特低滲透油藏水平井整體壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化

毛英雄

(中國石油集團(tuán)測井有限公司西南分公司，重慶 400021 )

目前水平井分段壓裂技術(shù)已成為開發(fā)低滲透、特低滲透油藏的主要技術(shù)。多段壓裂水平井能夠通過人工裂縫(以下“裂縫”均指“壓裂縫”)，在儲(chǔ)層中建立多條滲流通道，增加泄油面積，從而提高單井產(chǎn)能，改善油藏開發(fā)效果[1,2]。在進(jìn)行水平井分段壓裂設(shè)計(jì)時(shí)，通常采用數(shù)值模擬方法來進(jìn)行井網(wǎng)模式優(yōu)化，壓裂段數(shù)、壓裂縫半長和裂縫導(dǎo)流能力等裂縫參數(shù)來優(yōu)選[3,4]。由于模型的仿真程度直接影響了數(shù)值模擬結(jié)果的精度，因此在數(shù)值模擬中是否能準(zhǔn)確描述裂縫特征，是決定模擬結(jié)論可信度的關(guān)鍵因素。在東Ⅱ井區(qū)整體壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化過程中，筆者采用了整體PEBI網(wǎng)格(非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格)方法來建立研究井組模型網(wǎng)格。PEBI網(wǎng)格與直角網(wǎng)格相比具有網(wǎng)格形式靈活的特點(diǎn)，該方法可形成由三角形、六邊形、圓柱形及其他非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格等各種復(fù)雜網(wǎng)格類型組成的網(wǎng)格模型，能很好地刻畫裂縫特征[5]。該方法通過改變滲流方程的離散方式來改變對水力裂縫的模擬，是一種顯式網(wǎng)格加密方法和等值滲流阻力或等連通系數(shù)法的結(jié)合,可以對任意方位的裂縫進(jìn)行描述[6]。

圖1 一口分段壓裂水平井整體PEBI網(wǎng)格模型

圖2 東Ⅱ井區(qū)試驗(yàn)井組部署圖

圖3 東Ⅱ井區(qū)試驗(yàn)井組網(wǎng)格模型

建立儲(chǔ)層構(gòu)造及屬性模型后，在給定水平井位置和裂縫幾何形態(tài)參數(shù)后，由軟件計(jì)算生成整體PEBI網(wǎng)格。采用該方法生成的一口分段壓裂水平井網(wǎng)格模型如圖1所示，模型忽略流體由儲(chǔ)層向井筒的流動(dòng)。在油藏?cái)?shù)值模擬過程中，相鄰網(wǎng)格大小及形態(tài)的急劇變化是導(dǎo)致收斂性問題的主要因素，這種整體PEBI網(wǎng)格的網(wǎng)格化方式能更好地處理模型網(wǎng)格，降低收斂性問題出現(xiàn)的頻率；同時(shí)不影響井間剩余油分布的連續(xù)性，便于研究分析。

1 模型的建立

東Ⅱ井區(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)內(nèi)擬部署5口水平井，其中油井3口，水井2口，先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位置及試驗(yàn)井部署方式見圖2。

采用確定性建模方式建立試驗(yàn)區(qū)構(gòu)造模型。建立完成后的試驗(yàn)井組網(wǎng)格模型如圖3所示，模型裂縫網(wǎng)格寬度10mm，達(dá)到真實(shí)壓裂縫寬度的毫米級數(shù)量級。

東Ⅱ井區(qū)水平井參數(shù)：水平段長度為500m，排距為260m。油藏溫度壓力參數(shù)：油藏溫度為45℃，油藏壓力為11.58MPa，飽和壓力為9.84MPa，壓力梯度為0.80MPa/100m。地質(zhì)參數(shù)：有效厚度為13m，孔隙度為0.137，水平滲透率為3.4mD，初始含油飽和度為0.609，油藏深度為1519～1930m，巖石壓縮系數(shù)為4.5×10-4MPa-1。流體物性參數(shù):地下原油黏度為20.8mPa·s，地下水黏度為0.66mPa·s，溶解氣油比為36∶1，原油API度為42.30，原油壓縮系數(shù)為15.49×10-4MPa-1，原油體積因數(shù)為1.112。結(jié)合區(qū)內(nèi)已有取心井物性測試數(shù)據(jù)，建立油藏屬性模型。

2 裂縫參數(shù)優(yōu)化

2.1 裂縫數(shù)量匹配優(yōu)化

東Ⅱ井區(qū)先導(dǎo)性試驗(yàn)擬采用整體水平井井網(wǎng)開發(fā)，設(shè)計(jì)油井水平段長度500m，注水井水平段長度350m。在試驗(yàn)井組基礎(chǔ)上，采用數(shù)值模擬方法進(jìn)行壓裂級數(shù)匹配關(guān)系優(yōu)化研究，即分析水井與油井壓裂裂縫數(shù)量間的最優(yōu)匹配關(guān)系。結(jié)果見表2。

