王新杰，唐海，佘龍，鄒桂麗，周巨標，李祥珠

低滲透油藏水平井裂縫參數(shù)優(yōu)化研究

王新杰1，唐海1，佘龍2，鄒桂麗3，周巨標3，李祥珠3

（1.西南石油大學石油與天然氣工程學院，成都610500；2.中國石化河南油田分公司采油二廠，河南南陽473400；3.中國石化江蘇油田分公司安徽采油廠地質(zhì)研究所，安徽天長239300）

低滲透油藏經(jīng)常采用水平井壓裂的方法來實現(xiàn)油井增產(chǎn)，而合理的水平井裂縫參數(shù)設(shè)計能充分發(fā)揮人工裂縫的增產(chǎn)作用。以江蘇油田M斷塊地質(zhì)特征和目前開發(fā)狀況為基礎(chǔ)，抽象出相應(yīng)的機理模型，應(yīng)用數(shù)模軟件的門限壓力建立了考慮啟動壓力梯度影響的水平井壓裂模型，并與PEBI網(wǎng)格加密法的水平井模型進行了對比。結(jié)果表明：啟動壓力梯度對模擬結(jié)果影響相對較大，而裂縫形態(tài)對模擬結(jié)果的影響相對較?。籑斷塊水平井最優(yōu)裂縫間距為90 m，最優(yōu)裂縫條數(shù)為6條，最優(yōu)裂縫半長為130 m。該研究成果為江蘇油田M斷塊水平井裂縫參數(shù)優(yōu)化提供了思路與借鑒。

水平井；低滲透；壓裂開發(fā)；啟動壓力梯度；裂縫參數(shù)

0 引言

江蘇油田M斷塊位于金湖凹陷龍崗次凹東斜坡，其圈閉是由1條近東西向斷層和2條近北東向斷層共同控制的含油斷塊，圈閉長短軸之比約為5∶1。由于地質(zhì)情況復雜且滲透率較低，該區(qū)不論是直井還是水平井生產(chǎn)基本都需要實施壓裂增產(chǎn)措施。王記俊等［1］、姜晶等［2］和蘇玉亮等［3］對水平井壓裂裂縫參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計，基本都是采用近井模型PEBI網(wǎng)格或局部網(wǎng)格加密技術(shù)，但是在數(shù)值模擬過程中都沒有考慮啟動壓力梯度對裂縫參數(shù)的影響［4-9]，然而存在滲流啟動壓力梯度卻是低滲透油藏的一個突出特點［10-14］，而且啟動壓力梯度會對油藏的滲流特征和開發(fā)效果均產(chǎn)生很大影響。鑒于上述分析，筆者以江蘇油田M斷塊地質(zhì)特征和目前開發(fā)狀況為基礎(chǔ)，應(yīng)用建模軟件建立相應(yīng)的機理模型，用門限壓力來模擬啟動壓力梯度對原油產(chǎn)量的影響，對水平井裂縫參數(shù)進行優(yōu)化設(shè)計。

1 機理模型的建立

1.1 機理模型的參數(shù)選擇

機理模型的建立以江蘇油田M斷塊為例，該油藏屬層狀構(gòu)造油藏，含油層系為古近系阜寧組阜二段，油藏埋深為2 480 m，油層有效厚度為12 m，基本呈1 200 m×900 m的矩形分布，區(qū)塊內(nèi)水平井水平段長度為600 m。地層原油平均密度為0.865 t/ m3，地層原油平均黏度為27.68 mPa·s，地層水礦化度為11 739.86 mg/L，水型為NaHCO3型。油藏壓力為22.62 MPa，壓力系數(shù)為0.95，地層溫度為91.0～97.3℃，屬正常溫度與壓力系統(tǒng)。儲層平均孔隙度為11.3%，平均滲透率為2.6 mD，屬低孔、特低滲儲層。以儲層地質(zhì)特征為基礎(chǔ)，網(wǎng)格步長取dχ=30 m，dy=30 m和dz=12 m，建立40×30×1的低滲透黑油模型。

