江蘇油田低滲透油藏壓裂效果影響因素研究

王韻致，張順康，莊 園，孫東升，金 勇

（1.中國石化江蘇油田分公司勘探開發研究院，江蘇揚州 225009；2.中國石化江蘇油田開發管理部，江蘇揚州 225009）

江蘇油田低滲、特低滲油藏主要分布在高郵凹陷、金湖凹陷以及海安凹陷的花莊、墩塘、石港、小關、新街等油田，這些油藏普遍具有埋深較大、儲量豐度低、儲層非均質性嚴重等特點。早期通過實施壓裂實現了該類油藏的有效動用，為油田的產量穩定作出了貢獻。但隨著開發的不斷深入，部分壓裂油藏出現了注采井網適應性變差、油井含水上升快、水竄嚴重等問題，水驅開發效果逐漸變差，目前已處于低產、高含水狀態。

對于低滲、特低滲油藏，實施壓裂改造措施是實現油藏增產增注的一項重要技術。很多學者對壓裂機理、裂縫參數優化、壓裂工藝等方面［1-10］開展了大量研究。由于儲層的非均質性，加上不同油水井的井筒狀況不一樣，使得壓裂后的增產增注效果差別很大。通過分析不同因素對壓裂效果的影響程度，明確影響壓裂效果的主控因素，對優化壓裂參數，提高壓裂效果具有重要意義。目前，對于油水井壓裂后增產增注效果的主控因素診斷尚缺乏較系統的理論和方法。本文借助油藏數值模擬技術，分析和研究了油藏滲透率、有效厚度、含水率等參數對油水井壓裂效果的影響規律，為下步改善低滲油藏開發效果提供技術支持。

1 壓裂效果影響因素及評價方法確定

1.1 影響因素

影響壓裂效果的因素可分為油藏和工藝兩方面，通過對壓裂井單井產能及壓裂井網產量理論計算方法的調研分析，認為影響壓裂效果的因素主要有油藏滲透率、有效厚度、含水率、注采井距、裂縫方位、裂縫穿透比、裂縫導流能力等參數。

1.2 壓裂效果評價方法

油井壓裂效果評價指標有：①油井無因次日增產油量；②油井累積增油量，見表1。

表1 油井壓裂效果評價指標

水井壓裂效果評價指標有：①壓裂后水井增注情況；②對應油井增產情況；③注水利用率變化情況，見表2。

表2 水井壓裂效果評價指標

2 不同因素對油水井壓裂效果的影響

利用油藏數值模擬方法研究不同因素對壓裂效果的影響，以黑油模型為基礎，建立一注一采概念模型，模型基本參數為：孔隙度18%，滲透率20×10－3μm2，原油黏度10 mPa·s，地層水黏度0.5 mPa·s，有效厚度10 m，注采井距300 m，油井含水達到98%時結束模擬。模擬時通過修改網格滲透率的方法來模擬裂縫，具體處理方法如下：

式中，kx、ky分別為裂縫所在網格x和y方向滲透率，k、kf分別為地層和裂縫滲透率，wf、Δy分別為裂縫寬度和網格寬度。

2.1 油藏滲透率

油藏滲透率與油井壓裂后無因次增油的關系見圖1。可以看出在油藏滲透率小于20×10－3μm2時，無因次日增油和無因次累積增油數值較高，且隨著油藏滲透率的增加呈現快速下降趨勢。當油藏滲透率超過20×10－3μm2時，無因次日增油和無因次累積增油下降速度變慢并有最終趨于平緩的趨勢。可以看出，當油藏滲透率小于20×10－3μm2時，通過實施壓裂措施，油井能夠取得較好的增油效果，且油藏滲透率越低，增油效果越明顯。

圖1 油藏滲透率對油井壓裂的影響

水井壓裂后無因次增注及對應油井無因次增油的關系見圖2，當油藏滲透率小于50×10－3μm2時，壓裂后水井累積增注量隨滲透率的增加逐漸增大；當滲透率超過50×10－3μm2后，累積增注量增幅逐漸變小。同時，水井壓裂后對應油井累積增油量隨油藏滲透率增加逐漸減小，當滲透率超過30×10－3μm2時對應油井無因次累積增油隨滲透率增加快速下降；當滲透率超過30×10－3μm2后，對應油井累積增油量遞減速度有趨于平緩的趨勢。

2.2 油藏有效厚度

有效厚度與無因次增油的關系見圖3。可以看出：當油藏有效厚度小于15 m時，油井壓裂后的無因次日增油量和無因次累積增油量隨有效厚度的增加快速增加；無因次日增油量變化規律與累積增油量變化規律類似，在2～15 m油層厚度范圍內，累積增油量與油層厚度基本成正比關系。

圖3 油藏有效厚度對油井壓裂的影響

水井壓裂后無因次增注及對應油井無因次增油的關系見圖4。可以看出：累積注水量增加比例與層厚基本成正比，厚油層累積增注量大于薄油層累積注入量。無因次累積增油量變化規律與累積增注量變化規律類似，在2～10 m油層厚度范圍內，累積增油量與油層厚度基本成正比關系。

