長6特低滲透油藏重復壓裂復雜縫網參數優化

孟凡坤　蘇玉亮　魯明晶　任　龍　崔　靜（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島　266580）

長6特低滲透油藏重復壓裂復雜縫網參數優化

孟凡坤蘇玉亮魯明晶任龍崔靜
（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580）

直井體積壓裂作為一種新型、高效的開發方式，對重復改造儲層快速增產有重要意義。基于特低滲油藏菱形反九點井網，建立了考慮初次壓裂裂縫時變性和重復壓裂復雜縫網特征的研究井組模型，應用數值模擬方法，根據剩余油分布結果優選重復壓裂潛力井，并采用正交試驗方法進行縫網參數的優化設計。結果表明：主裂縫導流能力對增產效果影響顯著，其次為主裂縫長度和次裂縫導流能力，縫網寬度和次裂縫間距影響程度較小。在實際井網、井距和壓裂工藝所限制的范圍內，當主、次裂縫導流能力分別為25 μm2·cm、3 μm2·cm，主裂縫長度為290 m，縫網寬度、次裂縫間距分別為100 m、30 m時，開發效果最好。研究結果不僅為長6特低滲透油藏重復改造提供了理論基礎，而且對同類油藏重復壓裂縫網優化設計具有重要的借鑒價值。

特低滲油藏；菱形反九點井網；重復壓裂；導流能力時變性；復雜縫網；參數優化

三疊統長6儲層滲透率低，孔隙結構復雜，依靠天然能量難以開發，因而在開發初期，基于菱形反九點井網，根據最大主應力方向，進行初次壓裂改造［1］。但受制于國內當時的壓裂技術，壓裂規模普遍較小，形式單一，主要為雙翼等長壓裂，縫長較短，支撐劑的強度較小，隨生產時間推移，支撐劑會破碎、壓實及嵌入巖石，致使裂縫導流能力降低甚至失效［2-4］。由于在壓裂措施實施及后續生產過程中，井周圍地應力發生較大變化，常規重復壓裂已很難達到預期的增產效果。體積壓裂作為一種高效的開發方式，可有效增大裂縫網絡與地層接觸面積，擴大泄油區范圍，提高儲層動用程度［5-8］。

礦場實踐表明［9-11］，對于天然裂縫較為發育的儲層，可通過優化排量、低液體黏度等技術達到縫內凈壓力大于開啟壓力的條件，使得沿主裂縫壁面延伸并溝通多條次生裂縫和微裂縫，最終在地層中形成復雜的裂縫網絡。有學者［12］研究顯示長6儲層有較好天然裂縫發育，巖性以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，硅質含量較高，有利于在直井重復壓裂時形成復雜縫網。以體積壓裂作為儲層重復改造方式，對縫網參數進行優化，對提高長6儲層采收率，實現油田長期穩產，具有十分重要的意義。

1　數值模型建立及裂縫處理

1.1研究井組選取

根據所研究實際油藏地質概況和流體性質，模擬特低滲油藏參數如下：平均油藏厚度為10 m，平均孔隙度12.48 %，平均滲透率1.98 mD，地層原油黏度為2.24 mPa·s，原始地層壓力為10 MPa，原始含油飽和度65.2%，地面原油密度0.763 g/cm3，選取網格步長dx=dy=10 m，dz=1 m，x方向與最大水平主應力方向平行。

實際的開發井網形式為菱形反九點，井距為500 m，排距為300 m。開發初期，對井網內所有采油井壓裂，壓裂形式為雙翼等長壓裂，注水井不壓裂。為了便于對菱形反九點井網中的邊井和角井進行整體研究，同時考慮到實際數值模擬中網格數目的限制，故選取臨近四個菱形反九點井組，從中各取1/4，組合為包含邊、角井的新模擬研究單元（圖1），四周邊界封閉。

