基于縫控壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)的致密油儲集層改造方法

雷群，翁定為,2，管保山，慕立俊，胥云，王臻，郭英,2，李帥,2

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.國家能源致密油氣研發(fā)中心儲層改造部，河北廊坊 065007；3.中國石油長慶油田第一采油廠，陜西延安 716000）

0 引言

伴隨著美國頁巖油氣技術(shù)的革命，非常規(guī)油氣資源已成為其主要開發(fā)對象[1-3]。長井段水平井多段壓裂技術(shù)作為非常規(guī)油氣開發(fā)的核心技術(shù)得到國內(nèi)外的廣泛認(rèn)可和應(yīng)用。但非常規(guī)油氣資源采用水平井技術(shù)開發(fā)仍面臨一個共性問題，即如何優(yōu)化水平井的長度、人工裂縫的條數(shù)、裂縫間距、施工段長、段內(nèi)簇?cái)?shù)和每簇孔數(shù)等參數(shù)，以達(dá)到減緩產(chǎn)量遞減、提高采收率的目的。針對這些問題，筆者經(jīng)過多年研究，提出了針對水平井的儲集層改造方法——縫控壓裂技術(shù)[4]。

所謂縫控壓裂技術(shù)，就是通過人工裂縫參數(shù)的優(yōu)化來實(shí)現(xiàn)對井控單元內(nèi)儲量的最大動用。對傳統(tǒng)直井壓裂而言，主要優(yōu)化雙翼對稱縫的相關(guān)尺寸參數(shù)，包括裂縫的半縫長、裂縫的高度、裂縫的寬度及與地層相適應(yīng)的人工裂縫導(dǎo)流能力，以期獲得直井控制單元內(nèi)儲量的最大動用、最大的采收率。對水平井而言，單井人工裂縫數(shù)量大幅增加，裂縫起裂和擴(kuò)展也相對復(fù)雜，縫控壓裂技術(shù)就是對水平井所控制開采單元內(nèi)的裂縫方位、裂縫尺寸（長、寬、高）、裂縫間距以及水平井排距等相關(guān)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，同時優(yōu)化現(xiàn)場施工工藝參數(shù)，實(shí)現(xiàn)水平井控制單元產(chǎn)量最大、采收率最高、經(jīng)濟(jì)效益最佳。

縫控壓裂技術(shù)是一項(xiàng)復(fù)雜的系統(tǒng)工程，涉及井控單元儲集層特征、流體滲流特征、單條水力裂縫形態(tài)等的描述，人工裂縫密度與儲集層物性的匹配、巖石力學(xué)特征與地應(yīng)力關(guān)系的表征，以及各參數(shù)對非常規(guī)儲集層全生命周期開發(fā)規(guī)律影響的分析，等。

從壓裂技術(shù)的發(fā)展與目前中國探明油氣資源品位變化趨勢分析，縫控壓裂技術(shù)有望發(fā)展成為未來主體壓裂技術(shù)[5-8]，其實(shí)現(xiàn)的手段為：①研發(fā)地質(zhì)工程一體化壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，優(yōu)化裂縫系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)對低品位儲集層油氣資源的最佳控制；②開發(fā)高效多功能壓裂液體系，最大限度發(fā)揮壓裂液的改造、儲能和滲吸置換作用；③現(xiàn)場施工中強(qiáng)調(diào)大規(guī)模低成本改造技術(shù)的應(yīng)用，力爭實(shí)現(xiàn)初次完井改造一次到位?？p控壓裂技術(shù)與低品位油氣資源開發(fā)進(jìn)一步融合，可升級為非常規(guī)資源的主要開發(fā)方式。本文簡要介紹了軟件優(yōu)選的模型及架構(gòu)，論證了縫控壓裂技術(shù)的適用性，提出了優(yōu)化設(shè)計(jì)的原則和方法，并指導(dǎo)完成了現(xiàn)場試驗(yàn)。

1 縫控壓裂技術(shù)要點(diǎn)

