路　巖，崔茂蕾

(1.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100034 2. 中國石化石油勘探開發(fā)研究院)

大慶長垣西部特低滲油藏壓裂水平井注水開發(fā)效果評價新方法

路巖1，崔茂蕾2

(1.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100034 2. 中國石化石油勘探開發(fā)研究院)

摘要：大慶長垣西部特低滲透油藏流體滲流阻力大，天然能量不足，開發(fā)效果較差，采用壓裂水平井注水可緩解這一開發(fā)矛盾。針對反九點(diǎn)水平井-直井聯(lián)合井網(wǎng)，采用特低滲透非線性滲流數(shù)值模擬新方法，分析評價壓裂水平井注水開發(fā)效果。與傳統(tǒng)方法相比，該方法將模擬結(jié)果與室內(nèi)巖心非線性滲流實驗數(shù)據(jù)相結(jié)合，把油藏劃分為擬線性滲流區(qū)、非線性滲流區(qū)和死油區(qū)，評價更直觀可靠。研究結(jié)果表明，與不壓裂水平井注水相比，壓裂水平井可進(jìn)一步提高注水能力，有效補(bǔ)充地層能量，油井采液能力強(qiáng)、含水率低，注采井間建立起有效的驅(qū)動壓力系統(tǒng)。

關(guān)鍵詞：特低滲透油藏；非線性滲流；數(shù)值模擬；聯(lián)合井網(wǎng)；水平井注水

近年來，國內(nèi)學(xué)者加大了對壓裂水平井的研究[1-4]，壓裂水平井在低滲透油田開發(fā)方面得到較快的發(fā)展，大慶、長慶等特低滲透油藏得到了有效的開發(fā)。然而對于天然能量不足、能量補(bǔ)充效果較差的特低滲透油藏來說，壓裂水平井投產(chǎn)一段時間后產(chǎn)量遞減較快，開發(fā)效果并不理想，由此提出了采用水平井注水的方式開發(fā)。壓裂水平井注水開發(fā)技術(shù)在國外發(fā)展較早[5-6]，相關(guān)研究較少，只有少數(shù)文獻(xiàn)提及[7-11]，但均未考慮特低滲透油藏所特有的非線性滲流規(guī)律。為了豐富這方面的研究內(nèi)容，滿足油田實際需要，本文針對大慶長垣西部某特低滲透油藏，開展壓裂水平井注水開發(fā)效果研究。研究區(qū)塊油層較薄，直井注水效果較差，原油地層黏度小，適合水平井注水開發(fā)。本文采用自主研發(fā)的特低滲透油藏非線性滲流數(shù)值模擬軟件，建立水平井-直井聯(lián)合井組模型，對比三個不同壓裂水平井注水開發(fā)特征及滲流場分布，評價壓裂水平井注水開發(fā)效果。

1特低滲油藏滲流特征

中國石油廊坊分院滲流所經(jīng)過近十多年的研究，提出了特低滲透油藏流體的流動遵循非線性滲流規(guī)律[12-15]，滲流曲線呈下凹的特征，如圖1所示。A點(diǎn)表示的是最大半徑毛管的啟動壓力梯度，C點(diǎn)對應(yīng)的是平均半徑毛管啟動壓力梯度，B點(diǎn)是最小半徑擬啟動壓力梯度。D是滲流由非線性滲流到擬線性滲流的過渡點(diǎn)，直線DE對應(yīng)的滲流過程為擬線性滲流，曲線AD對應(yīng)的滲流過程為非線性滲流。當(dāng)油藏中的壓力梯度小于真實啟動壓力梯度時，區(qū)域為死油區(qū)，流體不能流動；油藏中的壓力梯度大于真實啟動壓力梯度而小于最小半徑啟動壓力梯度的區(qū)域，稱為非線性區(qū)；油藏中的壓力梯度大于最小半徑啟動壓力梯度的區(qū)域，稱為擬線性滲流區(qū)。

圖1　特低滲透油藏流體非線性滲流曲線

基于以上滲流特征，提出了數(shù)學(xué)表達(dá)式：

式中：v——流度，m/s； K(Δp)——滲透率，隨著壓力梯度的變化而變化，10-3μm2；δi——啟動壓力梯度，MPa/m；Δp——壓力梯度，MPa/m。

將此式作為運(yùn)動方程，編制成特低滲透油藏非線性數(shù)值模擬軟件。與常規(guī)數(shù)值模擬軟件相比，該軟件考慮了特低滲透油藏所特有的非線性滲流規(guī)律，對壓裂水平井滲流場分布的研究更具有實際意義。

通過巖心非線性滲流實驗測得區(qū)塊的真實啟動壓力梯度為0.02MPa/m，擬啟動壓力梯度為0.08MPa/m。

2模型的建立

應(yīng)用上述軟件，根據(jù)大慶長垣西部某特低滲透油藏地質(zhì)參數(shù)建立一個井組的概念模型。模型儲層為各向同性，滲透率為1.0×10-3μm2，儲層有效厚度為3m，平均孔隙度為10.4%，地下原油黏度為1.45mPa·s，水黏度為0.4mPa·s，原油體積系數(shù)為1.24，油層頂深1 550m。區(qū)塊采用300m×200m反九點(diǎn)水平井-直井聯(lián)合井網(wǎng)形式，水平井長度為500m。在壓裂裂縫總長度和裂縫條數(shù)相同的條件下，設(shè)計等縫長壓裂水平井和啞鈴型壓裂水平井，并與不壓裂水平井進(jìn)行方案對比(圖2)。模擬時間為10年，油水井井底流壓分別恒定為5MPa和28MPa。

