用實(shí)際井組的1/4大小(610 m×300 m)按照相似準(zhǔn)則縮小1220倍可得到平板模型的尺寸大小為50 cm×24.6 cm。通過相似準(zhǔn)則和等效無因次導(dǎo)流能力的方法確定模型的基本參數(shù)見表3。

圖5 三類儲(chǔ)層不同開發(fā)方式下20年飽和度場(chǎng)分布Fig.5 Saturation distribution of three kinds of reservoirs in 20 years

參數(shù)1/4井組參數(shù)模型參數(shù)模型大小610m×300m50cm×24.6cm滲透率/mD1.01.0水平井長(zhǎng)350m28.7cm裂縫條數(shù)注4條采6條注2條采3條裂縫半長(zhǎng)注入井90m采油井150m注入井7.4cm采油井12.3cm導(dǎo)流能力/(D·cm)30.50.05

圖6 天然露頭砂巖平板模型Fig.6 Slab model of natural sandstone

通過試驗(yàn)可以得出注入PV數(shù)與采出程度的關(guān)系曲線，如圖7所示。通過對(duì)比數(shù)值模擬的采出程度曲線結(jié)果可以看出，兩者的生產(chǎn)規(guī)律基本一致，因而可以驗(yàn)證數(shù)值模擬結(jié)果的可靠性。

圖7 試驗(yàn)和數(shù)值模擬對(duì)比結(jié)果Fig.7 Comparison of experiments and simulation results

5 結(jié)論與建議

(1)三類儲(chǔ)層分段壓裂水平井衰竭式開發(fā)的效果均不是很好，且相差不是很大；因此不管何種滲透率級(jí)別的低滲透油藏，給地層補(bǔ)充能量開發(fā)是保持分段壓裂水平井高效開發(fā)的關(guān)鍵。

(2)相對(duì)而言，第Ⅰ類儲(chǔ)層和第Ⅱ類儲(chǔ)層更適合分段壓裂水平井注水開發(fā)，第Ⅲ類儲(chǔ)層更適合分段壓裂水平井注氣開發(fā)；水氣交替開發(fā)方式能夠延緩氣竄和見水時(shí)間，提高采出程度。

(3)通過大型高壓物理模擬試驗(yàn)，采用天然露頭平板模型來模擬分段壓裂水平井的注氣和注水開

發(fā)試驗(yàn)，從而驗(yàn)證了數(shù)值模擬結(jié)果的可靠性。

(4)人工壓裂裂縫是一把雙刃劍，它一方面能降低注入壓力，提高水平井的注入強(qiáng)度，另一方面則能導(dǎo)致注入流體更容易沿裂縫竄進(jìn)。

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StudyonEnergySupplementofLowPermeabilityReservoirsWithFracturedHorizontalWells

Ling Haochuan1, Yang Zhengming2, Zhou Haiyan1, Hu yong1, Meng Zhiqiang1

(1.BohaiOilfieldResearchInstitute,TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China; 2.LangfangBranchofPetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Langfang,Hebei065007,China)

Currently most of fractured horizontal wells in oilfields were developed in elastic recovery. It is urgently needed to supply formation energy because of the fast production and pressure decline. There was less study on the development style optimization of fractured horizontal wells. In this paper, a five-spot model of horizontal wells was built based on a certain horizontal wells demonstration area. Compositional simulation were applied to study on the effectiveness of four development methods for three types of low permeability reservoirs with fractured horizontal wells, and the simulation results of theⅡclass formation was proved by physical experiments. The study showed that: theⅠclass formation and theⅡclass formations are better applied with water injection as well as the Ⅲ class formation is better applied with gas injection. WAG can enhance oil recovery by delaying water cut increasing and gas channeling. Reasonable suggestions were proposed for three types of low permeability reservoirs for fractured horizontal well development.

low permeability reservoirs; fractured horizontal wells; development style; numerical simulation

TE34

A

凌浩川(1987—)，男，油藏工程師，碩士，2014年畢業(yè)于中科院滲流流體力學(xué)研究所，目前在渤海石油研究院從事油藏工程和數(shù)值模擬研究。郵箱：xuanmuzixu@163.com.