縫控壓裂技術(shù)的核心是優(yōu)化設(shè)計(jì)，建立優(yōu)化模型、研發(fā)相應(yīng)的軟件是基礎(chǔ)。目前非常規(guī)油氣開發(fā)的水平井普遍采用橋塞分段+多簇射孔方式壓裂，使用比例超過 90%[9]，因此縫控壓裂優(yōu)化模型必須能實(shí)現(xiàn)：①非常規(guī)油氣儲集層水平井多段壓裂裂縫模擬；②大規(guī)模壓裂條件下的油氣藏產(chǎn)量模擬。

1.1 水平井多條裂縫擴(kuò)展模型

本文采用全三維裂縫擴(kuò)展模型模擬水平井分段多簇壓裂時的多條裂縫擴(kuò)展[10-11]。模型中不考慮天然裂縫分布以及天然裂縫與人工裂縫的相互作用，以連續(xù)分布的主裂縫描述人工裂縫[12-14]。假定裂縫保持垂直[15]（國內(nèi)大多數(shù)致密油和頁巖氣儲集層最小主應(yīng)力為水平方向，實(shí)施水力壓裂多形成垂直裂縫）但可以朝任意水平方向擴(kuò)展。裂縫模型由一系列結(jié)構(gòu)化矩形單元構(gòu)成，主要變量（壓力、縫寬等）位于單元的中心節(jié)點(diǎn)。垂向上的裂縫單元尺寸可以自動調(diào)整以精確匹配不同層的厚度，水平方向的裂縫單元尺寸保持不變以提升計(jì)算效率。具體采用三維位移不連續(xù)法描述裂縫的法向和切向變形，針對所有裂縫單元建立全局性彈性方程：

裂縫內(nèi)流體流動滿足質(zhì)量守恒方程：

流體運(yùn)動動量方程為：

流體濾失采用Carter一維濾失模型：

描述裂縫變形的彈性方程（1）式和縫內(nèi)流體流動的質(zhì)量守恒方程（2）式共同組成了一組以縫寬和流體壓力為未知量的瞬態(tài)非線性耦合方程組。對質(zhì)量守恒方程（2）式采用有限體積法離散，采用順序耦合分析法求解耦合方程組：①給定時間步長，并且已知上一時間步縫內(nèi)流體壓力和縫寬的分布，假定初始各簇分配流量（裂縫點(diǎn)源泵注排量）為qi，且滿足流量體積守恒；②采用（2）式計(jì)算當(dāng)前時間步縫寬，將縫寬代入（1）式計(jì)算壓力和剪切位移不連續(xù)量；③將壓力和縫寬回代入（2）式重新計(jì)算縫寬，如此迭代，直至壓力與縫寬收斂；④通過獲得的縫內(nèi)壓力計(jì)算各簇分配流量，并與假定的初始流量分配作比較，如收斂則結(jié)束計(jì)算；如不收斂，則重新分配各簇流量，重復(fù)②—④。當(dāng)裂縫前緣最大張應(yīng)力大于巖石的抗張強(qiáng)度時，裂縫開始擴(kuò)展。裂縫擴(kuò)展方向通過應(yīng)力場計(jì)算，保證局部最小主應(yīng)力方向始終與裂縫擴(kuò)展方向垂直。

1.2 致密油儲集層壓裂數(shù)值模擬模型

致密油儲集層采用水平井大規(guī)模壓裂開發(fā)，需要考慮壓裂液與地層的相互作用。前人研究發(fā)現(xiàn)，特定功能的壓裂液可以使?jié)櫇裣喔嗟剡M(jìn)入儲集層基質(zhì)，并置換儲集層基質(zhì)內(nèi)的非潤濕相至裂縫中。該過程中壓裂液與儲集層主要發(fā)生兩種作用[16-17]：①降低基質(zhì)小孔喉內(nèi)原油和孔隙周圍水相之間的界面張力，將油相變?yōu)榭蓜?；②使儲集層基質(zhì)的潤濕性向水濕方向轉(zhuǎn)變，增加水相的逆向滲吸作用，提高基質(zhì)采出程度。

為更好描述致密油儲集層水平井大規(guī)模壓裂開發(fā)動態(tài)，數(shù)值模型必須考慮：①油、水、壓裂液 3種流體同時流動；②流體與流體、流體與固體之間的耦合；③引入潤濕反轉(zhuǎn)模型和界面張力降低模型。