表2 不同油、水井壓裂裂縫數(shù)量匹配關(guān)系方案

模型油、水井均采用定壓方式生產(chǎn)，模擬時(shí)間15年，各方案模擬結(jié)束含油飽和度分布情況見圖4。

不同裂縫數(shù)量方案下的日產(chǎn)油量與累計(jì)產(chǎn)油量變化曲線見圖5所示。由圖可見，隨壓裂段數(shù)增加油井產(chǎn)能上升，當(dāng)水井壓裂2段(3條縫)對應(yīng)油井壓裂3段(4條縫)時(shí)油井產(chǎn)能達(dá)到最大，累計(jì)產(chǎn)油量也達(dá)到最高；再增加壓裂段數(shù)，產(chǎn)量與累計(jì)產(chǎn)量基本無變化。因此最優(yōu)裂縫數(shù)量組合為方案3：水井壓裂2段，對應(yīng)油井壓裂3段。

2.2 裂縫半長優(yōu)化

裂縫半長是影響壓裂水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的一個(gè)重要因素。對于特低滲透油藏，裂縫越長產(chǎn)量越高，但增加幅度逐漸減小，而隨裂縫半長增加，油井見水時(shí)間縮短，含水率上升速度加快，裂縫半長的優(yōu)選應(yīng)綜合考慮產(chǎn)能與見水時(shí)間及最終采收率的高低。

由于裂縫半長與導(dǎo)流能力均對水平井開發(fā)效果產(chǎn)生較大影響，所以方案設(shè)計(jì)過程中分別設(shè)計(jì)裂縫半長20、40、60、80、100、120、140m，分別對應(yīng)裂縫導(dǎo)流能力100、200、300、400、500mD·m，共計(jì)35個(gè)組合方案。對不同導(dǎo)流能力情況下不同裂縫半長方案進(jìn)行了模擬對比，其日產(chǎn)油對比曲線見圖6。分析發(fā)現(xiàn)，低導(dǎo)流階段(導(dǎo)流能力<200mD·m)，油井產(chǎn)能主要受導(dǎo)流能力影響，受裂縫半長影響較小；裂縫導(dǎo)流能力為300mD·m時(shí)，裂縫半長對產(chǎn)能影響明顯；高導(dǎo)流階段(導(dǎo)流能力≥400mD·m)，裂縫趾端生產(chǎn)壓差大，裂縫越長見水越早且產(chǎn)能增加幅度放緩，油井產(chǎn)能受裂縫半長影響小。

圖4 各方案模擬后含油飽和度分布圖

圖5 不同壓裂裂縫數(shù)量匹配方案下日產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)油量變化曲線

圖6 不同導(dǎo)流能力情況下不同裂縫半長方案日產(chǎn)油曲線

提取裂縫導(dǎo)流能力為300mD·m時(shí)裂縫半長與見水時(shí)間數(shù)據(jù)繪制曲線如圖7所示。可以看出，隨著裂縫半長的增加，油井初期產(chǎn)能增大，但同時(shí)見水時(shí)間縮短，含水率上升速度加快。綜合考慮見水時(shí)間和含水率上升速度的影響，合理裂縫半長取100m。

2.3 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

抽取裂縫半長100m時(shí)不同裂縫導(dǎo)流能力方案模擬數(shù)據(jù)，對比分析不同導(dǎo)流能力情況下的油井產(chǎn)量、含水率與采出程度關(guān)系曲線見圖8。可以看出，隨裂縫導(dǎo)流能力的增加油井產(chǎn)能上升，當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力大于300mD·m后增加導(dǎo)流能力對油井產(chǎn)能影響不明顯，且油井見水時(shí)間明顯提前，合理裂縫導(dǎo)流能力取300mD·m。

3 結(jié)論

1)以整體PEBI網(wǎng)格模擬技術(shù)為基礎(chǔ)，東Ⅱ井區(qū)為實(shí)例，開展了油水井裂縫匹配關(guān)系、裂縫半長和裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化，建立并展示了系統(tǒng)優(yōu)化方案設(shè)計(jì)思想、流程和分析方法。

2)水平井分段壓裂開發(fā)過程中，壓裂裂縫的導(dǎo)流能力與裂縫半長綜合影響油井產(chǎn)能，但兩者作用階段存在差異；在低導(dǎo)流階段，油井產(chǎn)能主要受裂縫導(dǎo)流能力影響，受裂縫半長影響較小；而高導(dǎo)流階段，裂縫趾端生產(chǎn)壓差大，裂縫越長見水越早且產(chǎn)能增加幅度放緩，油井產(chǎn)能主要受見水快慢影響，即受注水井裂縫端部間壓力梯度的影響。

圖7 不同裂縫半長方案見水時(shí)間與裂縫半長關(guān)系曲線

圖8 裂縫半長為100m時(shí)不同導(dǎo)流能力方案下日產(chǎn)油量、采出程度、含水率關(guān)系