趙紅兵

油氣田開發(fā)

致密油藏水平井體積壓裂產(chǎn)能影響因素及預測方法

趙紅兵

（西安石油大學， 陜西 西安 710065）

致密油是指其覆壓基質(zhì)滲透率≯0.1 mD的砂巖、灰?guī)r等儲集油層。與常規(guī)油氣相比，致密油的儲層相對常規(guī)油氣更致密，資源豐度也遠遠低于常規(guī)油氣，但致密油藏含油氣面積一般遠大于常規(guī)油氣，并且其“甜點區(qū)”常在部分區(qū)域集中分布，圈閉對致密油藏控制相對較弱。在常規(guī)壓裂改造技術條下，單井的試油試采產(chǎn)量極低，且面臨動液面下降快、產(chǎn)量遞減快的困境，故目前致密油藏多采用長井段的水平井配合大面積的體積壓裂的改造方式進行開發(fā)。主要介紹了影響致密油藏水平井產(chǎn)能的主要因素，并對其產(chǎn)能預測方法進行了探討。

致密油；水平井；體積壓裂；影響因素；預測方法

隨著常規(guī)油氣勘探情況的惡化，占資源總量80％以上的非常規(guī)能源開始進入人們的視野，并逐漸引起人們的關注。頁巖氣，煤層氣，致密油，天然氣水合物等非常規(guī)油氣資源的勘探和開發(fā)已逐漸成為當前和未來石油工業(yè)的重要研究方向[1-3]。在多種非常規(guī)油氣資源中，致密油因其分布廣泛，資源潛力大而越來越受到能源行業(yè)的關注。它被石油行業(yè)譽為“黑金”，并且在全球能源結構中發(fā)揮了重要作用。

近年來受鉆井水平和開發(fā)技術的進步影響，多種油藏嘗試采用水平井的開發(fā)方式并取得了良好的效果，尤其在低滲透特低滲的致密油藏開發(fā)方面，水平井的開采方式已經(jīng)是替換原有開發(fā)手段而達到增產(chǎn)和提高采收率的重要方法。目前，致密油藏多采用長井段的水平井配合大面積的體積壓裂的改造方式進行開發(fā)，在這樣的開發(fā)模式下，研究致密油藏水平壓裂井長時間持續(xù)高產(chǎn)的主要因素，并對其產(chǎn)能預測方法進行研究，對后續(xù)致密油的高效開發(fā)具有重要指導意義。

1 致密油藏水平壓裂井產(chǎn)能影響因素

1.1 油氣藏的地質(zhì)因素

1.1.1 烴源巖及地層流體特征

烴源巖是成油氣成藏的物質(zhì)基礎，優(yōu)質(zhì)的烴源巖是超低滲致密油藏富集的主要控制因素。如果儲層烴源巖具有較高的有機質(zhì)豐度，則產(chǎn)生的生烴增壓作用也更強，并有較大的生烴量和更短的排烴周期，使得更大的總烴量被帶入與之接觸的砂巖孔隙中，這對致密油藏水平壓裂井產(chǎn)能產(chǎn)生較大的影響。如果在地層原油中的溶解氣油比較高而黏度較低，則油在縫隙內(nèi)的流動阻力將較低。在相同的地層條件下，地層中原油的溶解氣油比越高，原油越容易從地層流入井底，則會在井眼中積聚更多的石油。

1.1.2 孔隙大小和分布

致密油儲層孔隙分布情況較為復雜，且尺寸不一，其中，大孔隙的分布規(guī)律對致密油藏水平壓裂井產(chǎn)能影響最明顯。水平井附近分布的孔隙的孔隙度越大[4]，累計采油量的增加越明顯，初期開發(fā)效果也越好；水平井井筒分布的主要是孔隙度越小的孔隙時，油井的產(chǎn)量下降越快，日產(chǎn)油量也明顯越低，此種孔隙分布類型的水平井的開發(fā)效果最差。

1.1.3 滲透率

影響致密油累計產(chǎn)油量最大的因素即為基質(zhì)滲透率。由于致密油儲層內(nèi)縱向上隔夾層較為發(fā)育，儲層非均質(zhì)性較為嚴重，橫向連通性較差，導致垂向滲透率減少。分析不同滲透率對致密油藏水平壓裂井產(chǎn)能的影響，結果表明，隨著水平井筒的儲層滲透率越低，日產(chǎn)油量下降越快，下降幅度越大。隨著水平井筒的儲層滲透率的增加，油井的日產(chǎn)油量下降減緩，累計產(chǎn)油量增加。

