林　飛， 歐陽傳湘， 胡　兵， 趙春燕

(1.長江大學(xué) 石油工程學(xué)院, 湖北 武漢 430100；2.長江大學(xué) 地球物理與石油資源學(xué)院, 湖北 武漢 430100)

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菱形反九點井網(wǎng)裂縫參數(shù)研究

林飛1， 歐陽傳湘1， 胡兵1， 趙春燕2

(1.長江大學(xué) 石油工程學(xué)院, 湖北 武漢 430100；2.長江大學(xué) 地球物理與石油資源學(xué)院, 湖北 武漢 430100)

新疆油田瑪18井區(qū)屬于低孔特低滲油藏，壓力敏感中等偏強，需采取壓裂方式進(jìn)行開采。在充分考慮研究區(qū)塊啟動壓力梯度及壓敏效應(yīng)的基礎(chǔ)上，應(yīng)用Eclipse軟件建立菱形反九點井網(wǎng)模型模擬壓裂效果。考慮到邊井、角井、中心井在滲流場中的位置差異，進(jìn)行不等縫長壓裂效果模擬，得到最佳的裂縫參數(shù)組合形式；利用FracproPT模擬區(qū)塊的壓裂效果，得到裂縫參數(shù)與壓裂參數(shù)的回歸關(guān)系，從而得出最佳的施工方案。

正交設(shè)計；低滲透油藏；不等縫長；數(shù)值模擬；回歸關(guān)系

瑪18井區(qū)目的層位于三疊系百口泉組，自上而下分為百一段、百二段、百三段，整體分布較穩(wěn)定，平均地層厚度138.0 m，百一段厚度平均46.0 m，百二段厚度平均47.0 m，油層孔隙度平均10.69%，油層滲透率平均8.38 mD，屬于低孔特低滲油藏，應(yīng)力敏感程度中等偏強。為了更有效的開發(fā)該低滲透油藏，必須實施壓裂改造，而壓裂井裂縫參數(shù)是決定壓裂效果最主要的因素。優(yōu)選壓裂參數(shù)和最佳壓裂參數(shù)下的施工方案，可以提高效益、節(jié)約成本。本文以新疆油田瑪18井區(qū)菱形反九點井網(wǎng)為例[1]，結(jié)合該區(qū)塊的地質(zhì)特征，采用數(shù)值模擬方法，在充分考慮啟動壓力梯度及應(yīng)力敏感等因素影響的基礎(chǔ)上[2]，模擬計算不同裂縫參數(shù)組合下的采出程度，并優(yōu)選出最佳的方案；再利用FracproPT模擬區(qū)塊的壓裂效果，得到壓裂效果與壓裂參數(shù)的回歸關(guān)系[3]，從而指導(dǎo)最佳方案的施工。研究綜合運用數(shù)值模擬軟件和FracproPT壓裂軟件建立新區(qū)塊最佳壓裂參數(shù)和施工參數(shù)之間的關(guān)系[4]，能夠更好的指導(dǎo)新疆油田瑪18井區(qū)的開發(fā)。

1　裂縫參數(shù)優(yōu)選

1.1模型的建立

1.1.1啟動壓力梯度處理方法啟動壓力梯度增大了注采系統(tǒng)間的能量損失[5]，使得低滲透油藏的滲流特征并不符合達(dá)西定律[6]。注采壓差隨生產(chǎn)時間變化關(guān)系如圖1所示，考慮啟動壓力梯度的注采壓差明顯大于不考慮啟動壓力梯度時的注采壓差，并且儲層滲透率越低，啟動壓力梯度越大，注采壓差也就越大。因此，在數(shù)值模擬的過程中，不能忽視啟動壓力梯度對最終結(jié)果的影響。

圖1　注采壓差隨生產(chǎn)時間變化關(guān)系曲線

Fig.1Relationship curve with injection-production pressure drawdown and time

研究區(qū)塊啟動壓力梯度的經(jīng)驗公式如式(1)所示：

(1)

式中，λ為啟動壓力梯度，MPa/m；k為地層平均滲透率，10-3μm2。

對于油藏壓裂改造后，計算技術(shù)極限注采排距公式如式(2)所示：

(2)

式中，ph-pw為注采井間壓差，MPa；R為供給半徑，cm；rw為油井半徑，cm。

為了使兩個區(qū)域間的流體在達(dá)到一定門限壓力后才能流動，在數(shù)值模擬過程中使用了關(guān)鍵詞Threshold Pressure。利用公式(1)、(2)，結(jié)合油藏相關(guān)參數(shù)，得到研究區(qū)塊的啟動壓力梯度為0.019 MPa/m。再根據(jù)不同分區(qū)間的高度差，對分區(qū)間的閾壓進(jìn)行設(shè)置。