圖1　研究井組選取

1.2裂縫導流能力時變性處理

裂縫導流能力的降低是造成壓裂井產量不斷下降的主要原因。據室內實驗研究表明，水力壓裂裂縫導流能力與時間在半對數坐標上呈直線下降［13］，裂縫導流能力隨時間的變化關系可由下式表示

式中，fCdi為初始時刻裂縫導流能力，μm2·cm；fCd為t時刻裂縫導流能力，μm2·cm；α為與實驗材料和條件相關的系數；RCd為相對導流能力，t時刻與初始時刻裂縫導流能力的比值；t為時間，d。

假設研究區塊壓裂裂縫相對導流能力隨時間的變化服從式（2），根據現場壓裂所選用支撐劑類型及相應的地層條件，進行室內模擬實驗，數據回歸后可得α=0.27。將α值代入公式（1）、（2），可得壓裂裂縫導流能力隨時間變化關系式為

式中，kfiwi為初始裂縫導流能力，μm2·cm；kfw為t時刻裂縫導流能力，μm2·cm。

根據公式（4），實際壓裂裂縫相對導流能力隨時間變化的曲線如圖2所示，可以看出，壓裂裂縫的相對導流能力在一定時間段內下降很快，1 000 d后已下降為原來的20%左右，超過這個時間段后，裂縫相對導流能力下降速度趨緩，逐步穩定。

圖2　裂縫導流能力隨時間變化曲線

1.3復雜縫網構建

對重復壓裂所形成的復雜裂縫網絡，采用等效加密法（EQ-LGR）實現縫網的構建。所建縫網模型中以主裂縫（沿最大主應力方向北東60°）為主干，次裂縫沿主裂縫壁面延伸并與天然裂縫交錯形成復雜裂縫網絡，由合并加密技術將主次裂縫貫通。定義主裂縫長度a、縫網寬度b和次裂縫間距s分別表征主次裂縫擴展的廣度、寬度和疏密程度（圖3）。

圖3　縫網參數和等效加密模型示意圖

縫網系統所包括的范圍即為該井對儲層進行改造的體積，引入儲層改造體積加以描述，表達式為

式中，VSR為儲層改造體積，m3；a為縫網長度，m；b為縫網寬度，m；h為縫網高度，m。

2　重復壓裂潛力井篩選及必要性分析

2.1重復壓裂潛力井篩選

在對長6某油田開發井壓裂狀況的數據統計中，發現一般3～9年后進行重復壓裂。根據式（3）中裂縫導流能力隨時間變化的規律，對研究井組中每一生產井初次壓裂后所形成的裂縫考慮導流能力時變性影響，模擬定壓生產6年后剩余油飽和度分布，如圖4。

圖4　研究井組剩余油飽和度分布

由圖4可看出，P3井（邊井）周圍剩余油飽和度明顯低于P5井（角井），這是因為P3井距注水井相對較近，水驅前緣突破時間較短，泄油區內采收率較高，因此剩余油較少，重復壓裂開發潛力不大；P5井距注水井較遠，注入水波及范圍小，注入水很難在油水井間建立直接的滲流通道，因而井周圍原油動用程度低，剩余油富集。由此看出，將P5井作為重復壓裂的優選井，潛力較大。

2.2重復壓裂必要性分析

為研究裂縫導流能力變化對開發效果影響，以角井（P5井）為研究對象，壓裂后生產，裂縫半長125 m，初始時刻裂縫導流能力為24 μm2·cm，當考慮裂縫導流能力時變性影響時，其按式（3）所示遞減規律變化。在考慮和不考慮初始壓裂裂縫導流能力時變性情況下，日產油隨時間變化如圖5所示。

圖5　考慮與不考慮裂縫導流能力時變性日產油隨時間變化

從圖5可看出，初始時刻，考慮與不考慮裂縫導流能力時變性日產油量差別不明顯，但隨時間的增加，兩者差別不斷增大。投產約1 000 d后，兩者日產油量均達到最高值，但兩者差值也達到最大；之后，由于井周圍剩余油富集程度的降低，兩者日產油量開始減小，但不考慮裂縫導流能力時變性下的日產油量均高于考慮時變性影響下的情況。