1.2.1 油水物質(zhì)平衡方程

模型假設(shè)：流體的流動符合達(dá)西滲流，為等溫滲流；水組分存在于水相中，油組分存在于油相中；多孔介質(zhì)內(nèi)溫度恒定；巖塊中油水沒有損耗?？紤]重力和毛管壓力，建立油水物質(zhì)平衡方程：

1.2.2 壓裂液作用方程

致密油大規(guī)模壓裂一般會在壓裂液中添加如表面活性劑等功能性輔助材料，因此還需考慮壓裂液的表面活性劑效應(yīng)，模型假設(shè)表面活性劑可溶于油水兩相并可吸附于巖石固體表面，表面活性劑分子的擴(kuò)散符合菲克定律且密度恒定，可建立方程：

1.2.3 毛管壓力曲線和相對滲透率曲線

壓裂液進(jìn)入儲集層基質(zhì)會引起巖石毛管壓力、相對滲透率的變化，在Brooks-Corey毛管壓力曲線的基礎(chǔ)上，加入潤濕性表征參數(shù)，繪制潤濕反轉(zhuǎn)前后的毛管壓力曲線和相對滲透率曲線。其中，毛管壓力曲線可表示為[18]：

1.2.4 潤濕反轉(zhuǎn)方程

考慮壓裂液進(jìn)入儲集層基質(zhì)引起巖石潤濕性的改變，根據(jù)Fletcher實(shí)驗(yàn)結(jié)果[19]，采用經(jīng)驗(yàn)擬合的方法，將潤濕性的改變也即接觸角變化表述為與時間相關(guān)的函數(shù)：

與常規(guī)油藏?cái)?shù)值模擬軟件類似，壓力采用隱式求解，飽和度和表面活性劑濃度采用顯式求解（IMPECS）[20]。對于壓力項(xiàng)，將毛管壓力方程變形為pw=po-pc，代入方程（5）中，消去pw項(xiàng)，合并兩相方程得到壓力方程，求解壓力分布，代回原方程顯式求解飽和度和表面活性劑濃度方程。

模型計(jì)算步驟為：①輸入油藏參數(shù)，進(jìn)行模型初始化，計(jì)算相對滲透率曲線和毛管壓力曲線；②通過壓力差分格式，計(jì)算油相壓力方程；③計(jì)算流體飽和度方程與對應(yīng)的新毛管壓力方程；④進(jìn)行油、水相物質(zhì)平衡檢驗(yàn)；⑤檢驗(yàn)合格，求解表面活性劑濃度方程，求取對應(yīng)表面活性劑濃度的新界面張力和接觸角，檢驗(yàn)不合格，縮小時間步長重復(fù)①—④；⑥求取飽和度前緣、產(chǎn)量、采收率等數(shù)據(jù)。

1.3 FrSmart地質(zhì)工程一體化壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件

以裂縫模擬和壓裂油藏模擬為基礎(chǔ)，研發(fā)了FrSmart地質(zhì)工程一體化壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，包括7個關(guān)鍵模塊（見圖 1）。該軟件具有如下功能：①導(dǎo)入地質(zhì)建模數(shù)據(jù)，建立地質(zhì)力學(xué)模型，優(yōu)選壓裂井段；②采用產(chǎn)能模擬模塊優(yōu)化人工裂縫間距、縫長等參數(shù)；③采用裂縫模擬模塊實(shí)現(xiàn)對施工參數(shù)的優(yōu)化；④經(jīng)濟(jì)評價模塊可實(shí)現(xiàn)非常規(guī)油氣資源開發(fā)所有關(guān)鍵參數(shù)的優(yōu)化；⑤融合了大數(shù)據(jù)、現(xiàn)場及遠(yuǎn)程決策功能，可提高輸入?yún)?shù)的準(zhǔn)確性、優(yōu)化設(shè)計(jì)的合理性。