1.1.4 天然裂縫發(fā)育程度及分布

致密油藏中普遍分布有天然裂縫，天然裂縫分布主要影響致密油藏開發(fā)初期的日產(chǎn)油量。在致密油藏中天然裂縫發(fā)育較好，致密油水平井的單井產(chǎn)量就越高。原因有兩方面[5]，一方面，天然裂縫的存在使得基質(zhì)中孔隙得到連通，極大地提高了油在儲層的滲流能力；另一方面，壓裂使得人工裂縫和天然裂縫合并形成復雜的裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)，進一步提高了流體在儲層的滲流能力。

若將天然裂縫的方向歸類為垂直于井眼和平行于井眼的兩個方向[4]，就可以將天然裂縫等效處理為井眼不同方向的滲透率，并分析不同裂縫方向和數(shù)量對致密油藏水平壓裂井產(chǎn)量的影響。結果表明，隨著水平井筒附近垂直裂縫和水平裂縫條數(shù)的增加，水平井的初產(chǎn)和累產(chǎn)水平都有顯著的增加。

1.1.5 含油性“甜點”分布對產(chǎn)能的影響

致密油的賦存狀態(tài)很復雜。致密油儲層中的油主要以油斑、油跡和少量油浸的儲層形式存在，夾雜部分干砂層段，這樣的賦存特征使得致密油藏橫向非均質(zhì)性極強，井與井之間含油氣性差異較大，使得不同水平井間很難有較穩(wěn)定的儲層鉆遇率，井與井產(chǎn)能差異明顯，所以對于含油氣性“甜點區(qū)”的鉆遇率將直接影響致密油藏水平壓裂井初產(chǎn)和累產(chǎn)效果。

1.2 水平井的工藝參數(shù)

1.2.1 水平井的長度

通常，當其他條件相同時，增加水平段井筒的長度，會使得泄油氣半徑增大，致密油藏水平壓裂井產(chǎn)能也會增加，這是因為，裂縫數(shù)目沒有發(fā)生變化，而水平段長度增加使得縫間干擾現(xiàn)象減弱，使致密油藏水平壓裂井產(chǎn)能增加，并且較長的水平段意味著相較于短水平段會鉆遇更多的“甜點區(qū)”，這也是引起產(chǎn)能增加的另一個重要因素。但從實際生產(chǎn)情況來分析，水平段長度與產(chǎn)能之間不是無限的線性正相關，而是在一個合適的水平井長度下才保證了油井的高產(chǎn)能。

1.2.2 水平井的完井類型

完井類型對致密油藏水平壓裂井產(chǎn)能的影響也有很多研究，但完井方式多由儲層物性和開發(fā)技術共同決定，其和產(chǎn)能的影響可以通過調(diào)整模型的參數(shù)方式進行評價。

1.3 體積壓裂工藝

1.3.1 壓裂縫數(shù)量

壓裂縫數(shù)量[6]是影響壓裂水平井產(chǎn)能的一個重要因素，對于低滲透油藏，地層的壓力傳導較慢，則需要通過增加壓裂縫數(shù)量來增加其產(chǎn)能。對水平井進行體積壓裂后，在投產(chǎn)初期，壓裂縫數(shù)量越多，日產(chǎn)量也就越大，但隨著壓裂條數(shù)的增多，裂縫間會產(chǎn)生相互干擾，且裂縫間距越近，縫間干擾越嚴重，產(chǎn)量遞減會越快。同時，壓裂縫數(shù)量的增加也會使經(jīng)濟投入增加，所以合理的壓裂縫顯得極為關鍵。

1.3.2 壓裂縫長度

由于儲層非常致密，故為了達到更大的泄流半徑，則需要的裂縫長度越長。裂縫長度與致密油藏水平壓裂井產(chǎn)能近似呈現(xiàn)線性正相關的趨勢，對于滲透率相對較大，儲層物性較好的致密油儲層，裂縫長度對其產(chǎn)能的影響更加顯著。但當裂縫長度不斷增長，不但使得投入資金增加，還反而使得裂縫長度對產(chǎn)能的這種影響效果變差，所以在目前的壓裂操作中通常將裂縫長度控制在140~200 m的最優(yōu)長度內(nèi)。

