徐慶巖，朱大偉，凌浩川，高天放，王學(xué)武

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;2.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所，河北廊坊 065007;3.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊 065007)

利用壓裂水平井開發(fā)特低滲透油藏已逐漸成為提高儲量控制程度和改善油田開發(fā)效果的重要手段，在我國很多油田開始得到普遍應(yīng)用［1］。壓裂水平井的參數(shù)優(yōu)選是水平井開發(fā)設(shè)計的重要研究內(nèi)容，是水平井技術(shù)論證的重要依據(jù)。特低滲透油藏孔隙度和滲透率低，孔喉細小，微觀結(jié)構(gòu)復(fù)雜，流體滲流具有非線性滲流特征，在壓裂水平井參數(shù)優(yōu)選中有必要考慮非線性滲流的影響。影響壓裂水平井開發(fā)效果的參數(shù)很多，主要包括水平井長度、裂縫形態(tài)、裂縫條數(shù)、裂縫長度和裂縫導(dǎo)流能力。前人在進行參數(shù)優(yōu)選時［2～8］，普遍未考慮特低滲透油藏的非線性滲流特征，且僅分析每種參數(shù)對開發(fā)效果的影響，對各參數(shù)的敏感性強弱研究較少。本文利用特低滲非線性滲流數(shù)值模擬軟件對壓裂水平井衰竭開采的參數(shù)進行優(yōu)選，并分析了裂縫條數(shù)、裂縫長度和裂縫導(dǎo)流能力等對開發(fā)效果的敏感性。

1 基本模型的建立

所謂衰竭開采，即采用天然能量開發(fā)，不采用注水或注氣等方式補充能量。為了對壓裂水平井衰竭開采的產(chǎn)能及影響因素進行系統(tǒng)的研究，本文利用非線性滲流數(shù)值模擬軟件［9～11］，考慮特低滲透油藏的非線性滲流特征，通過建立數(shù)模模型，進行壓裂參數(shù)最優(yōu)化及參數(shù)敏感性分析。以長慶油田某一具體典型區(qū)塊為研究對象，在確定了水平段的層位及延伸方向以后，優(yōu)化壓裂水平井的各項主要參數(shù)，包括:水平井長度、裂縫形態(tài)、裂縫條數(shù)、裂縫長度、裂縫導(dǎo)流能力。

數(shù)模模型的各項參數(shù)和壓裂水平井的各項參數(shù)選取如表1所示 (參數(shù)選自長慶油田元284區(qū)塊，在具體優(yōu)化某參數(shù)時，會改變其中某一參數(shù)的數(shù)值)?？紤]到模型計算結(jié)果的收斂性和準(zhǔn)確性，網(wǎng)格步長和時間步長不宜過大，模型采用塊中心網(wǎng)格，人工水力壓裂裂縫采用局部網(wǎng)格加密的方法實現(xiàn)。模擬計算的時間步長一般為30天，模擬時間一般為10年。

表1 地質(zhì)模型主要參數(shù)表Table.1 Default parameters of geological model

續(xù)表

2 參數(shù)優(yōu)選及敏感性分析

2.1 水平井長度優(yōu)化

水平井井筒內(nèi)的流體流動與直井有著明顯的差別，水平井水平段的流動為變質(zhì)量流動，需要考慮井筒摩阻效應(yīng)對水平井產(chǎn)能的影響。軟件內(nèi)嵌多段井模型，將井筒分為不同的段，每段都可以有不同的流體壓力和流量。為了研究壓裂水平井衰竭開采時水平段長度最優(yōu)化的問題，考慮水平井筒內(nèi)部的壓力損失，即沿水平井筒的摩擦阻力不可忽略，模型參數(shù)及裂縫設(shè)計見表1。設(shè)計水平井長度分別為500m、600m、700m、800m、900m、1000m，利用非線性滲流數(shù)值模擬軟件，分別建立地質(zhì)模型，并對比各模型的采出程度 (圖1)。

圖1 不同水平井長度不同時間采出程度對比曲線圖(考慮井筒摩阻)Fig.1 Recovery efficiency contrast curve of different length of horizontal well

由圖1可以看出，考慮水平井筒摩阻，采出程度曲線與水平井長度的關(guān)系并不是線性關(guān)系，而是呈向下彎曲的曲線。而由圖2可以看出，不考慮井筒摩阻，采出程度曲線與水平井長度的關(guān)系是線性關(guān)系?？紤]井筒摩阻，隨著水平井長度的增加，儲層的采出程度逐漸增加，但增幅逐漸變緩，其中800m是拐點，當(dāng)水平井長度達到800m時，產(chǎn)量增速明顯變小，且水平井長度增加，成本也會相應(yīng)增加。因此，優(yōu)選水平井長度800m為最佳長度。