2 縫控壓裂技術(shù)適用性

以國內(nèi)某油田的特低滲透、超低滲透和致密油 3種品位資源為原型，采用本文油藏?cái)?shù)值模擬模型，計(jì)算分析不同開發(fā)方式下的采出程度，對比 3類油藏水平井衰竭式開發(fā)與現(xiàn)用直井井網(wǎng)開發(fā)效果差異，以評估縫控壓裂技術(shù)的適用性。

圖1 FrSmart地質(zhì)工程一體化壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件構(gòu)成及主要功能

2.1 建模基礎(chǔ)參數(shù)

采用表 1所示儲集層及裂縫參數(shù)，分別建立特低滲透、超低滲透和致密油 3種品位資源地質(zhì)模型，地質(zhì)模型大小、網(wǎng)格大小相同：模型尺寸為2 500 m×2 000 m，網(wǎng)格尺寸為25 m×25 m。

表1 模型中主要儲集層及裂縫參數(shù)

2.2 模擬結(jié)果

2.2.1 特低滲透油藏

模擬計(jì)算特低滲透油藏4種方式下的開發(fā)指標(biāo)（見圖 2）：①直井正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)；②直井正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)+加密+排狀注水（生產(chǎn) 5年后在兩排油井中間位置進(jìn)行加密，調(diào)整為排狀注水）；③水平井200 m排距衰竭式開發(fā)；④水平井800 m排距衰竭式開發(fā)。由計(jì)算結(jié)果可知：①采用正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)，生產(chǎn)10年采出程度為15.3%；②生產(chǎn)5年后加密并調(diào)整為排狀注水，此時開發(fā)效果最好，生產(chǎn)10年采出程度最大，為20.1%；③采用水平井衰竭式方式開發(fā)，800 m水平井排距時生產(chǎn)10年采出程度僅為2.1%，即使將水平井排距縮小到200 m，10年后采出程度也僅為6.9%；④對比不同開發(fā)方式下儲量動用程度，采用反九點(diǎn)直井正方形井網(wǎng)開發(fā)，10年后邊井位置含油飽和度下降了21.9%，而水平井衰竭式開發(fā)方式下同樣位置的含油飽和度僅下降了1.0%，動用程度極低。綜合考慮直井和水平井建井成本，特低滲透油藏應(yīng)采用直井反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)，后期視開發(fā)情況進(jìn)行加密調(diào)整，與目前油田開發(fā)實(shí)踐認(rèn)識一致。

圖2 特低滲透油藏不同開發(fā)方式下的采出程度

2.2.2 超低滲透油藏

模擬計(jì)算超低滲透油藏5種方式下的開發(fā)指標(biāo)（見圖 3）：①直井菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)；②直井正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)；③直井正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)+加密（加密方式同特低滲透油藏）；④水平井200 m排距衰竭式開發(fā)；⑤水平井800 m排距衰竭式開發(fā)。由計(jì)算結(jié)果可知，超低滲透油藏采用直井菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)采出程度最高。進(jìn)一步考慮經(jīng)濟(jì)效益，水平井建井成本1 300萬元/井，直井130萬元/井，原油價格3 050元/t，計(jì)算不同開發(fā)模式下的開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益（見表 2）。結(jié)果也顯示菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)效益最高，與目前油田開發(fā)實(shí)踐認(rèn)識一致；與特低滲透油藏相比，采用水平井200 m排距衰竭式開發(fā)與采用直井注采井網(wǎng)開發(fā)，開采10年后采出程度的差距在縮小，因此有必要對部分注采關(guān)系建立困難的超低滲透油藏探索水平井衰竭式開發(fā)的可行性。

圖3 超低滲透油藏不同開發(fā)方式下的采出程度

表2 超低滲透油藏不同開發(fā)模式下收益及采出程度

2.2.3 致密油

模擬計(jì)算致密油在 5種方式下的開發(fā)指標(biāo)（見圖4）：①直井正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)；②正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)+加密+排狀注水（加密方式同特低滲透油藏）；③水平井200 m排距衰竭式開發(fā)；④水平井400 m排距衰竭式開發(fā)；⑤水平井800 m排距衰竭式開發(fā)。由計(jì)算結(jié)果可知，因致密油儲集層滲透性極差，注入水無法建立流動通道，即使對直井井網(wǎng)進(jìn)行加密，開發(fā)10年后仍不能見到注水效果；而采用水平井衰竭式開發(fā)效果較好，水平井排距為200 m時采出程度可以達(dá)到2.5%。因此，致密油儲集層適宜水平井衰竭方式開發(fā)。