1.3.3 裂縫間距

裂縫間距主要從縫間干擾和儲量動用程度兩個方面影響產(chǎn)能。對于基質(zhì)型油藏來說[7]，裂縫間隔增大，儲層動用程度相對減小，反而隨著裂縫間距增大產(chǎn)能減小，因此基質(zhì)型油藏主要以增加儲層動用率的角度來增加壓裂后的產(chǎn)能；對于裂縫性油藏，在合理范圍內(nèi)隨著裂縫間距的增加，縫間干擾現(xiàn)象減弱，使得水平井的日產(chǎn)油量與裂縫間距呈正相關，但這種正相關不是無限的，當裂縫間距超過一定程度后繼續(xù)增加，水平井的產(chǎn)能反而會減小。對于裂縫-基質(zhì)型油藏[8]，壓裂操作后的產(chǎn)能與壓裂縫間距有正相關的趨勢。

1.3.4 人工裂縫導流能力

在其他條件不變的情況下，水平井的初產(chǎn)水平與裂縫導流能力呈正相關。但這種正相關不是無限的，當裂縫導流能力達到0.11 μm2以后再提高導流能力，其增產(chǎn)效果不明顯。

1.3.5 壓裂工藝參數(shù)

壓裂工藝參數(shù)直接決定裂縫性質(zhì)，并影響井筒附近滲流，較大排量和高靜壓力是打開天然裂縫以形成更好的裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)的關鍵。因此，體積壓裂需要更大的排量以確保形成自然裂縫所需的靜壓。并且隨著縫內(nèi)靜壓力的增大還會產(chǎn)生更多的橫向分支裂縫，增加裂縫帶寬度而使得體積改造效果更佳，增大了儲層總改造體積，這是油井持續(xù)高產(chǎn)的重要原因之一。大排量使得縫網(wǎng)系統(tǒng)形成，還需要足夠的砂量保證儲層中形成的裂縫在停泵后不會又重新閉合而喪失改造意義。大砂量是致密油體積壓裂改造效果的另一個重要因素，加砂量為裂縫加入縫內(nèi)支撐劑，使裂縫閉合在支撐劑上。而砂比決定了裂縫內(nèi)支撐劑的濃度，縫內(nèi)支撐劑越多，裂縫的導流能力越強，較高的裂縫導流能力是保證高產(chǎn)的必要條件。累計注入液量大則儲層改造體積大，主裂縫帶長度與累計注入液量成正相關，而主裂縫帶長度是決定初期產(chǎn)油能力和累計產(chǎn)油能力的關鍵。

2 致密油水平井產(chǎn)能預測方法

2.1 統(tǒng)計分析法

通過對試生產(chǎn)初期數(shù)據(jù)整理分析后，結合排采期間的產(chǎn)量—壓力等數(shù)據(jù)，用多元回歸手段分析井口壓力、井底壓力、產(chǎn)量、時間、累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)液量等相關系數(shù)，得出產(chǎn)量與排液規(guī)律之間的關系式，而達到預測產(chǎn)能的目的。由于這種關系式依托于排采初期的排采規(guī)律分析，忽略了儲層物性等動態(tài)數(shù)據(jù)，使得產(chǎn)能預測誤差相對較大。

2.2 試井分析方法

以儲層滲流力學為理論基礎，綜合分析了儲層錄井數(shù)據(jù)、巖心測試分析、射孔完善程度、裂縫長度預測、生產(chǎn)壓差、低滲透油藏啟動壓力梯度、井筒完善程度、基質(zhì)供液半徑、油層厚度等，通過結合排采期間生產(chǎn)數(shù)據(jù)建立產(chǎn)能預測的數(shù)值模型。

2.3 水平井模糊聚類分析法

在生活中，判斷一系列事物是否屬于同一范疇的判斷結果往往是難以確定和模糊的。模糊聚類分析能較好地解決這類問題。模糊聚類分析[9]通過原始數(shù)據(jù)的標準化、模糊相似矩陣的建立、模糊聚類的步驟根據(jù)客觀事物之間的相似程度、特征和親近疏離程度，通過建立模糊相似關系對客觀事物進行聚類。

主控影響因素分析方法即參數(shù)灰色關聯(lián)度的計算和重要性排序是以體積壓裂水平井初始產(chǎn)能參數(shù)作為參考的母序列，剩余幾個產(chǎn)能影響因素為子序列。計算了產(chǎn)能影響參數(shù)的相關系數(shù)[9]，得到了各參數(shù)的關聯(lián)度排序。采用模糊聚類分析方法，用經(jīng)過優(yōu)選的體積壓裂水平井產(chǎn)能影響主控因素為基礎，將壓裂水平井類別劃分，并將分類結果結合到水平井體積壓裂后的產(chǎn)能預測中。

