張晨朔，姜漢橋

（中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249）

低滲透油藏壓裂水平井井網優(yōu)化方法研究

張晨朔，姜漢橋

（中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249）

采用壓裂水平井井網是開發(fā)低滲透油藏的有效手段，但此類井網的縫網參數較多，注水開發(fā)使得滲流規(guī)律與油水分布更為復雜，諸多參數存在交互作用，井網優(yōu)化難度增大。針對壓裂水平井縫網參數優(yōu)化過程中面臨的問題，按照從局部到整體，從主要到次要的研究思路，分析裂縫半長與裂縫密度對壓裂水平井單井產能的影響規(guī)律；然后根據裂縫參數技術界限，以最大采出程度和凈現值為目標，研究了注采井距、水平段長度、水平井裂縫半長、注水井裂縫半長、排距等縫網參數對目標值的影響規(guī)律及相應機理，得出了縫網參數的最優(yōu)組合，為低滲透油藏壓裂水平井網優(yōu)化提供了方法和借鑒。

低滲透油藏；壓裂水平井；數值模擬；井網優(yōu)化

作為開發(fā)低滲、特低滲油藏的關鍵技術，壓裂水平井能有效增大油藏泄流面積，提高產量和開發(fā)效率，在國內外獲得廣泛應用。注水開發(fā)補充了地層能量，形成驅替系統(tǒng)，成為保證壓裂水平井穩(wěn)產的重要手段［1］。

目前，國內外學者對壓裂水平井的研究工作主要集中在單井產能的預測和裂縫參數優(yōu)化方面，而對縫網參數優(yōu)化研究較少，且沒有考慮經濟因素［2-8］。壓裂水平井網的縫網參數（裂縫半長、裂縫間距、水平段長、注采井距、排距等）對滲流和油水分布的影響規(guī)律較為復雜，各因素之間存在交互作用，井網優(yōu)化難度大。本文通過數值模擬，首先分析了壓裂水平井單井產能影響規(guī)律，得到單井裂縫參數的技術界限，然后針對特定的壓裂水平井井網形式，以采出程度和凈現值為目標，對縫網參數進行優(yōu)化，得到了縫網參數的最優(yōu)組合。

1 建立數值模型

運用成熟的商業(yè)數值模擬軟件建立數值模型，具體參數如下：

模型面積5 km2，網格步長5m×5m×20m，油層深度2 000m，有效厚度20m，孔隙度15%，滲透率5×10-3μm2，原始含油飽和度64%，原始地層壓力25MPa，地面原油密度0.85 g/cm3。模型最大主應力沿y方向，裂縫導流能力為40μm2·cm。

低滲油藏存在較為顯著的啟動壓力梯度和壓力敏感效應，應予以考慮。大量室內實驗表明，最小啟動壓力梯度與滲透率、流體視黏度的關系式［9］為

式中：GD為地層最小啟動壓力梯度，MPa·m-1；Kp為地層滲透率，10-3μm2；μ為流體黏度，mPa·s。

通過巖樣的壓力敏感性實驗，得到壓力敏感系數與初始滲透率的回歸關系式為［10］

式中：Ki為凈有效覆壓為0MPa時的滲透率，10-3μm2；α為儲層壓力敏感系數，MPa-1。

根據數值模型，Kp和 Ki均取5×10-3μm2，μ取 2 mPa·s。由式（1）求得GD=0.018MPa·m-1，由式（2）求得α=0.032MPa-1。

2 壓裂水平井產能影響因素

用常規(guī)手段開發(fā)低滲、特低滲油藏，產能偏低。用壓裂水平井開發(fā)，首先需要滿足一定的產能，較高的單井產能是壓裂水平井井網穩(wěn)產的重要保證。在特定儲層條件下，影響壓裂水平井產能的裂縫參數主要有裂縫半長、裂縫間距、裂縫條數、裂縫角度等。前人關于裂縫角度的研究［11-13］表明，裂縫條數相等時，裂縫方向與水平井段方向垂直可以增大裂縫間距，減少縫間干擾，提高原油產量。而裂縫半長、裂縫間距與裂縫條數優(yōu)選需根據具體油藏條件確定。