圖2 不同水平井長度不同時間采出程度對比曲線圖(不考慮井筒摩阻)Fig.2 Recovery efficiency contrast curve of different length of horizontal well

2.2 裂縫形態(tài)優(yōu)化

不同水力裂縫形態(tài)直接影響水平井壓裂后的產(chǎn)能，水平井人工裂縫一般有3種形態(tài):橫向縫、縱向縫和水平縫 (圖3)。橫向縫是指裂縫面與水平井筒相垂直的裂縫，縱向縫是裂縫面平行水平井筒方向的裂縫，水平縫是裂縫面沿水平方向延伸的裂縫 (這種裂縫實際情況很少見)。當(dāng)水平井筒軸線與最大主應(yīng)力方向垂直時產(chǎn)生橫向裂縫，當(dāng)水平井筒軸線與最大主應(yīng)力方向平行且展布方向為垂向時產(chǎn)生縱向裂縫，當(dāng)水平井筒軸線與最大主應(yīng)力方向平行且展布方向為平面時產(chǎn)生水平裂縫。

圖3 水平井水力裂縫不同裂縫形態(tài)圖Fig.3 Different hydraulic fracture morphology of horizontal well

本文對比了不同滲透率級別下，水平井壓裂縱向縫和橫向縫 (以壓開4條裂縫為例)的開發(fā)效果。由圖4可知，水平井壓開橫向縫的開發(fā)效果明顯要好于縱向縫，且滲透率越低差異越明顯。

同時從壓力場的對比圖(圖5)中可以看出，水平井壓裂橫向縫的壓力衰竭影響范圍更大，泄油面積也更大，反映出對地層能量的利用率更高。綜合橫向縫和縱向縫的產(chǎn)油和壓力場對比，水平井壓裂橫向縫開發(fā)效果要好于縱向縫。

圖4 油藏水平井壓裂橫向縫與縱向縫累計產(chǎn)油量對比圖Fig.4 Cumulative oil contrast curve between transverse fractures and longitudinal fracture

圖5 水平井壓裂縱向縫和橫向縫的壓力場對比圖Fig.5 Pressure field of horizontal well with longitudinal fracture and transverse fractures

2.3 裂縫條數(shù)優(yōu)化

當(dāng)水平井套管完井時，人工壓裂裂縫是連通油藏與井筒的唯一通道，因此，裂縫條數(shù)是制約油井產(chǎn)能的重要因素。為了研究裂縫條數(shù)對開發(fā)效果影響，模型方案設(shè)計不同了裂縫條數(shù) (1條、2條、3條、4條、5條、6條、7條、8條、9條)，模型其他參數(shù)見表1(固定裂縫長度和裂縫導(dǎo)流能力等參數(shù))。裂縫間采用等距分布的方式，模擬不同裂縫條數(shù)時的生產(chǎn)情況，分析不同裂縫條數(shù)對累計產(chǎn)油量的影響，進行水平井合理裂縫條數(shù)的優(yōu)選 (圖6)。

由圖6可知，隨著裂縫條數(shù)的增加，壓裂水平井的累計產(chǎn)油量量總體上逐漸增加;但隨著裂縫條數(shù)的增加，累計產(chǎn)油量增幅逐漸減小。這是因為隨著裂縫條數(shù)的增加，裂縫間的距離變得更近，相互間的干擾加重，使每條裂縫的產(chǎn)量減小，因而使得壓裂水平井的累計產(chǎn)油量增幅變緩。當(dāng)裂縫條數(shù)較多時，會增加壓裂工藝的難度和經(jīng)濟成本，因此對于具體的油藏存在最佳的裂縫條數(shù)。本區(qū)塊優(yōu)選最佳裂縫條數(shù)為6條。對于壓裂水平井，若裂縫是等間距分布，當(dāng)最佳的裂縫條數(shù)確定后，最佳的裂縫間距也就確定了，因此本區(qū)最佳的裂縫間距在100m左右。

圖6 不同裂縫條數(shù)的累計產(chǎn)油量對比圖Fig.6 Cumulative oil contrast curve of different fracture number

2.4 裂縫長度優(yōu)化

裂縫長度也是影響壓裂水平井產(chǎn)能的一個重要因素。為了研究裂縫長度對壓裂水平井產(chǎn)能的影響，設(shè)計了不同裂縫長度 (50m、100m、150m、200m)，模型其他參數(shù)選用表1中參數(shù)，建立不同裂縫長度下的模型，分析不同裂縫長度對水平井累計產(chǎn)油量的影響，并進行合理裂縫長度的優(yōu)選(圖7)。

