致密油儲層水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化模擬

閔春佳，盧雙舫，唐明明，陳方文，梁宏儒

（1.中國石油大學（華東）非常規(guī)油氣與新能源研究院，山東 青島 266580；2.中國石油大學（華東）地球科學與技術(shù)學院，山東 青島 266580）

0 引言

水平井具有泄油面積大、單井產(chǎn)量高等優(yōu)點，在提高低滲透油氣儲層的產(chǎn)量和最終采收率方面發(fā)揮了巨大作用。當儲層滲透率極低、滲流阻力大、連通性差時，宜采用水平井壓裂技術(shù)進一步提高水平井的產(chǎn)量和最終采收率，提高油氣田開發(fā)的經(jīng)濟效益。水平井水力壓裂技術(shù)是開采低滲透油氣藏的重要手段，近年來得到了廣泛的應(yīng)用[1-6]。目前國內(nèi)外對壓裂水平井產(chǎn)能的研究，主要針對低滲透油藏[7-13]，對基質(zhì)覆壓滲透率小于0.1×10-3μm2的致密油儲層研究較少。

研究致密油儲層中單井產(chǎn)能規(guī)律及其影響因素，對于致密油開發(fā)整體部署具有十分重要的意義[14]。水平井壓裂后一般形成多條裂縫，由于地應(yīng)力在水平井水平段長度方向上的差異以及壓裂工藝技術(shù)的限制，形成的多條裂縫在長度、導流能力等方面不盡相同[15]，壓后水平井的裂縫長度、間距、導流系數(shù)等主要壓裂參數(shù)將對產(chǎn)能有一定的影響，所以水平井壓裂參數(shù)的優(yōu)化對提高致密油氣藏的產(chǎn)量和最終采收率非常重要。本文采用數(shù)值模擬方法，模擬計算水平段長度、壓裂參數(shù)對產(chǎn)能的影響，并據(jù)此優(yōu)化以上各參數(shù)，為實際生產(chǎn)提供理論依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

松遼盆地致密油示范區(qū)屬于松遼盆地南部中央坳陷上的大安—紅崗階地，位于大安—紅崗階地北部，西部與西部斜坡相接，東北部為古龍凹陷，東南部為長嶺凹陷[16]，整體構(gòu)造形態(tài)為北傾向斜構(gòu)造，是松遼盆地南部重要的探區(qū)之一[17]。該區(qū)塊的主要研究目的層位是扶余油層，油藏儲層類型為致密油儲層，儲層以河流相薄互層沉積為主，縱向上砂體薄，開發(fā)極其困難。低孔、低滲、低產(chǎn)一直是制約松遼盆地致密油示范區(qū)增儲上產(chǎn)的主要因素，這主要與扶余油層儲層砂體厚度變化大，空間分布復雜及儲層主要為致密砂巖有關(guān)。該區(qū)單層砂體厚度為2～6 m，儲層埋深在2 250 m左右。研究區(qū)地層原油密度為0.755 1 g/cm3，原油黏度為1.84 mPa·s，平均孔隙度為 8%，平均滲透率為0.1×10-3μm2，儲層非均質(zhì)性嚴重且發(fā)育微裂縫，為典型的致密砂巖儲層。經(jīng)過幾十年的開發(fā)，水平井以及水平井壓裂技術(shù)在該油田已經(jīng)得到廣泛應(yīng)用，并且取得了良好的開發(fā)效果。

2 模型建立

為了達到更好的開發(fā)效果，使用Eclipse油藏數(shù)值模擬軟件，分析對比不同水平段長度、裂縫參數(shù)對開發(fā)效果的影響。以松遼盆地致密油開發(fā)示范區(qū)的實際地質(zhì)參數(shù)為依據(jù)，建立水平井多段壓裂數(shù)值模型。原油密度為0.755 1 g/cm3，孔隙度為8%，滲透率為0.1×10-3μm2，含油飽和度為60%，油層中部壓力為22 MPa，加上摩阻，井底流壓在30 MPa左右，模擬時間為10 a。采用黑油模型，模型中流體為油、水兩相，采用定井底壓力方式模擬。儲層厚度為3 m，裂縫呈等間距排列，裂縫長度保持等長一致，在垂向上完全壓穿儲層，共壓裂10段（見圖1）?？紤]啟動壓力梯度和井筒摩擦阻力等影響因素，裂縫模擬采用局部網(wǎng)格加密方法，網(wǎng)格采用對數(shù)網(wǎng)格加密。利用數(shù)值模擬方法，建立致密油儲層單井產(chǎn)能預測模型，分別研究水平井水平段長度、裂縫長度、裂縫間距、裂縫導流系數(shù)等參數(shù)對壓裂水平井單井產(chǎn)能的影響，在此基礎(chǔ)上進行參數(shù)優(yōu)化。