日產油變化反映了P5井生產動態。為對比體積重復壓裂前后累產油變化，分別考慮和不考慮初始壓裂裂縫導流能力時變性，并基于后者情形進行直井重復體積壓裂，累產油隨時間變化見圖6。

圖6　初始壓裂和重復壓裂后累產油隨時間變化對比

由圖6可看出，開發初期，裂縫導流能力較高，考慮與不考慮裂縫導流能力時變性下的累產油差別不大；開發中后期，由于考慮裂縫導流能力時變性影響，使得兩種情況下的累產油差距不斷加大。在進行直井體積壓裂形式的重復改造后，累產油量明顯提高，且與不考慮裂縫導流能力時變性下的累產油差距持續減小，這表明對于重復改造優選潛力井，進行體積壓裂是非常有必要的。

3　直井體積壓裂重復改造縫網參數優化

在實際的重復壓裂措施中，影響其效果好壞的因素較多，除儲層改造體積外，還有主、次裂縫導流能力。儲層改造體積反映的是油藏與裂縫間的接觸面積，而主、次裂縫導流能力表征的是原油在裂縫內的滲流阻力。一般認為儲層改造體積越大，儲層到裂縫的泄流面積越大，主、次裂縫導流能力越高，次裂縫到主裂縫及主裂縫到井筒的滲流阻力越小，井的產能越高。概括起來，表征縫網特征的參數主要有：主裂縫長度、縫網寬度、次裂縫間距、主裂縫導流能力和次裂縫導流能力。

采用正交試驗法進行縫網參數的優化設計［14］。所研究的參數主要有5個，故采用L16（45）正交表來安排實驗方案。基于縫網特征參數，考慮實際井網井距和壓裂施工工藝，5個參數的合理水平取值見表1。

表1　因子水平表

利用已建立的模型，以角井P5井為研究對象，對以上5個縫網參數按要求進行組合設計。根據得到的16組實驗方案（表2），在某一時刻對該井進行體積壓裂形式下的重復改造，引入累增油量（重復壓裂累產油與不重復壓裂累產油之差）作為最終的模擬結果。為有效對比各參數對開發效果的影響，保證各方案之間的可比性，相關數值模擬參數作如下設置：

（1）生產井和注水井分別定井底流壓生產和注入，根據實際開發方案，給定的合理取值分別為4.8 MPa和29.7 MPa；（2）考慮裂縫導流能力隨時間變化；（3）第6年末重復壓裂，然后生產至第10年末。根據模擬結果計算各因素的水平均值（K1～K4）和極差R，結果見表3。因素極差R越大，說明該因素對結果影響越大。因此可根據極差大小直觀判斷各因素主次順序為：主裂縫導流能力＞主裂縫長度＞次裂縫導流能力＞次裂縫間距＞縫網寬度，將各水平均值（K1～K4）最高值對應的水平作為該因素的優水平，5個因素優水平的組合即為最優的組合方案。即：主裂縫導流能力25 μm2·cm，主裂縫長度290 m，次裂縫導流能力3 μm2·cm，縫網寬度100 m，次裂縫間距30 m。

表2　縫網參數組合設計方案及模擬結果

表3　縫網參數設計方案極差分析

基于得到的最優縫網參數組合，對角井（P5井）進行體積壓裂形式下的重復改造，與其他實驗方案下的累增油隨時間變化進行對比（圖7）。

從圖7可看出，最優設計組合下的累增油效果最為顯著，其原因可從以下幾個方面分析：

（1）長6儲層平均滲透率為1.98 mD，屬特低滲透油藏，相比于超低滲和致密油藏，滲透率相對較高，因而增加主裂縫的導流能力對提高累增油量效果最為顯著；次裂縫作為連接基質和主裂縫主要的滲流通道，在壓裂工藝允許范圍內，增加次裂縫導流能力可減小原油滲流阻力，降低壓力損耗，提高井的產能；

