超低滲透油藏M區塊多段壓裂水平井產能影響因素研究

程子岳

摘 ?????要： 根據超低滲透油藏 M區塊的地質條件和物性， 應用非線性滲流模型，結合實際情況分析對比超低滲透油藏 M區塊不同含水率和不同種類井的流入動態曲線，并研究了不同裂縫和不同井距的流入動態曲線，確定了決定水平井產油能力的因素。 研究結果表明：油水相對滲透率試驗結果表明，M區塊儲層具有啟動壓力梯度，動水飽和度低，油水互相滲透共同區域較小。超低滲透油藏 M區塊含水率、井網類型、裂縫數量和井距對產油能力影響較大。其中，含水率為10%、中心壓裂水平井采用矩形井網、裂縫數為5和井距80 m的條件下超低滲透油藏 M區塊產能最優。

關 ?鍵 ?詞：超低滲透油藏;多段壓裂水平井;產能影響因素;流入動態曲線

中圖分類號：TE 357 ??????文獻標識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2019）08-1771-04

Abstract： According to the geological conditions and physical properties of M block in the ultra-low permeability reservoir， the nonlinear seepage model was used for numerical simulation， and the inflow dynamic curves of different water cuts and different types of wells in the M block of the ultra-low permeability reservoir were compared with the actual situation. The inflow dynamic curves of different cracks and different well spacings were studied， and the factors affecting the oil production capacity of horizontal wells were determined. The results showed that the M block had a starting pressure gradient， low dynamic water saturation， and the common area of oil-water two-phase infiltration was small. Moisture content， well pattern type， fracture amount and well spacing in the M block of ultra-low permeability reservoir had a greater impact on oil production capacity. When the water content was 10%， the central fracturing horizontal well adopted the rectangular well pattern， the crack amount was 5 and the well spacing was 80 m，the M block of ultra-low permeability reservoir obtained the best oil production capacity.

Key words： Ultra low permeability reservoir; Multi-stage fracturing horizontal well; Productivity influencing factor; Inflow dynamic curve

由于M區塊的滲流情況特殊，超低滲透率，孔喉狹窄，可以使油氣水通過的通道非常細窄， 滲透阻力非常大，液固界面與液液界面的相互作用力顯著[1，2]; 同時，上覆有效應力對低滲多孔介質的物性參數影響較大，導致滲流規律產生某種變化而偏離達西定律，出現低速非線性滲流現象[3-6]。目前，壓裂水平井技術的發展主要作用于為超低滲透的油藏。然而，由于壓裂后水平井的情況復雜，其生產率受到裂縫數，裂縫滲透率和裂縫間距等諸多要素的影響[7-10]。 這些因素對超低滲透油藏壓裂水平井產量預測的準確性，水平井壓裂設計的優化和水平井壓裂效果的評價都有影響。因此，研究影響超低滲透油藏產油能力的因素非常有關鍵性意義。

1 ?在超低滲透油藏非線性滲流模型

在實際油田開發過程中，地層中流體情況很復雜，由于受注水開發、邊底水等因素的影響， 油藏中大部分地方以及開發過程中大部分時間都處于油水共存狀態;當地層底部流動壓力低于泡點壓力時，原油將脫氣，甚至油、氣和水共同滲透也會發生。 單相滲流只是存在于地層中的部分地區或是某一階段。 在注水保持地層能量的情況下，水驅油過程中由于油水密度及黏度等性質的差異，必然引起水的指進以及滲流阻力的改變， 從而引起油水共滲的變化，影響油井的產量以及地層壓力的分布。

在低滲、超低滲的地層中，各種力相互關系的變化導致了油、氣、水三相滲流特征產生較大的差別。在數值模擬過程應充分思量這些要素對滲流的影響。

1.1 ?基本假設條件

假設有一個超低滲透儲層，儲層巖石具有非均質性和各向異性，儲層巖石考慮為變形介質并且介質變形不影響流體的相滲; 儲層中流體流動是等溫滲流;在考慮起始梯度壓力后，油藏只有三相油、氣和水，油和水相遵循非達西定律;烴成分僅含有油和氣的兩種成分，油成分完全留存于油相中，氣體成分既可以是游離氣體，也可以留在于水和油相中。 氣體的溶解和逸出是霎時實現的; 油藏流體弱可壓縮; 考慮滲透過程中重力和毛細力的影響。

1.3 ?求解方法

超低滲透油藏采用的數學模型基本方程是一組非線性偏微分方程。 以及模擬邊界的不規則性，一般不可能用解析的方法求解。只有使用某種數學方法，微分方程才能轉變為代數方程，并通過數值解求解。最廣泛使用的方式之一是有限差分方式。本研究選用IMPES（Implicit Pressure Explicit Saturation）方法對方程組進行線性化處理。與傳統的黑油模型的不同之處在于壓力梯度和壓力差值校正系數相乘（該值的區間為[0，1]）。在差分離散化方式的油水方程中包括非線性滲流校正因數。這使得關系式中系數矩陣的更可靠更恒定，??并且將其中一些方式，例如流度上游值和黑油模型中的完全隱含方式運用在當中。