2.3.1 原始數(shù)據(jù)標準化

體積壓裂水平井產(chǎn)能的影響因素之間存在量綱差異，對數(shù)據(jù)進行標準差、最大值、極差等標準化方法處理，使不同數(shù)據(jù)位于同一區(qū)間，以相同的數(shù)量級參與到分類中，避免直接參與分類使某幾個因素因為數(shù)量級大而弱化一些數(shù)量級較小參數(shù)的影響，產(chǎn)生較大的分類誤差。

2.3.2 建立模糊相似矩陣

依據(jù)標準化后的參數(shù)數(shù)據(jù)，通過直接距離法、海明距離法、歐式距離法、夾角余弦法、最大最小法、算術平均最小法等計算相似系數(shù)方法確定影響因素的相似系數(shù)并建立相應的模糊相似矩陣。

2.3.3 水平井模糊聚類

模糊聚類分析方法可分為三大類：基于軟分類空間的模糊聚類、基于模糊相似矩陣的直接聚類和基于模糊等價矩陣的傳遞閉包方法。當水平井數(shù)量較多時，可采用基于模糊相似矩陣的直接聚類方法進行分類。

2.4 解析法

解析法主要運用物理模型，重點突破單井內(nèi)的多條裂縫單相滲流問題，將不同條件下的地層流體流動狀態(tài)用各種數(shù)學方法描述，其中物理模型的構建[10-11]需要考慮流體在儲層內(nèi)滲流、裂縫內(nèi)的滲流、井筒內(nèi)的管流和不同流態(tài)下的耦合情況，直接影響產(chǎn)能預測模型的精度。

2.5 半解析法

水平井半解析法產(chǎn)能預測模型[12-13]就是將油井分成小段，對每一段進行油藏滲流和井筒的耦合，然后經(jīng)過迭代求得這一整段油井的壓力分布和流入量分布，從而可以得到整個油井的產(chǎn)能。其步驟一般先利用拉普拉斯變換得到壓裂水平井的產(chǎn)量-時間和壓力-時間的變化規(guī)律，然后以表皮因子將裂縫對壓裂水平井產(chǎn)能的影響表示，并將表皮因子耦合到水平井半解析法產(chǎn)能預測模型中。相較于解析模型，半解析模型可以解決油藏非均質(zhì)性以及油藏邊界類型對產(chǎn)能的影響。

3 結束語

1）影響致密油藏水平井體積壓裂產(chǎn)能的因素眾多，但主要受油氣藏的地質(zhì)因素、水平井的工藝參數(shù)以及體積壓裂工藝的綜合影響。

2）致密油藏水平井體積壓裂產(chǎn)能的預測方法包含統(tǒng)計分析法、試井分析方法、水平井模糊聚類分析法、解析法和半解析法。隨著致密油藏水平井開發(fā)技術的不斷發(fā)展，其產(chǎn)能預測方法也逐漸完善，對后續(xù)致密油的高效開發(fā)具有重要指導意義。

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Influencing Factors and Prediction Methods of Volumetric Fracturing Productivity of Horizontal Wells in Tight Oil Reservoirs

（Xi 'an Shiyou University, Xi 'an Shaanxi 710065, China）

Tight oil refers to reservoir oil layers such as sandstone and limestone whose overlying matrix permeability is not greater than 0.1mD. Compared with conventional oil and gas, tight oil reservoirs are tighter, and their resource abundance is far lower than that of conventional oil and gas. However, the oil and gas area of tight oil reservoirs is generally much larger than that of conventional oil and gas, and its "sweet spot" is often found in some parts. The areas are concentrated and the traps have relatively weak control over tight oil reservoirs. Under the conventional fracturing technology, the production test of a single well is extremely low, and it faces the dilemma of rapid liquid level decline and rapid production decline. Therefore, currently tight oil reservoirs are mostly developed by long-section horizontal wells and large area volumetric fracturing method. In this article, the main factors affecting the productivity of horizontal wells in tight oil reservoirs were mainly introduced, and its productivity prediction methods were discussed.

Tight oil; Horizontal well; Volume fracturing; Influencing factors; Prediction method

2020-08-31

趙紅兵（1995-），男，在讀碩士研究生，陜西省漢中市人，研究方向：油氣田開發(fā)工程。E-mail：hongbingzhao95@163.com。

TE348

A

1004-0935（2021）01-0096-04