1.1.2應(yīng)力敏感性處理方法應(yīng)力敏感性是指儲層巖石的滲透率等物性隨著應(yīng)力變化而變化的性質(zhì)[7]。根據(jù)井區(qū)的覆壓孔滲資料，臨界壓力點為13.74 MPa，相對滲透率的損失率為20%～30%，變化幅度較大，再加上儲層富含微裂縫，介質(zhì)容易產(chǎn)生變形，使得應(yīng)力敏感性更加嚴(yán)重。對于角點網(wǎng)格來說，在相鄰兩個網(wǎng)格接觸面積不變的情況下，可以通過修改 ROCKTAB關(guān)鍵詞中的傳導(dǎo)率來實現(xiàn)滲透率的變化。

1.1.3網(wǎng)格模型模擬區(qū)域菱形反九點井網(wǎng)的網(wǎng)格步長為DX=DY=30 m，DZ為各小層實際厚度，維數(shù)為55×31×6，如圖2所示。注水開發(fā)時考慮到邊井、角井、中心井在滲流場中的位置差異[8]，進(jìn)行不等縫長的優(yōu)選，裂縫模擬均采用局部網(wǎng)格加密的方式。

圖2菱形反九點井網(wǎng)示意圖

Fig.2Sketch map of diamond shaped inverted nine spot pattern

1.2裂縫參數(shù)的優(yōu)選

1.2.1導(dǎo)流能力的優(yōu)選導(dǎo)流能力反映了流體在裂縫中的流動能力，對一個特定地質(zhì)特征的油藏，其最佳導(dǎo)流能力是特定的，受其他因素的影響小。本次模擬固定裂縫半長為50 m，只考慮裂縫導(dǎo)流能力單一因素對開發(fā)效果的影響[9]?，F(xiàn)場施工資料顯示已有井的裂縫導(dǎo)流能力在20 μm2·cm左右，且對采收率的影響程度較小，本次模擬以5 μm2·cm為梯度，共設(shè)5個水平，模擬方案與結(jié)果如表1所示。

表1　不同導(dǎo)流能力下的采收率

模擬的數(shù)據(jù)顯示，隨著導(dǎo)流能力的增加，采收率逐漸增加；當(dāng)導(dǎo)流能力超過20 μm2·cm后，采收率增幅僅為0.13%，效果較差。綜合考慮采收率與施工的經(jīng)濟成本，推薦最佳裂縫導(dǎo)流能力為20 μm2·cm。

1.2.2裂縫長度的優(yōu)選考慮邊井、角井、中心井在滲流場中的位置差異，在注水開發(fā)方式下進(jìn)行不等縫長壓裂參數(shù)優(yōu)選[10]，為了全面、快速的找到最佳方案，模擬采用SPSS軟件進(jìn)行正交設(shè)計。由于現(xiàn)場油井多采用等縫長壓裂，且裂縫半長在120～180 m，因此，模擬過程中角井、邊井、中心井的裂縫半長分別設(shè)計了50、100、150、200、250 m 5個水平，標(biāo)號為1、2、3、4、5。裂縫的導(dǎo)流能力定為20 μm2·cm。采用極差分析法確定效果最佳的方案，結(jié)果如表2所示。

表2　不等縫長下的采收率和極差分析的結(jié)果

研究認(rèn)為水驅(qū)波及面積隨著裂縫半長的增大而增大，采出程度也相應(yīng)增大；但由于邊井、中心井在滲流場中位置的不同，當(dāng)裂縫半長過大時，注入水最先波及到邊井，打破原有的滲流平衡，導(dǎo)致大多數(shù)注入水流向邊井，整體驅(qū)替效果變差[11-12]，采出程度降低。因此，推薦最佳的裂縫半長組合形式為：角井200 m，邊井100 m，中心井100 m。將最佳的裂縫組合形式應(yīng)用于新井的現(xiàn)場施工過程中，并進(jìn)行試采工作，效果顯著，采收率提高了5%左右。

2　壓裂施工參數(shù)優(yōu)選

水力壓裂是低滲透油氣藏增產(chǎn)增注的主要措施，而影響水力壓裂效果的因素主要包括地質(zhì)因素及工程因素。采用FracproPT軟件[13]，結(jié)合瑪18井區(qū)的地質(zhì)特征建立壓裂模型，研究工程因素對壓裂效果的影響。研究可知，裂縫導(dǎo)流能力及支撐縫長度是評價壓裂效果的主要指標(biāo)，支撐縫長主要受壓裂規(guī)模的影響，包括前置液、攜砂液、頂替液的體積，而裂縫導(dǎo)流能力主要受支撐劑濃度的影響。