圖4 致密油儲集層不同開發(fā)方式下的采出程度

圖5為不同水平井排距下生產(chǎn)3 590 d時的剩余油飽和度分布圖，可以看出，相同生產(chǎn)時間條件下，水平井排距為200 m時，井間原油飽和度最低，說明縮小水平井排距可提高井間原油儲量控制程度、累計(jì)產(chǎn)油量與最終采收率。

圖5 致密油儲集層不同水平井排距下的原油飽和度分布

由上述分析可知，儲集層物性變差，水平井衰竭式開發(fā)的優(yōu)勢逐漸顯現(xiàn)，致密油（覆壓滲透率小于0.1×10?3μm2）采用水平井衰竭式開發(fā)采出程度相對更高?？p控壓裂技術(shù)通過人工裂縫參數(shù)的優(yōu)化來實(shí)現(xiàn)對井控單元內(nèi)儲量的最大動用，主要基于水平井衰竭式開發(fā)井網(wǎng)提出，因此該技術(shù)的適用對象為致密油等品位級別的非常規(guī)油氣資源。

3 致密油儲集層縫控壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.1 水平井壓裂裂縫間距對生產(chǎn)指標(biāo)的影響

設(shè)計(jì)致密油儲集層水平井壓裂裂縫間距分別為40，30，20，10，5 m，采用FrSmart地質(zhì)工程一體化壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件產(chǎn)能模塊，輸入表1所示基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，模擬水平井開發(fā)指標(biāo)（見圖6）。由圖可知，隨縫間距縮小，壓后日產(chǎn)油量大幅增加。計(jì)算結(jié)果表明，裂縫間距為5 m時，生產(chǎn)3年累計(jì)產(chǎn)油量比裂縫間距為30 m時增加230%。

圖6 不同裂縫間距下的日產(chǎn)油量變化

圖7為水平井壓裂裂縫間距為20，10，5 m條件下生產(chǎn) 3年后的含油飽和度分布，對比可知，壓裂裂縫間距越小，剩余油飽和度越低，儲量動用程度越高?？p間距縮小到一定程度（本算例為5 m）時，可實(shí)現(xiàn)含油飽和度的整體均勻降低。

圖7 不同裂縫間距下的含油飽和度分布

3.2 水平井壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化

采用 FrSmart軟件裂縫優(yōu)化模塊模擬致密油儲集層水平井分段多簇壓裂條件下的生產(chǎn)動態(tài)，對段內(nèi)簇?cái)?shù)、施工規(guī)模、水力裂縫起裂和擴(kuò)展?fàn)顟B(tài)進(jìn)行優(yōu)化。模擬水平井目的層埋深2 385～2 415 m；上下隔層與目的層應(yīng)力差5～6 MPa；模擬計(jì)算過程中設(shè)定壓裂段長度為80 m；所有方案采用相同的排量（12 m3/min）與平均砂液比（15%）；其他主要儲集層及壓裂材料基礎(chǔ)參數(shù)見表3。對比方案見表4，每個方案考慮800，1 600，2 400 m3共3種注入量。

圖8為表4中4個方案單段壓裂液量為1 600 m3條件下的水力裂縫俯視和側(cè)視圖?？梢钥闯觯孩匐S著段內(nèi)分簇?cái)?shù)量的增加，簇間距從20 m縮小到5 m，人工裂縫干擾程度加劇，不同簇人工裂縫不均勻擴(kuò)展；②因水平兩向主應(yīng)力差值較大（7 MPa），水力裂縫均能實(shí)現(xiàn)向儲集層深部擴(kuò)展；③采用同樣施工規(guī)模，在段內(nèi)簇?cái)?shù)為16簇時，裂縫可以更好控制儲集層，實(shí)現(xiàn)對儲集層的密切割。