2.1 裂縫半長

裂縫半長是影響壓裂水平井產能的重要因素之一［14］，增加裂縫半長可以提高裂縫與油藏的接觸面積，起到提高產能的作用。與此同時，增加裂縫半長會導致縫間干擾加劇，表現為流體在裂縫中的流動阻力增大趨勢，壓降損耗明顯增大。

設置一口壓裂水平井，裂縫垂直于井筒，采用天然能量開發(fā)，生產壓差為5MPa，模擬6個月內的產能變化趨勢。設定壓裂水平段長600m，裂縫間距150m，裂縫條數為5，裂縫半長分別為10，30，50，70，90，110m，對單井產量影響見圖1。

圖1 裂縫半長對單井產量的影響

從圖1中可以看出，初始產能隨裂縫半長的增大而增大，但增大的趨勢逐漸變緩。為保證壓裂水平井的產能要求，實際裂縫半長不應小于30m，具體的裂縫半長應根據井網優(yōu)化結果確定。

2.2 裂縫間距

裂縫間距直接影響單井的開發(fā)效果［15］。低滲、特低滲油藏啟動壓力梯度較大，使各條裂縫的控制面積減小。當裂縫間距較大時，各條裂縫的控制面積無法覆蓋目標區(qū)域，裂縫之間存在死油區(qū)；當裂縫間距較小時，又會產生較強的縫間干擾，降低各條裂縫的增產效果。因此，對于特定油藏，裂縫間距存在最優(yōu)值，有必要分析裂縫間距對產能的影響規(guī)律。

設定壓裂水平井裂縫半長為100m，裂縫條數為5，裂縫間距分別為50，100，150，200，250m，對單井產量的影響見圖2。

圖2 裂縫間距對單井產量的影響

由圖2可知，單井產量隨裂縫間距增大而增大，但增產幅度依次減小，當裂縫間距大于150m時，產能基本不再增加。故本例的最優(yōu)裂縫間距取150m。

2.3 裂縫條數

在裂縫間距不變的情況下，裂縫條數越多，控制面積越大，產能越高［16］。但隨著裂縫條數的增加，水平段長度增大，優(yōu)化時需要考慮技術與經濟因素。

設定壓裂水平井段裂縫半長為100m，裂縫間距為150m，裂縫條數分別為2，3，4，5，6，7，對單井產量的影響見圖3。

圖3 裂縫條數對單井產量的影響

從圖3可以看出，隨著裂縫條數增多，產能相應提高。壓裂水平井應滿足一定的產能，考慮到水平段的合理長度范圍，在本例中裂縫條數取3～7，具體的裂縫條數應根據井網優(yōu)化結果確定。

3 井網優(yōu)化

壓裂水平井井網優(yōu)化包括井網參數優(yōu)化和裂縫參數優(yōu)化，井網參數包括井距、排距和水平段長度。根據井網開發(fā)效果影響因素的主次順序，以采出程度和凈現值為目標進行優(yōu)化。

以平行混合井網為例（見圖4），該井網壓裂水平井為生產井，壓裂直井為注水井，注采井數比為1∶1，直井裂縫與水平井裂縫平行。注采井距等于注水井裂縫至相鄰壓裂水平井跟趾部裂縫的距離，井網井距就是水平井兩端直井的距離，井網排距為兩壓裂水平井垂直軸向的距離。采用此類井網，一方面直井壓裂可以提高注水井的注入能力；另一方面注水井裂縫可以與水平井跟部和趾部裂縫形成驅替系統(tǒng)，中部裂縫也可以獲得能量供應。優(yōu)化縫網參數，可以最大程度地發(fā)揮井網優(yōu)勢，提高開發(fā)效率。

圖4 平行混合井網示意

由于目標區(qū)塊面積較大，為減少數值模型計算時間，只選取圖4所示虛線框內區(qū)域，即一個注采單元進行模擬計算，注采壓差為20MPa，模擬20 a的采出程度和凈現值。

3.1 井網井距與水平段長度優(yōu)化

設定井網排距為200m，水平井裂縫間距為150 m，水平井與直井裂縫半長均為60m，注采井距分別為50，150，250，350，450 m。壓裂水平井段長度分別為300，450，600，750m時，采出程度隨注采井距的變化見圖5a。由圖可以看出，隨注采井距增大，采出程度在50～350m逐漸提高，超過350m后，采出程度開始降低；水平段越長，采出程度越低，且降幅逐漸減小。