1.2 人工裂縫的處理方法

數(shù)值模擬中對人工裂縫的處理，一般有局部網(wǎng)格加密法、等效導流能力法和PEBI網(wǎng)格（非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格）加密法。對低滲透油藏而言，由于存在滲流啟動壓力梯度，而局部網(wǎng)格加密法和非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格加密法均不能用門限壓力來模擬啟動壓力，所以本次模擬選用等效導流能力法來模擬人工裂縫。以區(qū)塊實測資料為例，裂縫實際寬度為3mm，滲透率為40D。若機理模型中設(shè)置裂縫寬度為3 mm時，由于相鄰網(wǎng)格寬度差異過大，容易造成模型不收斂，因此，本次模擬過程中裂縫所在網(wǎng)格寬度統(tǒng)一取為1 m，裂縫網(wǎng)格等效滲透率為120 mD。

1.3 啟動壓力梯度的處理方法

為了研究啟動壓力梯度對水平井原油產(chǎn)量的影響，筆者對所建機理模型的1 200個網(wǎng)格沿X軸和Y軸方向依次進行平衡分區(qū)，然后引入門限壓力來作為啟動壓力。由于裂縫所在網(wǎng)格滲透率與其他網(wǎng)格滲透率不同，所以不同網(wǎng)格所在區(qū)域?qū)?yīng)不同的門限壓力（表1），其中綠色區(qū)域網(wǎng)格為人工裂縫所在網(wǎng)格，黃色網(wǎng)格為普通網(wǎng)格。以壓裂裂縫所在部分網(wǎng)格為例，如464號和465號網(wǎng)格的啟動壓力梯度分別為λ1和λ2，則464號和465號網(wǎng)格間的門限壓力為

2 水平井裂縫參數(shù)優(yōu)化

選用等效導流能力法和單因素分析法對裂縫參數(shù)進行優(yōu)化時，一般在保持裂縫導流能力和其他參數(shù)不變的條件下，分別改變裂縫的間距、長度和條數(shù)等參數(shù)對模型進行優(yōu)化，對比不同的模擬結(jié)果，得出適合于水平井壓裂的最優(yōu)裂縫參數(shù)。

2.1 啟動壓力梯度和裂縫處理方法對原油產(chǎn)量的影響

PEBI網(wǎng)格加密法能夠準確模擬壓裂裂縫的形態(tài)分布［15］。為了對比不同裂縫形態(tài)和啟動壓力梯度對水平井產(chǎn)能的影響，筆者以上述機理模型為基礎(chǔ)，分別建立了3套開發(fā)方案。區(qū)塊油井實際裂縫條數(shù)為3～5條，地震測試結(jié)果顯示壓裂裂縫半長為90～130 m。模型中取裂縫條數(shù)為5條，裂縫半長為100 m，裂縫間距為90 m。第一套開發(fā)方案采用塊中心網(wǎng)格，不考慮啟動壓力梯度；第二套開發(fā)法案采用非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格，不考慮啟動壓力梯度；第三套開發(fā)方案采用塊中心網(wǎng)格，考慮啟動壓力梯度。定采液量生產(chǎn)分別模擬1～5年的原油產(chǎn)量對比關(guān)系（圖1）。

從圖1可得出：方案1和方案2的原油累計產(chǎn)量曲線在開發(fā)的前3年幾乎完全重合，3年之后開始出現(xiàn)細微差別，5年后方案1比方案2累計增產(chǎn)原油2 256.437 m3，這主要是由于2種方案在處理人工裂縫時選用的方法不同所致；方案3與方案1和方案2相比，開采初期3種方案的開發(fā)效果沒有明顯差別，但隨著開采時間的延長，方案3中遠離水平井的區(qū)域由于受啟動壓力梯度的影響，原油流動能力變差，甚至不能流動，造成大量剩余油富集，原油產(chǎn)量急劇下降。與不考慮啟動壓力梯度的方案1和方案2相比，方案3開采5年后原油累計產(chǎn)量少約5萬m3，可見裂縫的不同處理方法對模擬結(jié)果會產(chǎn)生一定的影響，但啟動壓力梯度對模擬結(jié)果產(chǎn)生的影響要比裂縫不同處理方法產(chǎn)生的影響大得多。因此，在低滲透油藏壓裂水平井的數(shù)值模擬過程中，裂縫的處理方法是次要影響因素，啟動壓力梯度是主要影響因素，如果忽略啟動壓力梯度的影響，模擬結(jié)果將會產(chǎn)生嚴重誤差。

