安棚深層系致密砂巖油藏水平井壓裂參數優化設計研究

黎 明，韓豐華，王 肅，王 俊，安 超

（中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450048）

安棚油田位于泌陽凹陷東南部，深層系儲層埋深達到3 000 m以上，目的層為核三下亞段的Ⅶ、Ⅷ、Ⅸ油組。縱向上油層厚度大，分布穩定，平面上連續性好，開發潛力大。但由于儲層致密低滲，物性差、滲流阻力較大，自然產能較低，采用常規直井開采，初期日產能低（小于1.5 t），產量遞減快。引入水平井分段壓裂技術后，初期最高日產油25.0 t，平均13.0 t，效果明顯。為進一步有效開發和改善這些未動用致密砂巖油藏，采用合理的水平井壓裂參數和設計合理的注采井網是確保開發效果的關鍵。

國內外研究人員針對水平井壓裂參數優化問題做了大量的研究工作，但是較少考慮到低滲透儲層普遍存在的啟動壓力梯度及應力敏感因素，同時在模型設計時如何有效延緩水平井見水時間方面考慮較少。

本次研究在滲流實驗的基礎上，考慮致密砂巖儲層啟動壓力梯度和應力敏感等因素，建立數值模擬模型，研究水平井裂縫參數與產量的相關關系，同時采用“不等長布縫”和“不等量注水”兩種優化思路對水平井注采井網進行優化，來改善分段壓裂水平井對致密砂巖油藏的開發效果[1]。

1 油藏地質特征

安棚油田深層系儲層以核三下亞段為主，主要為核三下亞段的Ⅶ、Ⅷ、Ⅸ三個油組54個小層。油藏致密低滲，根據9口取心井巖心化驗分析資料統計來看，儲層巖性主要為含礫細砂巖和礫狀砂巖，平均孔隙度為6.00%，平均滲透率為1.5×10-3μm2。巖心觀察表明，安棚深層系天然裂縫存在明顯的方向性，且主要發育高角度裂縫，裂縫的傾角大多數在70°以上；裂縫成組出現，走向以近東西向為主，延展長度小，在儲層基質中主要起溝通導流作用，整體不發育。現今地應力方位與天然裂縫走向不一致，現今地應力優勢方位控制著人工壓裂縫的走向，水平井井網設計中需要重點考慮；根據研究區大量的井徑崩落資料和注水受效方向分析資料，安棚深層系現今地應力的優勢方位為NE-SW向（50°～60°）。

2 數值模擬模型的構建

2.1 實驗參數

室內巖心分析和油田現場監測資料均表明，低滲透油藏滲流普遍存在啟動壓力梯度和應力敏感性[2-3]。為此，選取了安棚深層系油藏不同滲透率級別巖樣，進行啟動壓力梯度和應力敏感性室內實驗，實驗數據如表1。

表1 安棚深層系巖樣啟動壓力梯度與應力敏感性實驗參數

2.2 模型構建

在室內實驗及區塊壓裂縫監測資料分析的基礎上，利用ECLIPSE油藏數值模擬軟件的組分模型模塊建立分段壓裂水平井數值模擬模型。目前主流的數值模擬軟件一般是針對常規油藏進行模擬的，直接應用不能描述低滲透油藏的非線性流動特征。因此，本次模擬采用等效方法，選擇ECLIPSE軟件中的“閾值壓力”（THPRES）來等效表征油氣在超過一定的啟動壓力后開始流動的特征，對啟動壓力梯度進行設定；選用HYSTER模型中的ROCKTABH來描述巖心經過多次、反復的圍壓加載—卸載后的滲透率測定實驗，對應力敏感進行參數設定[4]；在局部網格加密的基礎上，利用裂縫等效導流能力法對裂縫網格進行處理。直井注水井不壓裂，水平井壓裂。由于研究區油藏埋深3 000 m以上，水力壓裂縫為垂直縫，因此，模型設置壓裂縫形態為垂直縫，垂直于層面且穿透模型砂層及泥巖隔層，設置水平段長度為1 000 m，壓裂11條縫，人工裂縫縫寬為5 mm。同時選取該區油藏中對應的儲層和流體參數作為模型的輸入參數進行模擬（表2），模擬時間為10年，模型如圖1所示。

表2 模型輸入參數

3 裂縫參數優化

在水平井設計長度及地質參數一定的情況下，水平井壓裂裂縫條數、長度和裂縫導流能力是影響水平井產量的主要因素[5]。因此，在模擬時重點選取裂縫參數，設置合理的取值范圍進行逐一優化。

圖1 分段壓裂水平井模型

3.1 裂縫條數優化

對于相同長度的壓裂水平井來說，壓裂裂縫條數是影響水平井產能的重要參數。裂縫間距過大，會造成裂縫間儲量的損失；間距過小，裂縫間會出現相互干擾的現象[6]。設置1 000 m水平段的裂縫半長為 150 m，裂縫沿水平段均勻分布，裂縫分別為4～15條時累計產油量變化情況見圖2。

圖2 1 000 m水平段下壓裂裂縫條數與累計產油量關系

從圖2可以看出，隨著裂縫條數的增加，油井的累計產油量快速增加，但到一定程度后，上升幅度開始變緩至逐漸平穩。這是因為隨著裂縫條數的增加，裂縫間距在不斷減小，裂縫間的相互干擾越來越嚴重，地層壓力下降過快，總產量增加有限。因此，裂縫條數不是越多越好，而是存在一個相對合理的值，根據模擬結果，1 000 m水平井合理的裂縫條數為8。