如圖5b所示，隨著注采井距增大，凈現值在50～350m區(qū)間逐漸提高，超過350m后，凈現值開始降低；水平段越長，凈現值越小。

圖5 不同水平段長時目標值隨注采井距的變化

主要原因有以下3點：

1）注采井距較小時，生產井跟趾部裂縫在短時間內水淹，隨著注采井距增大，生產井含水率上升速度逐漸放緩，采出程度增大；當注采井距超過350m，由于注采間距過大，生產井見效緩慢，采出程度開始降低。

2）壓裂水平段越長，裂縫越多，超過3條時，注入水將難以繞過水平井跟趾部裂縫，從而在中部形成剩余油，導致采出程度逐漸降低。

3）注采井距的增大使得井網密度減小，初期投入成本降低，并且采出程度提高，小于350m時凈現值逐漸增大，大于350m后凈現值因油藏采出程度減小而減小。水平段的增大使得井網密度減小，初期投入成本降低，但因采出程度降低明顯，凈現值亦降低。

由注采井距和水平段長對采出程度和凈現值的影響規(guī)律得出：當注采井距為350m、水平段長為300m時，油藏可獲得最大的采出程度和凈現值。因此，確定部署方案的井網井距為1 000m，水平井段長為300 m，即合理的裂縫條數為3。

3.2 裂縫半長優(yōu)化

設定井網排距為200m，壓裂水平井裂縫間距為150m，注采井距為350m，水平段長300m，裂縫半長分別為30，45，60，75，90m，模擬20 a后的采出程度和凈現值，結果見圖6。

圖6 不同裂縫半長時目標值隨注水井裂縫半長的變化

由圖6a可以看出，水平井裂縫半長為30，45，60，75m時，采出程度隨著注水井裂縫半長增長而提高；水平井裂縫半長為90m時，采出程度隨著注水井裂縫半長增長而減小，即水平井裂縫半長越小，采出程度越高。這主要是因為，隨著注水井裂縫半長增長，注入水繞過水平井跟趾部裂縫，中部裂縫受效的能力增強。當水平井裂縫為90m時，注入水無法繞過水平井跟趾部裂縫，注水井裂縫增長反而使生產井含水上升速度加快，采出程度降低；水平井裂縫越短，注入水繞過水平井跟趾部裂縫的能力越強，采出程度越高。

由圖6b可知，無論水平井裂縫半長取何值，凈現值均隨注水井裂縫半長增長而增大；水平井裂縫半長越小，凈現值越高。由于井網密度不變，各方案初期投入成本相差不大，注水井裂縫越長，采出程度越高，而且開發(fā)初期采油速度越高，投資回收能力越強；水平井裂縫越短，采出程度明顯提高，凈現值也就越大。

綜上所述，根據水平井與直井裂縫半長對采出程度和凈現值的影響規(guī)律，當注水井裂縫半長為90m、水平井裂縫半長為30m時，油藏可獲得最大的采出程度和凈現值。因此，確定在排距為200m時，部署方案的注水井裂縫半長為90m，水平井裂縫半長為30m。

3.3 井網排距優(yōu)化

設定壓裂水平井裂縫間距為150m，注采井距為350m，水平段長300m，水平井裂縫半長為30m，井網排距分別為100，200，300，400m，與此相對應的注水井裂縫半長分別為30，35，40，45 m；30，45，60，75，90 m；30，55，80，105，130m；30，70，110，150，190m。模擬20 a后的采出程度和凈現值，結果如圖7所示。

圖7 不同井網排距時目標值隨注水井裂縫半長的變化

由圖7可知：1）采出程度隨排距增大先升后降，排距為200m時最高；隨注水井裂縫半長增長而升高。2）凈現值隨排距增大先升后降，排距為200m時最高；隨注水井裂縫半長增長而升高。其主要原因為：井網排距較小時，生產井含水率上升速度過快，采出程度偏低；隨著井網排距增大，生產井含水率上升速度減慢，但采油速度減小，水驅波及效率降低，故存在最優(yōu)排距。