圖7 不同裂縫長度的累計產(chǎn)油量對比圖Fig.7 Cumulative oil contrast curve of different fracture length

模擬結(jié)果表明 (圖7)，壓裂水平井累計產(chǎn)量并不是隨著裂縫長度的增加而線性增大;對于具體的油藏，儲層滲透率、水平井長度、裂縫導(dǎo)流能力和裂縫條數(shù)一定時，存在一個相對最佳的裂縫長度值，本例優(yōu)選最佳裂縫長度為150m。

2.5 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

裂縫導(dǎo)流能力對于壓裂水平井產(chǎn)能也有影響。但是，對于某一具體油藏，裂縫導(dǎo)流能力并不是越大越好.當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力越大時，需要的壓裂工藝難度更高，相應(yīng)成本也越高。當(dāng)儲層滲透率、水平井長度、裂縫條數(shù)和裂縫長度確定時，存在一個相對最佳的裂縫導(dǎo)流能力值 (圖8)。

圖8 不同裂縫導(dǎo)流能力的累計產(chǎn)油量對比圖Fig.8 Cumulative oil contrast curve of different fracture conductivity

模擬結(jié)果表明 (圖8)，隨著裂縫導(dǎo)流能力的增加，壓裂水平井累計產(chǎn)油量增加;但裂縫導(dǎo)流能力增加到一定值時，累計產(chǎn)油量增幅逐漸變緩，優(yōu)選最佳裂縫導(dǎo)流能力為30D·cm。

2.6 參數(shù)敏感性分析

上述一系列水平井壓裂參數(shù)優(yōu)選是在固定滲透率級別、水平井長度的條件下進行的;但實際上，當(dāng)儲層滲透率、水平井長度發(fā)生改變時，水平井壓裂參數(shù)最佳值也會發(fā)生改變，且裂縫各參數(shù)的敏感性并不一樣。

2.6.1 滲透率對參數(shù)優(yōu)化的影響

為了研究滲透率級別對壓裂參數(shù)優(yōu)化的影響，以及各參數(shù)對于滲透率改變的敏感性，設(shè)置了0.3mD、0.5mD、1mD、3mD、10mD這 5個滲透率級別。在各滲透率級別下，通過建立一系列模型進行優(yōu)選，前面所述的各參數(shù) (裂縫條數(shù)、裂縫長度、裂縫導(dǎo)流能力)最優(yōu)值如表2所示。

表2 不同滲透率級別下各參數(shù)最優(yōu)值表Table.2 Optimal value parameter values under different permeability levels

由表2可知，隨著滲透率的增加，壓裂水平井的最佳裂縫條數(shù)逐漸減少，最佳裂縫長度也呈現(xiàn)減小的趨勢，最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力則沒有變化?？梢姡瑢τ跐B透率級別的改變，最為敏感的是裂縫條數(shù)，其次是裂縫長度，裂縫導(dǎo)流能力最為不敏感。

2.6.2 水平井長度對參數(shù)優(yōu)化的影響

為了研究水平井長度對壓裂參數(shù)優(yōu)化的影響，以及各參數(shù)對于水平井長度改變的敏感性，設(shè)計了400m、500m、600m、700m、800m 5個水平井長度級別。在各水平井長度級別下各參數(shù)最優(yōu)值見表3。

表3 不同水平井長度下各參數(shù)最優(yōu)值Table.3 Optimal value parameter values under different horizontal well length

隨著水平井長度的增加，壓裂水平井的最佳裂縫條數(shù)逐漸增加，最優(yōu)裂縫長度呈現(xiàn)減小的趨勢，最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力則基本沒有變化?？梢?，對于水平井長度的改變，最為敏感的是裂縫條數(shù)，其次是裂縫長度，裂縫導(dǎo)流能力最為不敏感。

3 結(jié) 論

(1)利用特低滲透油藏非線性滲流數(shù)值模擬軟件，對壓裂水平井衰竭開采的水平井長度和壓裂裂縫的裂縫形態(tài)、裂縫條數(shù)、裂縫長度、裂縫導(dǎo)流能力進行了優(yōu)化。

(2)當(dāng)固定水平井長度和滲透率級別，通過控制變量法進行研究可以發(fā)現(xiàn)，壓裂水平井衰竭開采具有最優(yōu)的裂縫條數(shù)、裂縫長度和裂縫導(dǎo)流能力。

(3)通過不同滲透率級別和水平井長度下的裂縫參數(shù)優(yōu)選可知，對于壓裂水平井衰竭開采開發(fā)效果，最為敏感的是裂縫條數(shù)，其次是裂縫長度，裂縫導(dǎo)流能力最為不敏感。

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