3.2 裂縫長度優選

裂縫長度影響井筒與油藏的泄油面積，從而影響壓裂水平井的產能。設置1 000 m水平井裂縫條數為8，裂縫長度為30～340 m條件下水平井產油量的變化情況。如圖3所示，隨著裂縫長度的增加，水平井的累計產油量逐漸增加；但當裂縫長度超過260 m后，再增加裂縫長度，累計產油量增長幅度明顯趨緩。在實際壓裂施工中，壓裂縫設計越長，施工成本和難度越大；同時，在注采井網中，裂縫過長還會引起水竄，致使油井過早水淹。綜合考慮，優選裂縫長度為260 m。

圖3 1 000 m水平段壓裂裂縫長度與累計產油量關系

3.3 裂縫導流能力優選

在保持水平井裂縫長度為260 m、裂縫條數為8的條件下，設置裂縫導流能力為2.5～60.0 μm2·cm，產油量的變化見圖4。

圖4 1 000 m水平段壓裂裂縫導流能力與累計產油量關系

由圖4可以看出，隨著裂縫導流能力的增加，油井的累計產油量快速增加，但當裂縫導流能力大于30.0 μm2·cm時，累計產油量增長幅度放緩。因此，在裂縫長度和條數一定時，裂縫導流能力并不是越大越好，而是存在一個最優值，本次優選結果為 30.0 μm2·cm。

4 水平井注采井網優選

在單因素優化的基礎上，進一步考慮壓裂水平井的布井方向及見水時間，進行水平井井網優選。

4.1 井排方向優化

水力壓裂裂縫理論及實踐表明，水力壓裂裂縫的延伸方向主要受現今構造應力場和天然裂縫的共同控制，水力壓裂裂縫總是垂直于最小主應力方向和平行于天然裂縫走向延伸[7]。安棚地區天然裂縫規模較小且主要在構造軸部較為發育，因此，主要考慮現今地應力方向進行水平井網部署。安棚深層系最大主應力方向為SW-NE向，分段壓裂水平井井軌跡方位為NW-SE向。

4.2 注采井網見水風險

水平井注采井網很難回避壓裂裂縫與注水井網之間的矛盾，如果注采井網布置與裂縫的匹配關系不合理，注入水就會沿裂縫系統快速推進，使油井很快見水和水淹[8-9]。因此，在進行水平井注采井網與裂縫設計時，不能沿用直井井網的物性相似、井距相同時等縫長、等量配注的設計思路，而是應該通過嘗試設計不同的單井裂縫參數或調整水井注水量，延緩水平井見水時間，降低水平井注采井網的見水風險。根據壓裂水平井的特點，主要從兩個方面對水平井注采井網見水時機進行優化：①“不等長布縫”：改變與注水井對應的裂縫長度，減小水平井井筒中部對應注水井的裂縫縫長；②“不等量注水”：注水量非均勻配置，減少正對應水平井裂縫注水井的注入量。

4.3 井網優選

為了便于比較，井網之間采用等面積對比，每種井網對比單元面積均為1 000 m×800 m，有效厚度為10 m；設置水平段長度為600 m，壓裂5條縫，裂縫半長 170 m，裂縫導流能力為 30.0 μm2·cm，共設計了4種方案，如圖5所示，設計井網分為水平井衰竭式開發井網和直井注水水平井采油井聯合井網兩種。方案1為水平井衰竭式開采；方案2為1口水平井采油，4口直井注水；方案3、方案4均采用一口水平井采油，周圍6口直井注水，不同的是方案3采用“不等量注水”，以延遲注入水錐進；方案4采用“不等長布縫”，設計“U型”人工縫抑制注入水推進速度。通過數值模擬計算各類開發動態指標，同時考慮經濟因素，優選安棚地區合理的井網形式[10-11]。

圖5 注采井網及對比單元

方案模型模擬年限設置為10年，各項開發指標及經濟評價結果見表3。對比可知，方案1的開發效果和經濟性最差，這與安棚地區致密砂巖的儲層特征及流體性質有很大關系。儲層致密低滲，油藏流體為揮發油，決定了這類油藏的開發需要水平井分段壓裂提高產量，同時也需要注水保持地層能量。方案2、方案3、方案4考慮了注水驅替作用對水平井進行壓裂，較方案1有明顯的優勢，其中方案3與方案4比方案2多考慮了兩口井的邊部注水，增產效果明顯優于方案2；方案3和方案4均采用了延遲中間注水井見水時間的設計，有效防止了裂縫性水淹，井網累計產油量較高。綜合對比可以看出，隨著生產時間的增加，方案4經濟效益最好、含水率最低，因此，方案4為最優井網。

表3 井網模擬結果對比

5 結論

（1）受縫間干擾和施工成本等因素的影響，一定長度水平井壓裂時的裂縫條數、長度及導流能力等參數均有一個相對最優值，經過系統的模擬和優化，可以建立井間相對最優的驅替系統。

（2）對于多段壓裂的水平井而言，裂縫與井網的合理配置非常重要，因此，采用直井-水平注采井網“不等長布縫、不等量注水”的思路，可在一定程度上避免水平井含水急劇上升的風險。

（3）在致密低滲儲層中，啟動壓力梯度和應力敏感在水平井壓裂參數優化模擬中的影響不可忽視，通過室內實驗測試獲得準確數據，并在數值模擬模型中予以充分考慮，可以提高模型的計算精度。