圖2　不同壓裂方式水平井-直井聯(lián)合井網(wǎng)

3開發(fā)效果分析

3.1生產(chǎn)特征分析

圖3～圖6給出了三種方案模擬的生產(chǎn)動態(tài)特征曲線。對比三種方案，在相同注采條件下，初期產(chǎn)能略有不同，啞鈴型壓裂水平井注水時的產(chǎn)能最高，不壓裂水平井注水方案產(chǎn)能最低；開發(fā)中后期兩種壓裂水平井注水方案的產(chǎn)能較高，且二者相差不大。從注水量可以看出，不壓裂水平井注入能力最差，啞鈴型注入能力最強(qiáng)。而在相同產(chǎn)油量條件下，不壓裂水平井注水時含水率最低，等縫長時的含水率最高。不壓裂水平井注水量低，地層壓力保持程度也較低，相比之下啞鈴型壓裂水平井壓力保持程度最好，且含水率不高。

圖3　日產(chǎn)油量隨時間的變化曲線

圖4　日注水量隨時間的變化曲線

圖5　含水率與累計產(chǎn)油量的關(guān)系曲線

3.2滲流場分布特征

圖7給出了三種方案模擬生產(chǎn)10年的流場分布。由圖可知，壓裂水平井注水的增壓范圍較大，地層壓力普遍較高。在水平井水平段附近的壓力梯度不高，說明水平井注水能力較強(qiáng)。根據(jù)巖心非線性滲流測試結(jié)果，在水平井與生產(chǎn)井排之間形成了擬線性滲流區(qū)(啟動壓力梯度大于0.08MPa/m的紅色區(qū)域)。與不壓裂水平井注水不同的是，當(dāng)水平井壓裂注水時，在水平井裂縫之間形成了死油區(qū)(啟動壓力梯度小于0.02MPa/m的藍(lán)色區(qū)域)，而且等縫分布時的死油區(qū)大于啞鈴型分布的方案。這是因為水平井裂縫附近壓力較高，裂縫之間形成了高壓區(qū)，形成的壓力梯度小，尤其在水平井指端壓力梯度甚至小于真實啟動壓力梯度，從而產(chǎn)生了不流動區(qū)。

圖6　地層壓力與累計注水量的關(guān)系曲線

由含油飽和度分布圖可知：水平井不壓裂注水時，水驅(qū)前緣向生產(chǎn)井推進(jìn)均勻，在水平井井筒附近沒有死油區(qū)的形成，整體井區(qū)波及范圍較大。

根據(jù)對壓力梯度模擬結(jié)果的統(tǒng)計，結(jié)合非線性滲流測試結(jié)果得到不同滲流區(qū)域死油區(qū)的比例，由表1可知，從動用程度角度來講，不壓裂水平井注水時的死油區(qū)所占比例最小，僅為3.81%；啞鈴型壓裂水平井次之，而等縫壓裂水平井注水時的死油區(qū)所占比例最大，達(dá)到7.71%，動用程度相對較差。從采油速度角度來講，壓裂水平井的注入能力強(qiáng)，能量補(bǔ)充好，在水驅(qū)波及區(qū)域內(nèi)采出程度高。對于注水困難的特低滲透薄油層，采用壓裂水平井注水的方式能夠較好地補(bǔ)充地層能量，啞鈴型的注水方式要好于等縫型?？紤]到壓裂水平井裂縫間死油區(qū)原油的開采，建議壓裂水平井投產(chǎn)一段時間再實施注水開發(fā)。

表1　井網(wǎng)區(qū)域劃分比例

4結(jié)論

(1)壓裂水平井能夠提高注水能力，有效補(bǔ)充地層能量，提高油井采液能力，降低含水率，使注采井間建立起了有效的驅(qū)動壓力系統(tǒng)。

(2)在相同總裂縫長度條件下，啞鈴型壓裂水平井注水開發(fā)的死油區(qū)比例小于等縫型注水開發(fā)，含水上升慢，累積采油量高，整體開發(fā)效果較好。

(3)對于注水困難的特低滲透薄油層，采用壓裂水平井注水的方式能夠較好地補(bǔ)充地層能量?？紤]到壓裂水平井裂縫間死油區(qū)原油的開采，建議壓裂水平井投產(chǎn)一段時間再實施注水開發(fā)為宜。

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編輯：李金華

文章編號：1673-8217(2016)02-0106-04

收稿日期：2015-09-30

作者簡介：路巖，工程師，碩士，1983年生，2006年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)工作。

基金項目：國家油氣重大專項“特低滲透油藏有效開發(fā)技術(shù)”(2011ZX05013-005)資助。

中圖分類號：TE348

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A