海洋低滲油田水平井壓裂參數正交優化研究

鄭 旭 文自娟 李 翔 呂棟梁 唐 海

1.中海石油(中國)有限公司曹妃甸作業公司， 天津 300452;

2.西南石油大學石油與天然氣工程學院， 四川 成都 610500;

3.中海油田服務股份有限公司， 天津 300452

0 前言

B 油田是典型的海洋低滲透油田，主力含油層系具有中孔低滲—特低滲特征，孔隙度平均為13.0，滲透率平均為2.0 ×10-3μm2。低滲透油氣藏儲層物性差、天然能量不足，油氣井自然產能低［1-3］，海上低滲透油田更需高速開發，因此常規直井難以達到理想的生產效果。水平井因可以提高低滲透油藏的采出程度而成為開發低滲透油藏的主要技術手段［4］。對水平井進行壓裂后，裂縫作為油氣流動的主要通道，其各項參數都會對增產效果產生影響。針對影響水平井增產效果的裂縫參數，高海紅等人［5］利用電模擬實驗理論進行了單因素研究;陳輝等人［4］在油藏概念模型的基礎上，運用數值模擬方法進行了研究。影響水平井產能的因素之間相互關聯與干擾，傳統的單因素分析難以定量描述不同參數影響的主次順序和顯著程度［6］。正交優化實驗設計［7-8］是研究多因素多水平的一種方法，通過直觀分析法來確定最優實驗參數組合，突出特點是以具有代表性的有限個方案反映大量方案中所包含的內在本質規律和矛盾主次［9］。基于此，筆者根據B 油田的地質和開發情況，利用正交實驗方法和考慮了啟動壓力梯度［10-11］的Eclipse 機理模型對水平井壓裂參數進行優化研究，得到壓裂參數對產能影響的主次順序和顯著程度。

1 正交實驗設計

1.1 實驗參數及方案設計

影響水平井產能的因素主要有裂縫條數、裂縫長度、水平段長度以及裂縫間距等，國內外學者［12-13］對裂縫條數、水平段長度研究較多，對水平井筒與裂縫夾角以及裂縫間距等因素考慮較少，因此本次實驗主要研究參數為裂縫條數、水平段長度、水平段縱向位置、裂縫長度。本次正交實驗的水平段長度取值200 ～600 m;機理模型5層，其中1、3、5 層為儲層，2、4 層為隔層;水平井位置分為3 類，分別穿過1、3、5 層;裂縫條數2 ～6 條;裂縫長度120 ～280 m。正交優化各因素及因素取值(水平)見表1。

表1 正交實驗各因素的水平值表

根據表1，采用L25(54)混合正交表，由于各因素的水平不相等，采用合并和部分追加的方法完成混合正交表的設計［14］。本次實驗共25 種實驗方案，實驗方案及各因素取值見表2。

表2 實驗混合正交表

1.2 啟動壓力梯度的處理

由于Eclipse 數值模擬軟件沒有考慮啟動壓力梯度對開發效果的影響，數值模型中常用“門限壓力”(THPRES)代替啟動壓力梯度，在Eclipse 數值模擬軟件中將每個網格分為一個區并為其編號，將同一編號的網格區域作為一個平衡分區。模型中的門限壓力值為啟動壓力梯度乘以網格的長度。例如啟動壓力梯度是0.03 MPa /m，模擬的網格大小是40 m，那么兩個網格之間的“門限壓力”即為1.2 MPa。部分網格的啟動壓力梯度值見表3。

表3 部分網格門限壓力值

1.3 壓裂裂縫的處理

在數值模擬中壓裂裂縫的模擬常用的方法有非結構化網格加密法、局部井網加密法、等效導流能力法［15］。而局部網格加密法和非結構網格加密法均不能用門限壓力來模擬啟動壓力，所以本次實驗方案將裂縫處理成普通網格，選用等效導流能力法來模擬，將裂縫所在網格的X 方向長度設為1 m，Y 方向的長度不變，裂縫所在網格的滲透率根據等效滲流原理賦值為50 ×10-3μm2。部分實驗方案的水平井裂縫分布示意圖見圖1 ～2。

圖1 方案3 水平井裂縫分布示意圖

圖2 方案13 水平井裂縫分布示意圖

2 正交實驗結果分析

根據以上實驗方案及數值模擬處理方法，完成25 個實驗方案的機理模型建立。以單井年累計產油量為實驗結果進行直觀分析，單井年累計產油量結果見表4，實驗方案直觀分析見表5。

表4 不同方案對應的單井年累計產油量

表5 實驗方案直觀分析

R 值反映參數對實驗指標影響大小，從表5 中的R值可以看出各參數的極差從大到小的順序是:R(T)＞R(L)＞R(C)＞R(F)。裂縫條數極差最大，水平段長度極差其次，裂縫長度極差最小，說明裂縫條數是影響壓裂水平井產能的主要因素。因此在進行水平井壓裂時要特別考慮裂縫條數。在參數優選過程中，各水平中Ki最大的水平值為該組試驗的優選參數，因此通過表5 中的Ki可以得到各個因素的最優水平值為:裂縫條數5 條、水平段長度600 m、水平段縱向位置為第3 層、裂縫長度為240 m。

就水平段長度而言由正交實驗優化出的結果顯示水平段越長，壓裂水平井單井累計產油量越高，但考慮到海洋低滲油田的水平井鉆井成本高，水平段長度的增加勢必導致開發成本的增加，所以有必要對水平段長度進行單因素優化。因此在上述正交實驗優化結果的基礎上建立機理模型，水平段長度設置為200 ～700 m，對水平段長度進行單因素優化實驗。單因素優化的單井年累計產油量見圖3。

圖3 不同水平段長度對應的單井年累計產油量柱狀圖

由圖3 可知，隨著水平段長度的增加，單井年累計產油量逐漸增加，但增加幅度有差別，具體表現為:

1)水平段長度從300 m 增加到400 m，年累計產量增加14 464.13 m3，增加幅度18.57。

2)水平段長度從400 m 增加到500 m，年累計產量增加3 086.17 m3，增加幅度3.33。

3)水平段長度從400 m 增加到700 m，年累計產量增加10 439.55 m3，增加幅度11.2。

綜合考慮水平段長度增加對水平井的年累計產油量的增加貢獻量以及投入成本，推薦水平段長度選擇400 m。

通過正交實驗和單因素分析綜合分析，最終確定水平井壓裂參數的最優選擇為:裂縫條數5 條、水平段長度400 m、水平段縱向位置第3 層、裂縫長度240 m。

3 結論

1)采用正交實驗設計方法分析了在海洋低滲油藏水平井壓裂時，裂縫條數、裂縫長度、水平段縱向位置及水平段長度這4 個參數對增產效果的影響，規避了傳統單因素定量分析的不足。

2)對正交實驗設計選出的25 個方案的計算結果進行了極差分析，結果表明裂縫條數是影響壓裂水平井產能的主要因素，因此在進行水平井壓裂之前，尤其要對裂縫條數進行模擬研究。

3)通過正交實驗和單因素分析確定出水平井壓裂參數的最優選擇為:裂縫條數5 條、水平段長度400 m、水平段縱向位置第3 層、裂縫長度240 m。

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