壓裂充填防砂完井增產(chǎn)規(guī)律的數(shù)值模擬研究

梁 丹，康曉東，曾 楊，王旭東

（海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，中海油研究總院有限責任公司，北京100028）

疏松砂巖油藏埋藏淺，儲層膠結(jié)疏松，油井出砂是開發(fā)過程中的主要問題之一［1-2］。采用常規(guī)防砂完井方式，在防止地層出砂的同時也限制了油井產(chǎn)能，對高效開發(fā)油田十分不利。 因此，針對疏松砂巖油藏出砂限產(chǎn)的問題， 上世紀末，Grubert提出了壓裂充填防砂技術(shù)［3］，用以控制地層出砂并有效提高油井產(chǎn)能。 雖然該技術(shù)已應用十多年，但研究領(lǐng)域主要集中在壓裂充填工藝、施工參數(shù)設(shè)計、裂縫展布和藥劑優(yōu)選等方面［4-7］，對該技術(shù)的適應性研究涉及有限。 本文基于數(shù)值模擬方法，以油井產(chǎn)能為目標函數(shù)，對比分析了不同儲層物性、流體參數(shù)及井距等條件下壓裂充填防砂的增產(chǎn)效果，為該技術(shù)在現(xiàn)場應用中篩選出合適的油藏提供借鑒。

1 壓裂充填防砂完井技術(shù)概述

壓裂充填防砂完井技術(shù)是利用非常規(guī)壓裂技術(shù)，結(jié)合機械防砂工藝，達到控制地層出砂及提高油井產(chǎn)量的儲層改造工藝［8-9］。 其主要工藝流程是通過水力壓裂產(chǎn)生裂縫，然后用與地層砂粒度相匹配的礫石充填裂縫以及篩管與套管的環(huán)空 （見圖1）。

圖1 壓裂充填防砂完井示意圖

與低滲透儲層壓裂需要造長縫不同，壓裂充填通過控制攜砂液的砂比，促使儲層產(chǎn)生短而寬的裂縫，裂縫形成后，有效提升了近井地帶的滲流能力，達到增產(chǎn)的目的［10］。 裂縫及篩套環(huán)空充填的礫石形成了濾砂屏障，結(jié)合機械防砂，有效提高了防砂效果，同時，壓裂過程中對地層的擠壓也具有一定減緩地層出砂的作用。

2 壓裂充填井的產(chǎn)能影響因素分析

2.1 建立壓裂充填井典型數(shù)學模型

基于渤海疏松砂巖S油藏的地質(zhì)特征，建立了一注一采的典型模型進行數(shù)值模擬研究， 采用的基礎(chǔ)參數(shù)見表1所示。 模型應用直角坐標系，網(wǎng)格劃分為：NxNyNz=15×27×32= 12 960個網(wǎng)格，網(wǎng)格大小為均質(zhì)網(wǎng)格，Dx、Dy和Dz分別為50 m、50 m 和1 m。注采井都為定向井。 軟件為Petrel 的Reservoir Engineering模塊。 生產(chǎn)井按照定液量的工作制度設(shè)置。

表1 典型模型基礎(chǔ)參數(shù)

在Petrel軟件中，壓裂充填防砂完井和常規(guī)防砂完井的井身結(jié)構(gòu)如圖2所示。 其中裂縫的位置、寬度、滲透率、角度等相關(guān)參數(shù)的設(shè)置見圖3所示。

圖2 Petrel軟件中的井身結(jié)構(gòu)

圖3 裂縫參數(shù)的設(shè)置

2.2 不同因素對壓裂充填井產(chǎn)能的影響

基于建立的典型數(shù)學模型，研究了不同儲層物性、原油黏度及井距等因素對壓裂充填防砂井產(chǎn)能的影響。

為了定量評價壓裂充填防砂對油井產(chǎn)能的影響，定義了增產(chǎn)倍數(shù)：即壓裂充填與不壓裂充填情況下的米采油指數(shù)比值。 增產(chǎn)倍數(shù)一般大于1，數(shù)值越大，增產(chǎn)效果越好。 其計算公式如下：

式中：RH為增產(chǎn)倍數(shù)， 無因次；JH為壓裂充填井的米產(chǎn)油指數(shù)，m3/（d·MPa·m）；JO為不壓裂充填井的米產(chǎn)油指數(shù)，m3/（d·MPa·m）。

2.2.1 儲層平均滲透率

針對不同平均滲透率的儲層，對壓裂充填防砂后對產(chǎn)能的影響進行了敏感性分析，計算結(jié)果如圖4所示。

圖4 增產(chǎn)倍數(shù)與平均滲透率的關(guān)系曲線

從圖中可以看出，平均滲透率越高，壓裂充填后對產(chǎn)能提高的幅度越小，其原因是原始平均滲透率越高，產(chǎn)能原本相對較高，與原始平均滲透率較低的油藏相比，壓裂充填后，增產(chǎn)幅度自然有限。