綜上所述，根據井網排距對采出程度和凈現值的影響規(guī)律，井網排距為200m時，可以獲得最大的采出程度和凈現值，因此，確定部署方案的井網排距應為200m。

3.4 裂縫半長分布優(yōu)化

設定壓裂水平井裂縫間距為150m，注采井距為350m，水平段長300m，井網排距為200m，注水井裂縫半長為90m，水平井跟趾部裂縫半長為30m，中部裂縫半長分別為30，45，60，75，90m，模擬20 a后的采出程度和凈現值，結果如圖8所示。

由圖8可知，隨著中部裂縫增長，采出程度和凈現值均呈升高趨勢。這是因為，水平井中部的長裂縫可以使注入水更容易繞過跟趾部裂縫，并能更好地與注水井裂縫形成驅替系統(tǒng)；中部的長裂縫能夠增大壓裂水平井在低含水區(qū)的產能，降低含水率上升速度。

根據縫長對采出程度和凈現值的影響規(guī)律，當壓裂水平井為紡錘形、跟趾部裂縫半長為30m、中部裂縫半長為90m時，油藏可獲得最大的采出程度和凈現值，并以此作為井網部署方案。

圖8 采出程度和凈現值隨水平井中部裂縫半長變化

4 結論

1）從滿足壓裂水平井產能的角度出發(fā)，分析各產能影響因素的影響規(guī)律，得到壓裂參數合理界限：裂縫半長不小于30m，裂縫間距為150m，裂縫3～7條。

2）以最大采出程度和凈現值為目標，優(yōu)化了平行混合井網，得到最優(yōu)縫網參數：井網井距1 000m，井網排距200m，水平段長300m，裂縫條數3，注水井裂縫半長90m，水平段跟趾部裂縫半長30m，水平段中部裂縫半長90m。

3）壓裂水平井井網優(yōu)化應按照由局部到整體、由主要到次要的順序。即首先保證壓裂水平井單井產能達到生產要求，得到壓裂參數的技術界限；然后優(yōu)化井網參數?？p網參數優(yōu)化過程中應從對開發(fā)效果敏感的參數開始，由主到次進行。

4）在壓裂水平井井網設計時，為使方案獲得較高凈現值，需在滿足較高采出程度的前提下，盡量提高開發(fā)初期的采油速度，加快成本回收。

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（編輯 高學民）

Optim izationmethod of hydraulically fractured horizontalwell pattern in low permeability reservoirs

Zhang Chenshuo,Jiang Hanqiao
(College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

The fractured horizontalwell pattern is an important technique to develop low permeability reservoirs,but some factors includingmultiple parameters of fractures and well pattern,more complicated seepage law and oil-water distributionmade by water flooding and interaction ofsome parametersmake the optimization ofwellpatternmore difficult.Aiming at the problemsencountered in the optimization process of fractures and well patterns of fractured horizontalwells,this paper firstly analyzes the change rule of individualwell productivity influenced by the fracture half-length,interval and numbers,and then optimizes the fractures and well patternsaccording to the sequence frommicrocosm tomacrocosm and frommajor tominor.On the basisof technical limit for fracture parametersconcluded,the influence law andmechanism ofwellspacing,array-spacingofwellpattern,the length ofhorizontalwell,the fracture lengthofhorizontaland injectionwellsand the fracture length distribution ofhorizontalwellarestudied takingaim atrecovery percentage and net present value(NPV),and optimization conclusions are drawn.The study possesses amethod and reference for thedesignoptimizationofpracticalpatternsoffractured horizontalwellprogram.

low permeability oil reservoirs;fractured horizontalwell;numericalsimulation;wellpattern optimization

國家重點基礎研究發(fā)展計劃（973計劃）項目“中國南方海相頁巖氣高效開發(fā)的基礎研究”（2013CB228000）

TE348

A

10.6056/dkyqt201401017

2013-09-03；改回日期：2013-11-20。

張晨朔，男，1988年生，在讀碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)研究。E-mail：zcs1988huk@163.com。

張晨朔，姜漢橋.低滲透油藏壓裂水平井井網優(yōu)化方法研究［J］.斷塊油氣田，2014，21（1）：69-73.

Zhang Chenshuo，Jiang Hanqiao.Optimization method of hydraulically fractured horizontal well pattern in low permeability reservoirs［J］.

Fault-Block Oil&Gas Field，2014，21（1）：69-73.