2 ?多段壓裂水平井產能影響因素

2.1 ?計算參數選取

本論文針對大慶油田 M區塊進行計算，目前大慶油田 M區塊油井單井日產量小，甚至不經壓裂就無天然產能， 生產形勢穩定，產量下降較快，看水后含水量急劇上升，液體產量指標和產油指數迅速下降; 另外，由于較高水井注水壓力，難以填充油藏能量，油井見效不明顯，導致地層中難以建立有效的驅替壓力系統，采收率和采油速度都比較低。 M區塊基本參數： 地層原油密度0.812 g/cm3，地層原油粘度6.4 mPa·s，飽和壓力5.13 MPa，體積系數1.1，原始氣油比18.7 m3/ t。 M油層平均地面原油密度0.868 6 t/m3，原油粘度46.3 mPa·s，凝固點35.0 ℃，含膠量15.8%，含蠟量25.9%。具體地層等縫參數見表1。

本研究中的油水相對滲透率數據如圖1所示。從相滲透曲線試驗成效來看，M區塊有分別不低于40%和不低于25%的束縛水和殘油飽和度。圖中也能夠看出相對滲透率增大非常緩慢的是水，降低十分迅速的是油。 因此隨著開發時間的不斷推進，產液量提升很難達到，為保持油田穩產靠二提高產液量的困難也十分大。油水相對滲透率共同占據的面積非常有限，驅油得能力始終不高于40%。試驗結果表明，M區塊油層存在起始啟動壓力梯度，極低動水飽和度，油水相對滲透率共同領域較窄。

2.2 ?不同含水率條件下裂縫水平井IPR曲線

圖3展現了中心壓裂水平井含水率不同時的IPR曲線，滲透率為0.1 mD。 分析可得對于直井注，中心水平井采的井網，隨著井底流壓的降低，油井產量呈現先增大后減小的形狀。這是因為隨著地層底部井內流動壓力的降低，一方面，生產壓力差增大，促進了產量的增加; 另一方面，由于介質的變形，地層滲透性降低，這阻礙了生產的增加。 當井底流動壓力高時，生產壓力差在促進生產中起主要作用，因此產量隨著流動壓力的降低而增加; 當井底流壓超過臨界值后，介質變形對產量的阻礙作用起主要作用，使產量隨流壓的降低而降低。 當局部層的滲透率相同時，含水量越低，產油量越高，與不同含水量的最大產油量相對應的最大底部油壓相同。同時，介質變形的影響與地層滲透率有關，與地層流體類型不相關。

2.3 ?不同滲透率條件下裂縫水平井IPR曲線

圖4為中心壓裂水平井采矩形井網不同滲透率下含水率30%的IPR曲線。從圖中可以看出，在含水量相同和地層滲透率有差異的條件下，最大產油量相對的最大底油壓力也有差異， 滲透率越高，臨界井底流壓越小，說明介質變形對低滲透地層的影響要比對高滲透地層的影響大。

2.4 ?不同井網條件下裂縫水平井IPR曲線

圖5為不同注采井網條件下地層滲透率0.1 mD下含水率30%的IPR曲線。分析圖5可以看出直井注，水平井壓裂采井網的產量最高，是水平井的2.5倍左右，是直井的10倍左右。

2.5 ?不同裂縫條數下裂縫水平井IPR曲線

圖6顯示了中心壓裂水平井網的IPR曲線，滲透率為0.1 mD，裂縫數不同。從圖6可知，當滲透率相同時，裂縫數越多，油井產量越高。 五個裂縫的產量約為三個裂縫的1.2倍。 在相同的地層滲透率中，不同裂縫的水平井的最大輸出對應于相同的臨界底部流動壓力。

2.6 ?不同井距條件下裂縫水平井IPR曲線

圖7為壓裂水平井井網地層滲透率0.1 mD不同井距條件下的IPR曲線。

從圖7可以得知，當局部層的滲透率相同時，更小的井間距使油井產油量更高。80 m井距的產量是300 m井距產量的1.7倍左右。考慮鉆井成本和單井控制儲量后，最優井距為80 m。當地層滲透率相同時，對應于不同井水平井最大輸出的臨界井底流動壓力是相同的。

3 結 論

（1）在油水相對滲透率試驗中，超低滲透油藏的 M區塊存在起始啟動壓力梯度，動水飽和度極低，油水相對滲透率共同領域較窄，采用水平井壓裂采井網含水率10%，滲透率1.0 mD時產能最優。

（2）含水率有差異的條件下最大產油量對應的臨界地層底部井內流壓為9 MPa，地層滲透率有差異的條件下最大產油量對應的臨界地層底部井內流壓為3 MPa。

（3）超低滲透M區塊中水平井壓裂采井網的產量最高，是水平井的2.5倍左右，是直井的10倍左右。較多的裂縫條數，較小的井間距，會使井的產量更高。超低滲透M區塊5條裂縫，80 m井距使該區塊油井的產能最大。

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