2.2.2 滲透率級差

針對相同平均滲透率，但不同滲透率級差的儲層，對壓裂充填防砂后對產(chǎn)能的影響進行了敏感性分析，計算結(jié)果如圖5所示。

圖5 增產(chǎn)倍數(shù)與滲透率級差的關(guān)系曲線

從圖中可以看出， 在平均滲透率相同的情況下，隨著滲透率級差的變大，增產(chǎn)倍數(shù)有所提高，但是變化不明顯。

2.2.3 儲層厚度

針對不同厚度的儲層， 對壓裂充填防砂后對產(chǎn)能的影響進行了敏感性分析，計算結(jié)果如圖6所示。

圖6 增產(chǎn)倍數(shù)與儲層厚度的關(guān)系曲線

從圖中可以看出，儲層厚度越大，壓裂充填后產(chǎn)能提高的幅度越小，原因是儲層厚度大本身產(chǎn)能就相對較高，壓裂充填后，增產(chǎn)的效果自然不如薄儲層明顯。

2.2.4 低滲與高滲儲層厚度比

針對相同儲層厚度，但低滲與高滲厚度比不同的儲層，對壓裂充填防砂后對產(chǎn)能的影響進行了敏感性分析，計算結(jié)果如圖7所示。

圖7 增產(chǎn)倍數(shù)與低/高滲儲層厚度比的關(guān)系曲線

從圖中可以看出， 在儲層厚度相同的情況下，隨著低滲與高滲厚度比的增加，增產(chǎn)倍數(shù)變化不明顯。

2.2.5 原油黏度

針對不同原油黏度，對壓裂充填防砂后對產(chǎn)能的影響進行了敏感性分析，計算結(jié)果如圖8所示。

圖8 增產(chǎn)倍數(shù)與原油黏度的關(guān)系曲線

從圖中可以看出，原油黏度越小，壓裂充填后對產(chǎn)能提高的幅度越小， 原因是低黏原油流動性好，即使在不壓裂充填的情況下，產(chǎn)能都相對較高，壓裂充填后，增產(chǎn)的效果不如高黏原油明顯。

2.2.6 壓裂層位

對于非均質(zhì)儲層，在壓裂充填過程中，不同滲透率層位的裂縫發(fā)育情況不一樣， 一般情況下，高滲層位的縫長比低滲層位的縫長發(fā)育短。 針對在高滲、低滲儲層中裂縫的縫長比，對產(chǎn)能的影響進行了敏感性分析，計算結(jié)果如圖9所示。

從圖中可以看出，高滲層如果不壓裂（縫長比為零），增產(chǎn)倍數(shù)最小。 壓裂后高滲、低滲層增產(chǎn)效果都很好，即使高滲的縫長相對較短。

圖9 增產(chǎn)倍數(shù)與壓裂層位的關(guān)系曲線

2.2.7 井距

針對不同注采井距， 對壓裂充填防砂后對產(chǎn)能的影響進行了敏感性分析（見圖10）。 可以看出，注采井距越小，增產(chǎn)倍數(shù)越大。 分析原因，主要是因為井距小，注水開發(fā)后含水快速上升，產(chǎn)油量下降快，壓裂充填后，相比于大井距，增產(chǎn)效果更加明顯。

圖10 增產(chǎn)倍數(shù)與注采井距的關(guān)系曲線

3 現(xiàn)場應用

S油田是渤海海域典型的疏松砂巖油田， 儲層含有大量的砂巖和粉砂巖， 膠結(jié)疏松， 成巖性差。2014年， 該油田N區(qū)塊新鉆4口調(diào)整井N1、N2、N3和N4（見圖11），各井之間相距約330～350 m，所開發(fā)的層位儲層物性相近（見表2）。

圖11 注采井位

表2 4口調(diào)整井的儲層物性參數(shù)

N1、N2和N3 井采用壓裂充填防砂完井方式，N4采用高速水礫石充填防砂完井方式。 4口井投產(chǎn)后， 產(chǎn)油量在一年左右達到高峰值并開始逐漸遞減， 但采用壓裂充填防砂完井的3口井的日產(chǎn)油量明顯高于采用高速水礫石充填的N4井，N1、N2和N3投產(chǎn)一年的平均日產(chǎn)油量是N4井的2.2～3.4倍，平均2.6倍，截止到目前累產(chǎn)油量是N4井的1.5～2.4倍，平均2.0倍，說明壓裂充填防砂完井增產(chǎn)效果明顯（見圖12）。

圖12 4口調(diào)整井的日產(chǎn)油量曲線

4 結(jié)語

（1）壓裂充填防砂完井技術(shù)不同于應用于低滲透儲層的常規(guī)壓裂技術(shù)， 將壓裂與機械防砂相結(jié)合， 通過壓裂產(chǎn)生短而寬的高導流能力滲流通道，礫石充填后又形成有效的防砂屏障，從而實現(xiàn)疏松砂巖油藏控制地層出砂及提高油井產(chǎn)量的目的。

（2）基于數(shù)值模擬方法對不同儲層、流體及井距等條件下的壓裂充填防砂增產(chǎn)效果進行了分析計算，其中增產(chǎn)效果對滲透率級差、低/高滲儲層厚度比、原油黏度的變化不敏感，與儲層滲透率、厚度及井距近似呈線性負相關(guān)的關(guān)系，因此對于滲透率相對較低、厚度較薄及井距較小的油井，應用壓裂充填防砂技術(shù)后，增產(chǎn)效果會更加明顯。

（3）渤海S油田的現(xiàn)場應用表明，壓裂充填防砂技術(shù)有效提高了單井產(chǎn)能，該技術(shù)對疏松砂巖油藏的長期穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。