圖7　不同設計方案累增油隨時間變化

（2）從P5井（角井）周圍剩余油分布（圖4）看出，剩余油以P5井為中心，呈三角星形對稱分布，過分增大主裂縫長度，會導致注入水沿主裂縫末端快速突進，故存在一個最優的裂縫長度；在主裂縫長度一定的情況下，增加縫網寬度，可增大儲層改造體積，增加儲層到裂縫的泄流面積，從而提高累產油量；

（3）次裂縫間距反映儲層改造體積內滲流狀況，當儲層改造體積確定后，次裂縫間距在一定范圍內減小，會使油藏流體由基質向裂縫流動距離變短，滲流阻力減小，累產油增大；但當次裂縫間距過小，使得縫間干擾程度加劇，最終影響累增油效果，因而存在最佳的次裂縫間距。

為研究在最優方案下重復壓裂前后含水率變化，繪制重復壓裂前后含水率隨時間變化如圖8所示。從圖8可看出，由于主裂縫及較長次裂縫的方向平行于I4井注水所形成的供給邊緣，使得重復壓裂后P5井（角井）含水率急劇下降，存在突變現象。但隨生產進行，含水率迅速升高，含水率上升速度明顯高于不重復壓裂下的情況，生產約一年后，重復壓裂后的含水率超過不重復壓裂情況下的含水率，在10年末，重復壓裂相比不重復壓裂，含水率高出約5%。由此看出，在最優開發方案下，累增油最高，含水率雖會增加，但較不重復壓裂上升幅度不大，因此在該方案下進行重復壓裂是有效的。

圖8　不重復壓裂與最優方案下重復壓裂含水率對比

4　結論

（1）采用正交試驗方法對體積壓裂縫網參數進行方案組合設計，可利用較少的實驗方案，以累增油量作為最終的實驗結果，篩選出優化的縫網參數組合，并能對比各參數對實驗結果的影響程度大小。

（2）基于菱形反九點井網，建立了考慮初次壓裂裂縫導流能力時變性和重復壓裂復雜縫網特征的井組模型。通過分析初次壓裂生產一段時間后剩余油分布，發現對角井（P5井）進行重復壓裂潛力較大；對比初次壓裂與重復壓裂后累產油變化，重復壓裂后增產明顯，證實了重復改造的必要性。

（3）對于復雜縫網特征參數，主裂縫導流能力對累增油影響程度最大，其次為主裂縫長度、次裂縫導流能力、縫網寬度和次裂縫間距；在已有實際開發井網、井距及壓裂施工工藝限制范圍內，最優縫網參數組合為：主、次裂縫導流能力分別為25 μm2·cm、3 μm2·cm，主裂縫長度為290 m，縫網寬度、次裂縫間距分別為100 m、30 m。在最優方案下，與不重復壓裂情況含水率相比，最終含水率上升5%左右。

［1］唐梅榮，趙振峰，李憲文，等.多縫壓裂新技術研究與試驗［J］.石油鉆采工藝，2010，32（2）：71-74.

［2］程遠方，王桂華，王瑞和.水平井水力壓裂增產技術中的巖石力學問題［J］.巖石力學與工程學報，2004，23（14）：2463-2466.

［3］王永昌，姜必武，馬延風，等.安塞油田低滲透砂巖油藏重復壓裂技術研究［J］.石油鉆采工藝，2005，27（5）：79-80.

［4］王永輝，蔣闐，路勇.低滲層重復壓裂的油藏數值模擬研究［J］.石油勘探與開發，1997，24（1）：47-49.

［5］MAYERHOFER M J, LOLON E P, YOUNGBLOOD J E, et al. Integration of micro-seismic fracture mapping results with numerical fracture network production modeling of the Barnett shale ［R］. SPE 102103, 2006.