表3 水平井裂縫優(yōu)化主要儲集層及壓裂材料參數(shù)

表4 水平井裂縫優(yōu)化對比方案

圖8 段內(nèi)裂縫擴(kuò)展俯視、側(cè)視圖

圖9為段內(nèi)簇?cái)?shù)均為8，不同施工規(guī)模條件下的裂縫支撐縫長，可以看出裂縫尺寸與施工規(guī)模呈非線性關(guān)系，后期增加單位縫長需消耗更多壓裂材料。如同一平臺水平井排距分別為400 m和200 m：①400 m排距下，段內(nèi)8條裂縫，每條裂縫長200 m，消耗壓裂液量約為3 300 m3；②200 m排距下，段內(nèi)8條裂縫，每條裂縫長100 m，兩口井消耗壓裂液量約為1 100 m3。對比可知，實(shí)現(xiàn)相同的“縫控”儲量，小排距水平井消耗的壓裂材料較少。綜上所述，縮小水平井排距和加密人工裂縫是致密油儲集層實(shí)現(xiàn)縫控的最好選擇。

圖9 施工規(guī)模與平均裂縫支撐縫長關(guān)系曲線

3.3 水平井縫控壓裂設(shè)計(jì)要點(diǎn)

為了實(shí)現(xiàn)最佳“縫控”目標(biāo)，提出實(shí)現(xiàn)縫控壓裂優(yōu)化的原則包括：①采用長水平段布井，水平段長度達(dá)到1 800 m以上，排距縮小到200～300 m；②采用橋塞分段多簇射孔方式壓裂，壓裂段長度保持穩(wěn)定（70～100 m），大幅度增加段內(nèi)射孔簇?cái)?shù)（8～16簇），縮小縫間距（5～15 m），實(shí)現(xiàn)“密切割”；③優(yōu)化每段壓裂液和支撐劑用量，需要指出的是，若水平井為加密井，考慮壓力衰減引起的應(yīng)力下降，壓前需對老井大規(guī)模補(bǔ)液以減少新井老井的相互干擾。

4 致密油儲集層縫控壓裂現(xiàn)場試驗(yàn)

鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長 7段湖湘致密油儲集層為細(xì)砂級和粉砂級長石巖屑砂巖，巖心滲透率為（0.11～0.14）×10?3μm2；兩向水平主應(yīng)力差 4～7 MPa；地層溫度下原油黏度0.97 mPa·s；地層壓力系數(shù)0.77～0.84。

長7段致密油自2013年規(guī)模建產(chǎn)以來，平均水平段長度穩(wěn)定增加，壓裂段數(shù)持續(xù)增加，設(shè)計(jì)裂縫間距由30～40 m降低到15 m。通過上述優(yōu)化設(shè)計(jì)方法研究認(rèn)為，設(shè)計(jì)裂縫間距可降至5～8 m，因此有必要開展縫控壓裂技術(shù)現(xiàn)場試驗(yàn)，進(jìn)一步降低縫間距，提高縫控儲量。

縫控壓裂現(xiàn)場實(shí)施采用可溶橋塞進(jìn)行分段，將常規(guī)段內(nèi)4～6簇射孔大幅度提高到12～14簇；每簇射2孔，射孔相位角 180°。對單口水平井而言，雖然總簇?cái)?shù)大幅度增加，但由于每段內(nèi)分簇?cái)?shù)大幅度增加，因此平均壓裂段長度保持不變，總體施工成本保持穩(wěn)定，可實(shí)現(xiàn)低成本改造。

2019年完成第1口水平井的縫控壓裂試驗(yàn)，壓后日產(chǎn)液25.0 m3，平均含水率35.1%。2019年縫控壓裂技術(shù)在該區(qū)塊推廣應(yīng)用 87口井，平均水平段長度1 705.8 m，壓裂22.3段118.9簇，簇間距10.9 m，生產(chǎn)初期單井產(chǎn)量18.6 t/d，與前期相同水平段長度水平井相比，壓裂初期日產(chǎn)油增加約1.5倍。單井預(yù)測最終采出程度提高了44.4個百分點(diǎn)。