2.1支撐縫長度與壓裂液

為了簡單、合理、科學(xué)的設(shè)計方案，用SPSS軟件進(jìn)行正交方案設(shè)計[14]，模擬篩選出最佳的壓裂參數(shù)。在模擬支撐縫長度時，前置液設(shè)計5個水平(10、20、30、40、50 m3)，攜砂液設(shè)計5個水平(30、60、90、120、150 m3)，頂替液設(shè)計5個水平(10、20、30、40、50 m3)，各個水平分別用數(shù)字1、2、3、4、5進(jìn)行標(biāo)號，設(shè)計的方案及結(jié)果如表3所示。

表3　不同壓裂規(guī)模下的支撐縫長度和極差分析結(jié)果

續(xù)表3

對設(shè)計的方案及模擬的結(jié)果進(jìn)行極差分析[15]，發(fā)現(xiàn)當(dāng)前置液、攜砂液、頂替液的體積比為1∶3∶1時，壓裂改造的支撐縫長度最佳。假設(shè)支撐縫長度為Y，攜砂液的用量為X，用SPSS軟件進(jìn)行線性回歸得到：Y=1.085 7X-38.49。對其進(jìn)行顯著性檢驗可知攜砂液體積對支撐縫長影響顯著，回歸系數(shù)R2=0.964 9，有96.49%模擬結(jié)果能夠得到解釋。

結(jié)合數(shù)模模擬的最佳裂縫半長，用FracproPT模擬得到的回歸關(guān)系來指導(dǎo)壓裂施工，得到的最佳施工方案如表4所示。

2.2裂縫導(dǎo)流能力與支撐劑質(zhì)量濃度

經(jīng)過模擬實驗及理論研究可知，裂縫導(dǎo)流能力主要受支撐劑濃度的影響，受其他壓裂參數(shù)的影響甚小，因此，研究過程中僅考慮支撐劑濃度單一因素的影響，模擬的方案及結(jié)果如表5所示。

表4　最佳壓裂參數(shù)下的施工方案

表5　不同支撐劑質(zhì)量濃度下的裂縫導(dǎo)流能力

支撐劑的質(zhì)量濃度用X表示，裂縫導(dǎo)流能力用Y表示，經(jīng)過線性回歸得到兩者之間的關(guān)系：Y=0.193 82X-3.312，對其進(jìn)行顯著性檢驗知道支撐劑濃度對裂縫導(dǎo)流能力影響顯著，其回歸系數(shù)R2=0.999 7，有99.97%模擬結(jié)果能夠得到解釋。數(shù)值模擬出來的最佳導(dǎo)流能力為20 μm2·cm，用FracproPT模擬得到的回歸關(guān)系來指導(dǎo)壓裂施工，得到的最佳支撐劑質(zhì)量濃度為120.3 kg/m3。

3　結(jié)論

(1) 采用正交設(shè)計法優(yōu)選出最佳的裂縫參數(shù)為：角井200 m，邊井100 m，中心井100 m，導(dǎo)流能力20 μm2·cm，現(xiàn)場實際應(yīng)用效果顯著，采收率提高5%左右。

(2) 建立研究區(qū)塊的壓裂模型，并用極差分析及線性回歸法得到與最佳裂縫參數(shù)相對應(yīng)的前置液、攜砂液、頂替液的體積比為1∶3∶1，支撐劑質(zhì)量濃度為120.3 kg/m3。

(3) 研究建立了最佳的裂縫參數(shù)、采出程度與施工參數(shù)三者的關(guān)系，能夠更加直接地指導(dǎo)最佳壓裂方案的現(xiàn)場施工。

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(編輯王亞新)

Fracture Parameters of Diamond Shaped Inverted Nine-Spot Pattern

Lin Fei1， Ouyang Chuanxiang1， Hu Bing1， Zhao Chunyan2

(1.PetroleumEngineering，YangtzeUniversity,WuhanHubei430100，China；2.GeophysicsandPetroleumResources，YangtzeUniversity,WuhanHubei430100，China)

The MA18 block of Xinjiang oil field belongs to low-permeability reservoir, whose pressure sensibility is medium to strong. Fracture is adopted to develop this block. The effect of fracture was simulated by diamond-shaped inversed 9 point pattern using Eclipse. The threshold pressure gradient and the voltage-sensitive effect were taken into consideration in this pattern. Considering the position diversity of edge well，corner well and central well in the field of seepage flow， the different length of fracture was simulated In this way, the optimum parameters of the fracture were obtained. Finally, the regression relation of the fracturing effect and the fracture parameters acquired by the simulation of FracproPT were got which could guide the construction of optimal project efficiently.

Orthogonal design; Low permeability reservoir; Unequal fracture length; Numerical simulation; Regression relation

1006-396X(2016)04-0038-05投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-11-12

2015-12-16

林飛(1990-)，男，碩士研究生，從事油氣田開發(fā)、油藏數(shù)值模擬研究；E-mail:324389610@qq.com。

歐陽傳湘(1963-)，男，博士，教授，從事油氣開發(fā)油藏數(shù)值模擬研究；E-mail:18586767@qq.com。

TE312

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.008