2.2 水平井裂縫間距的優(yōu)化

區(qū)塊水平井水平段長度為600 m，油井實際裂縫條數(shù)為3～5條，為了研究水平井多條裂縫分段壓裂時，不同裂縫間距條件下裂縫的干擾對水平井產(chǎn)能的影響，以5條壓裂裂縫為例來研究水平井分段壓裂時裂縫間距對油井產(chǎn)能的影響（圖2）。在考慮啟動壓力梯度的情況下，分別選取裂縫間距為30 m，60 m，90 m和120 m，分別模擬1～5年的原油累計產(chǎn)量。從圖2可以看出：隨著裂縫間距增加，裂縫間的相互干擾減弱，原油累計產(chǎn)量不斷增加；當裂縫間距增加到90 m時，裂縫供油半徑與裂縫間距的分布逐漸趨于合理；當裂縫間距繼續(xù)增加時，其對原油產(chǎn)量增加的影響已經(jīng)很不明顯。因此，最優(yōu)裂縫間距推薦取90 m。

2.3 水平井裂縫條數(shù)的優(yōu)化

在考慮啟動壓力梯度的情況下，分別選取裂縫條數(shù)為2，3，4，5，6和7條，模擬1～5年的原油累計產(chǎn)量（圖3）。從圖3可以看出：在裂縫間距一定的情況下，隨著裂縫條數(shù)增加，原油產(chǎn)量基本呈線性增加，裂縫條數(shù)越多水平井產(chǎn)能越大。考慮到水平井長度的限制，裂縫條數(shù)推薦取6條。

圖1 不同方案原油累計產(chǎn)量對比Fig.1Comparison of cumulative oil production predicted by three case

圖2 裂縫間距對原油產(chǎn)量的影響Fig.2The effect of fracture interval on oil well production

圖3 裂縫條數(shù)對原油產(chǎn)量的影響Fig.3The effect of fracture number on oil well production

圖4 裂縫長度對原油產(chǎn)量的影響Fig.4The effect of fracture length on oil well production

2.4 水平井裂縫長度的優(yōu)化

在考慮啟動壓力梯度的情況下，分別選取裂縫半長為40 m，70 m，100 m，130 m和160 m，分別模擬1～5年的原油累計產(chǎn)量（圖4）。從圖4可以看出：隨著裂縫長度的增加，原油累計產(chǎn)量不斷增加；當裂縫半長超過130 m時，裂縫長度對原油產(chǎn)量的影響已經(jīng)不太明顯，這是由于裂縫越長，地層原油從裂縫流到井底所受到的滲流阻力也越大。因此，考慮到裂縫越長對施工設(shè)備要求越高，同時壓裂成本也會隨之增加，最優(yōu)裂縫半長推薦取130 m。

3 應(yīng)用效果

以江蘇油田M斷塊某水平井為例，該井實際壓裂裂縫條數(shù)為4條，裂縫半長為130 m，壓裂投產(chǎn)后以定液量50 m3/d生產(chǎn)，并與數(shù)值模擬4條裂縫時的結(jié)果對比（圖5）。結(jié)果表明：生產(chǎn)初期實際產(chǎn)油量與模擬結(jié)果較一致，但是油井實際穩(wěn)產(chǎn)時間不足4個月，模型模擬穩(wěn)產(chǎn)時間卻達到6個月。分析認為造成模擬結(jié)果與實際生產(chǎn)情況不符的原因為：①由于受地應(yīng)力的影響，地震資料顯示，人工裂縫與水平井井筒呈85°左右的夾角，而不是完全垂直于水平井井筒，這樣將造成裂縫控制的泄油區(qū)域減小，一定程度上也降低了油井最終的產(chǎn)油量；②模型模擬過程中所用相滲曲線為歸一化后的相滲曲線，反映的是整個區(qū)塊原油的滲流規(guī)律，與壓裂水平井控制泄油區(qū)域的滲流規(guī)律有所差異，這也在一定程度上影響了模擬結(jié)果；③本文建立的機理模型以油藏地質(zhì)資料為基礎(chǔ)，沒有考慮儲層平面非均質(zhì)性和應(yīng)力敏感性對油井產(chǎn)能的影響，不能完全反應(yīng)實際油井的生產(chǎn)情況，只能在對實際油井進行壓裂改造時作為參考的依據(jù)。