5 結(jié)論

縫控壓裂技術(shù)通過人工裂縫參數(shù)的優(yōu)化來實(shí)現(xiàn)對井控單元內(nèi)儲量的最大動用，該技術(shù)的最佳適用對象為致密油等品位級別的非常規(guī)油氣資源。

水平井壓裂裂縫間距對單井開發(fā)指標(biāo)存在較大影響，裂縫間距越小，剩余油飽和度越低，儲量動用程度越高。縫間距縮小到一定程度可實(shí)現(xiàn)含油飽和度的整體均勻降低。

采用縫控壓裂技術(shù)可實(shí)現(xiàn)致密油等非常規(guī)油氣資源的有效開發(fā)，主要關(guān)鍵點(diǎn)包括：提高水平段長度，縮小水平井排距；大幅度提高段內(nèi)射孔簇?cái)?shù)，縮小裂縫間距；避免新井老井壓裂干擾。

現(xiàn)場試驗(yàn)證實(shí)，縫控壓裂技術(shù)可以提高單井產(chǎn)能進(jìn)而提高區(qū)塊采出程度。縫控壓裂技術(shù)與油氣田開發(fā)進(jìn)一步融合，可大幅度提高中國致密油等非常規(guī)油氣資源的開發(fā)效益。

符號注釋：

Bo，Bw——油相、水相流體的體積系數(shù)，無因次；CL——濾失系數(shù)，m/s0.5；CMC——臨界膠束濃度，mg/mL；Cp——毛管壓力曲線端點(diǎn)系數(shù)，Pa·m；Csw，Cso，Csg——被水相、油相以及巖石表面吸附的表面活性劑濃度，m3/m3； （）C t——水相中表面活性劑濃度隨時間變化的函數(shù)，mg/mL；d——實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合指數(shù)，無因次；D——流體質(zhì)點(diǎn)標(biāo)高，m；Dsw0，Dso0——表活劑在水相和油相中的初始擴(kuò)散系數(shù)，m2/s；g——重力加速度，m/s2；gx，gy——x，y方向重力加速度分量，m/s2；i——裂縫點(diǎn)源編號；K——絕對滲透率，m2；Kro，Krw——油相、水相相對滲透率，無因次；K——影響系數(shù)矩陣，與裂縫單元的尺寸和方位有關(guān)，Pa/m；K'——冪律系數(shù)，Pa·sn；np——毛管壓力指數(shù)，無因次；n——冪律指數(shù)，無因次；p——流體壓力，Pa；pc——毛管壓力，Pa；po，pw——油相、水相流體壓力，Pa；pn，pt——裂縫單元的法向和切向凈壓力向量，Pa；qi——裂縫點(diǎn)源泵注排量，m3/s；ql——濾失流量，m/s；qo，qw——單位時間單位體積儲集層油相、水相流體采出（或注入）質(zhì)量，kg/(s·m3)；qx，qy——x和y方向的單寬流量（單位時間流過單位寬度的體積），m2/s；So，Sw——油相、水相流體飽和度，%；Sor——?dú)堄嘤惋柡投龋?；Swi——束縛水飽和度，%；t——時間，s；un——垂直于裂縫面的張性位移（縫寬），m；ut——與裂縫面相切的剪切位移，剪切位移包含水平向和垂向兩個方向的分量，m；w——縫寬，m；x，y——橫、縱坐標(biāo)軸，m；α——體積轉(zhuǎn)化系數(shù)，無因次；δ(x,y)——狄拉克函數(shù)，m-2；θ0，θf，θ——潤濕反轉(zhuǎn)前、反轉(zhuǎn)后、反轉(zhuǎn)過程中液-固表面接觸角，（°）；μo，μw——油相、水相流體的黏度，Pa·s；ρ——攜砂液密度，kg/m3；ρo，ρw——油相、水相流體密度，kg/m3；σo-s，σo-w——油-表活劑、油-水界面張力，mN/m；τ（x, y）——壓裂液到達(dá)裂縫面的時刻，s；φ——孔隙度，%。下標(biāo)：n——法向；t——切向。