圖1 水平井多段壓裂油藏模型

3 水平段長度及壓裂參數(shù)模擬優(yōu)化

3.1 水平段長度

一般認為，水平井段越長，單井產(chǎn)能提高效果越佳。本次分析采用工區(qū)面積為10 km2的理論模型，為避免邊界條件的影響，確定裂縫間距50 m，裂縫長度200 m。確定裂縫參數(shù)后，分析壓裂水平井水平段長度對產(chǎn)能的影響。分別在油層厚度為1，2，3，4 m的條件下進行數(shù)值模擬分析，共設(shè)計25組實驗，水平段長度分別為 600，800，1 000，1 200，1 400 m。不同水平段長度對單井總產(chǎn)油量影響的模擬計算結(jié)果見圖2。

由圖2a可以看出：油層厚度越大，單井總產(chǎn)油量越高；在沒有工區(qū)邊界的理論模型中，也沒有儲層非均質(zhì)性等復雜因素限制，單井產(chǎn)量與水平段長度大致呈線性關(guān)系。由圖2b可以看出：在以開發(fā)示范區(qū)實際地質(zhì)參數(shù)為依據(jù)的非理想狀態(tài)下建立的水平井多段壓裂油藏模型中，水平井存在最優(yōu)水平段長度；水平段長度大于1 200 m后單井總產(chǎn)油量的增加趨勢有所減緩。最優(yōu)水平段長度受多種因素影響，因此，其優(yōu)選應(yīng)綜合考慮地質(zhì)、工程及成本等因素。當油層厚度在2～6m時，優(yōu)選水平段長度為1000～1 200 m。

3.2 裂縫間距

為了分析不同裂縫間距對水平井產(chǎn)能的影響，在相同的水平段長度下，共設(shè)計了8組方案，包括8種不同的裂縫間距。通過數(shù)值模擬，完成不同裂縫間距的生產(chǎn)指標對比分析，并據(jù)此對裂縫間距進行優(yōu)化。模擬計算結(jié)果見圖3。

圖2 水平段長度對壓裂水平井產(chǎn)能的影響

從圖3可以看出：隨著裂縫間距的減小，裂縫對儲層的改造程度增加，壓裂水平井單井總產(chǎn)油量也隨之增加，動用程度逐漸增加；但當裂縫間距小于45 m后，總產(chǎn)油量增加的幅度逐漸變小。這是因為裂縫之間存在著干擾作用，裂縫間距越小，相互干擾程度就會越大，因此優(yōu)選裂縫間距為45～50 m。

圖3 裂縫間距對壓裂水平井產(chǎn)能的影響

3.3 裂縫長度

裂縫長度是影響壓裂水平井產(chǎn)能的一個重要因素，在相同的水平段長度、裂縫間距情況下，共設(shè)計了7組方案，分析不同裂縫長度對開發(fā)效果的影響。裂縫長度分別為 100，125，150，175，200，225，250 m， 根據(jù)模擬計算結(jié)果，對裂縫長度進行優(yōu)化設(shè)計。

模擬計算結(jié)果（見圖4）表明：隨著裂縫長度增加，水平井單井總產(chǎn)油量也逐漸增加；當水平井裂縫長度達到200 m之后，總產(chǎn)油量增加的幅度有所變小，因此裂縫長度優(yōu)選為175～200 m。

圖4 裂縫長度對壓裂水平井產(chǎn)能的影響

3.4 裂縫導流系數(shù)

在確定了裂縫間距及裂縫長度的基礎(chǔ)上，進行裂縫導流能力優(yōu)化研究。裂縫的導流能力是指裂縫閉合寬度與閉合壓力下裂縫滲透率的乘積[18]，裂縫導流能力的強與弱，可以由裂縫導流系數(shù)的大小來表達。對于一個具體的油藏，裂縫導流系數(shù)并不是越大越好。在同等地層條件下，裂縫導流系數(shù)越大，需要的壓裂工藝水平越高，相應(yīng)的施工成本也就越高。確定裂縫間距、裂縫長度、井筒長度后，分別設(shè)定導流系數(shù)為0.15，0.30，0.60，1.20 μm2·m，進行開發(fā)指標模擬，分析導流系數(shù)對壓裂水平井產(chǎn)能的影響。