［6］FISHER M K, WRIGHT C A, DAVIDSON B M, et al. Integrating fracture mapping technologies to improve stimulations in the Barnett shale ［J］. SPE Production & Facilities, 2005,20（2）:85-93.

［7］王文東，趙廣淵，蘇玉亮，等.致密油藏體積壓裂技術應用［J］.新疆石油地質，2013，34（3）：345-348.

［8］王文東，蘇玉亮，慕立俊，等.致密油藏直井體積壓裂儲層改造體積的影響因素［J］.中國石油大學學報：自然科學版，2013，37（3）：93-97.

［9］雷群，胥云，蔣廷學，等.用于提高低-特低滲透油氣藏改造效果的縫網壓裂技術［J］.石油學報，2009，30（2）：237-241.

［10］翁定為，雷群，胥云，等.縫網壓裂技術及其現場應用［J］.石油學報，2011，32（2）：280-284.

［11］王鳳江，丁云宏，路勇.低滲透油田重復壓裂技術研究［J］.石油勘探與開發，1999，26（1）：71-73.

［12］李憲文，張礦生，樊鳳玲，等.鄂爾多斯盆地低壓致密油層體積壓裂探索研究及試驗［J］.石油天然氣學報，2013，35（3）：142-146.

［13］謝麗沙，張宵，徐建春.變導流能力多級壓裂水平井生產動態研究［J］.科學技術與工程，2012，12（20）：4888-4891.

［14］屈亞光，安桂榮，周文勝，等.底水油藏水平井開發效果影響因素分析［J］.科學技術與工程，2013，13（12）：3406-3409.

（修改稿收到日期2015-06-18）

〔編輯朱偉〕

Parameters optimization of complex fracture network under repeated fracturing for Chang6 ultra-low-permeability oil reservoir

MENG Fankun, SU Yuliang, LU Mingjing, REN Long, CUI Jing
（Petroleum Engineering College, China University of Petroleum（East China）, Qingdao 266580, China）

Vertical volume fracturing, as a new and efficient exploitation mode, is of important significance to rapid yield increase for the reservoirs under repeated transformation. On the basis of rhombus inversed 9-point pattern of ultra-low-permeability oil reservoir, a well group model for research is established herein with time variation of fractures in initial fracturing and the characteristics of complex fracture network under repeated fracturing taken into consideration. In addition, numerical simulation method is adopted for optimization of potential wells under repeated fracturing according to residual oil distribution results, and optimization design for fracture network parameters is conducted by orthogonal experimental method. Results show that, major fracture conductivity affects yield-increasing effects significantly, the length of major fracture and secondary fracture conductivity are in the second place for yieldincreasing effects, and the width of fracture network and secondary fracture spacing show relatively low affecting degree. In the scope limited by actual well pattern, well spacing and fracturing process, the best exploitation effect is realized with major and secondary fracture conductivity of 25 μm2?cm and 3 μm2?cm respectively, major fracture length of 290 m, and fracture network width and spacing of 100 m and 30 m respectively. Research results not only provide theoretical basis for repeated transformation of Chang 6 ultra-lowpermeability oil reservoir, but also provides important reference for optimization design for fracture network under repeated fracturing of similar reservoirs.

ultra-low-permeability oil reservoir; rhombus inversed 9-point pattern; repeated fracturing; time variation of conductivity; complex fracture network; optimization for parameters

TE357.1

A

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0087 – 05

10.13639/j.odpt.2015.04.023

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”（編號：2011ZX05051）。

孟凡坤，1990年生。2013年畢業于中國石油大學（華東），現主要從事油氣滲流理論、油藏數值模擬及CO2驅方面的研究工作。E-mail ： mengfk09021021@163.com。

引用格式： 孟凡坤，蘇玉亮，魯明晶，等.長6特低滲透油藏重復壓裂復雜縫網參數優化［J］.石油鉆采工藝，2015，37（4）：87-91，95.