圖5 機理模型與油井實際生產(chǎn)情況對比Fig.5Production comparison between ideal model and the actual well

精細地質(zhì)模型存在無法考慮啟動壓力梯度的缺陷，而啟動壓力梯度相對于裂縫其他參數(shù)而言又是影響油井產(chǎn)能的主要因素，不容忽略。本次機理模型模擬結(jié)果對分段壓裂水平井應(yīng)如何控制水平井壓裂裂縫參數(shù)，提供了一種考慮啟動壓力梯度來優(yōu)化人工裂縫參數(shù)的方法，具有一定的借鑒意義。

4 結(jié)論

（1）以江蘇油田M斷塊地質(zhì)資料為基礎(chǔ)建立了水平井裂縫參數(shù)優(yōu)化機理模型，并用門限壓力來處理啟動壓力梯度，用等效導流能力處理裂縫對不同方案的裂縫參數(shù)進行了模擬。

（2）建立了低滲透油藏塊中心網(wǎng)格和非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格水平井壓裂機理模型，對考慮啟動壓力梯度和不考慮啟動壓力梯度的模型進行了對比模擬。通過對比得出裂縫處理方法是次要影響因素，啟動壓力梯度是主要影響因素，不可忽略；在對水平井裂縫參數(shù)進行優(yōu)化設(shè)計時應(yīng)選用塊中心網(wǎng)格模型，同時用門限壓力模擬啟動壓力梯度。

（3）選用塊中心網(wǎng)格模型，用門限壓力模擬啟動壓力梯度，通過對水平井壓裂裂縫參數(shù)進行優(yōu)化設(shè)計，最終得到M斷塊水平井最優(yōu)裂縫間距為90 m，裂縫條數(shù)為6條，裂縫半長為130 m。

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（本文編輯：李在光）

Optimization of fracture parameters of horizontal well in low permeability reservoir

WANG Xinjie1，TANG Hai1，SHE Long2，ZOU Guili3，ZHOU Jubiao3，LI Xiangzhu3
（1.College of Petroleum and Gas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China；2.No.2 Oil Production Plant，Henan Oilfield Company，Sinopec，Nanyang 473400，Henan，China；3.Geology Institute of Anhui Oil Production Plant，Jiangsu Oilfield Company，Sinopec，Tianchang 239300，Anhui，China）

Fracturing of horizontal well is often applied to increase oil well productivity in low permeability reservoir, and reasonable design of fracturing parameters of horizontal well can give full play to the role of increasing productivity of the artificial fracture.This paper

ed the corresponding geological model on the basis of reservoir geological characteristics and the present state of exploitation in M fault block in Jiangsu Oilfield,established fractured model of horizontal well considering start-up pressure gradient by using threshold pressure of Eclipse application software,and contrasted with the PEBI grid and block grid model of horizontal well.The result shows that compared with the start-up pressure gradient,the fracture shape has a relatively small influence on the simulation results.The optimal fracture interval is 90 m,the optimal fracture number is 6,and the optimal fracture half-length is 130 m.This study provides a referenceforoptimizationofthefractureparametersofhorizontalwellinJiangsuOilfield.

horizontal well；lowpermeability；fracturingdevelopment；start-up pressure gradient；fracture parameters

TE375

：A

2014-01-20；

2014-03-24

江蘇石油勘探局應(yīng)用研究項目“天83等低效儲量改善開發(fā)效果技術(shù)研究”（編號：JS12024）資助

王新杰（1987-），男，西南石油大學在讀碩士研究生，研究方向為油氣田開發(fā)。地址：（610500）四川省成都市新都區(qū)西南石油大學石油與天然氣工程學院。E-mail：397190040@qq.com。

1673-8926（2014）05-0129-04