模擬結(jié)果（見圖5）表明：總產(chǎn)油量隨裂縫導流系數(shù)的增大而增加；導流系數(shù)超過0.60 μm2·m時，采出程度增加幅度降低。當導流系數(shù)為0.60 μm2·m時，總產(chǎn)油量增加值較大，導流系數(shù)繼續(xù)增大增產(chǎn)效果并不顯著，因此優(yōu)選導流系數(shù)為 0.60 μm2·m。

圖5 裂縫導流系數(shù)對壓裂水平井產(chǎn)能的影響

4 結(jié)束語

壓裂水平井的水平段長度與單井總產(chǎn)油量基本呈線性關(guān)系，壓裂水平井單井產(chǎn)量也隨著裂縫半長、裂縫導流系數(shù)的增加而增加，隨裂縫間距的減小而增加；但當水平井水平段長度與裂縫間距、裂縫長度、導流系數(shù)等壓裂參數(shù)變化到一定數(shù)值時，單井產(chǎn)量的增加幅度有所降低?？紤]地質(zhì)、工程及成本等因素的影響，必須對水平井水平段長度，以及裂縫間距、裂縫長度、導流系數(shù)等壓裂參數(shù)進行優(yōu)化，以提高致密油儲層開發(fā)效益。

[1]秦宗超，劉迎貴，邢維奇，等.水平井地質(zhì)導向技術(shù)在復雜河流相油田中的應(yīng)用：以曹妃甸11-1油田為例[J].石油勘探與開發(fā)，2006，33（3）：378-382.

[2]王青，吳曉東，劉根新.水平井開采底水油藏采水控錐方法研究[J].石油勘探與開發(fā)，2005，32（1）：109-111.

[3]姜洪福，隋軍，龐彥明，等.特低豐度油藏水平井開發(fā)技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油勘探與開發(fā)，2006，33（3）：364-368.

[4]趙春森，肖丹鳳，宋文玲，等.水平井與直井交錯井網(wǎng)優(yōu)化方法[J].石油勘探與開發(fā)，2005，32（1）：119-122.

[5]王旭.遼河油區(qū)稠油開采技術(shù)及下步技術(shù)攻關(guān)方向探討[J].石油勘探與開發(fā)，2006，33（4）：484-490.

[6]朱世琰，李海濤，陽明君，等.低滲透油藏分段壓裂水平井布縫方式優(yōu)化[J].斷塊油氣田，2013，20（3）：373-376.

[7]程啟貴，雷啟鴻，熊維亮.致密油藏有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)建立理論與技術(shù)[J.]天然氣地球科學，2012，23（3）：570-576.

[8]郝明強，王曉冬，胡永樂.壓敏性特低滲透油藏壓裂水平井產(chǎn)能計算[J].中國石油大學學報：自然科學版，2011，35（6）：99-105.

[9]CrosbyD G，Rabman M M.Single and multiple transverse fracture initiantion from horizontal wells[J].Journal of Petroleum Science and Engineering，2002，35（3/4）：191-204.

[10]Zeng F H，Zhao G.The optimal hydraulic fracture geometry under non-Darcy flow effects [J].Journal of Petroleum Science and Engineering，2010，72（1/2）：143-157.

[11]Nashawi I S，Malallah A H.Well test analysis of finite-con-ductivity fractured wells producing at constant bottom-hole pressure[J].Journal of Petroleum Science and Engineering，2007，57（3/4）：303-320.

[12]陳明強，蒲春生，趙繼勇，等.變形介質(zhì)低滲透油藏油井真實產(chǎn)能計算與分析[J].西安石油大學學報：自然科學版，2006，21（2）：18-22.

[13]王志平，朱維耀，岳明，等.低、特低滲透油藏壓裂水平井產(chǎn)能計算方法[J].北京科技大學學報，2012，34（7）：750-754.

[14]曾凡輝，郭建春，徐嚴波，等.壓裂水平井產(chǎn)能影響因素[J].石油勘探與開發(fā)，2007，34（4）：474-477.

[15]彭輝，劉玉章，冉啟全，等.致密油儲層水平井產(chǎn)能影響因素研究[J].天然氣地球科學，2014，25（5）：771-776.

[16]孫雨，馬世忠，張秀麗，等.紅崗北地區(qū)扶余油層河流三角洲體系高分辨率層序地層劃分與單砂體等時對比[J].石油天然氣學報，2010，32（1）：22-26.

[17]孫雨，馬世忠，張秀麗，等.松遼盆地紅崗北地區(qū)扶余油層巖性油藏特征及控制因素分析[J].沉積學報，2009，27（4）：760-768.

[18]John L Gidley.水力壓裂技術(shù)新發(fā)展[M].蔣闐，單文文，朱兆明，等譯.北京：石油工業(yè)出版社，1995：16-26.