圖4 油藏有效厚度對水井壓裂的影響

2.3 含水率

油井壓裂時含水率與無因次增油的關系見圖5。可以看出：累積增油量與含水成反比，含水較高的情況下，增油量低于低含水階段，注入水大多被無效采出，注水利用率隨含水上升而下降。

水井壓裂后無因次增注及對應油井無因次增油的關系見圖6。可以看出：累積注入量隨含水率的上升而增加，中低含水階段累積增注量隨含水上升增加幅度較快，含水達到一定程度后，增幅漸緩并趨于穩定。累積增油量與含水率成反比，在含水較高的情況下，雖然水井壓裂在一定程度上提高了開采單元注入量，但增油量反而低于低含水階段，注入水大多被無效采出，注水利用率隨含水上升而下降。

圖6 含水率對水井壓裂的影響

2.4 注采井距

油井壓裂注采井距與無因次增油的關系見圖7，可以看出：在壓裂穿透比相同的情況下，注采井距大則壓開的裂縫長度也較大，裂縫和地層接觸的面積增加，可以在一定程度上有效降低注水阻力，增加地層吸水量。隨著井距增大，無因次累積增油量也逐漸增加，這是因為井距較大的開采單元控制儲量較多，油井壓裂后，水驅動用儲量增加也較多。累積增油量變化在小井距時增加較快，當井距超過一定范圍（300 m）后，增幅減小并趨于平緩。

圖7 注采井距對油井壓裂的影響

水井壓裂后無因次增注及對應油井無因次增油的關系見圖8，可以看出：在壓裂穿透比相同的情況下，隨著井距增大，無因次累積增油量也逐漸增加，這是因為井距較大的開采單元控制儲量較多，水井壓裂后，水驅動用儲量增加也較多。累積增油量變化在小井距時增加較快，當井距超過一定范圍（250 m）后，增幅減小并趨于平緩。

圖8 注采井距對水井壓裂的影響

2.5 裂縫方位

油井壓裂裂縫在不同方位時的累積產油與時間關系見圖9。可以看出：隨著裂縫方向與油水井間連線方向夾角的不斷增大，無因次增油量也不斷增加；當裂縫方向垂直于油水井間連線方向時，產量遞減慢，增產效果最好。

圖9 裂縫方位對油井壓裂的影響

水井壓裂后無因次增注及對應油井無因次增油的關系見圖10。可以看出：注水井上裂縫正對油井時，累積增注量最大；當裂縫方向垂直于油水井間連線方向時，累積增注量最小；注入水通過壓裂裂縫的流動，角度大的情況下，井組內油層平面上水驅過程較為均勻，水驅效果好；角度減小以后，實際上減小了注水井與油井間的距離，使油井更快水淹，影響了整個井組的產量。

圖10 裂縫方位對水井壓裂的影響

2.6 裂縫穿透比

水力裂縫穿透比與無因次增油、增注的關系見圖11。可以看出：壓裂后無因次日增油量、累積增油量隨裂縫穿透比增加而增加，裂縫穿透比在0.3以內時，增加幅度較大；當裂縫穿透比超過0.3以后，增福逐漸趨于平緩。

圖11 裂縫穿透比對油井壓裂的影響

水井壓裂后無因次增注及對應油井無因次增油的關系見圖12。可以看出：累積注入量隨裂縫穿透比的增加而增加，當裂縫穿透比達到0.4以后，增幅漸緩并趨于穩定。累積增油量與裂縫穿透比成反比，雖然水井壓裂在一定程度上提高了開采單元注入量，但隨著裂縫穿透比的增加，無效注水也同步增加，注水利用率隨裂縫穿透比的增加而下降。

圖12 裂縫穿透比對水井壓裂的影響

2.7 裂縫導流能力

裂縫導流能力與無因次增油、增注的關系見圖13。可以看出：油井壓裂后，當油井裂縫導流能力從10μm2·cm增加到30μm2·cm時，無因次日增油量、累積增油量增加的幅度較大；當超過30μm2·cm后，增加幅度減小，逐漸趨于平緩。

圖13 裂縫導流能力對油井壓裂的影響

水井壓裂后無因次增注及對應油井無因次增油的關系見圖14。可以看出：累積注入量隨裂縫導流能力的增加而增加，當裂縫導流能力達到40μm2·cm以后，增幅漸緩并趨于穩定。累積增油量與裂縫導流能力成反比，雖然水井壓裂在一定程度上提高了開采單元注入量，但隨著裂縫導流能力的增加，無效注水也同步增加，注水利用率隨裂縫導流能力的增加而下降。

圖14 裂縫導流能力對水井壓裂的影響

3 壓裂效果主控因素的確定

利用一注一采模型，考慮現場油水井壓裂的有效期，設計了7因素3水平的L18（37）正交設計方案，各因素不同水平取值如表3所示。模型計算時間設置為3 a，所有方案生產3 a后考察注采井組的采出程度，作為評價油井壓裂增產、注水井壓裂增注的效果指標。利用正交試驗方差分析方法計算因素離差的平方和、因素的自由度，并對各因素進行顯著性檢驗，見表4。

表3 各因素不同水平數值

表4 油水井壓裂效果影響因素評價

從表4可以看出，影響壓裂最顯著的因素包括滲透率、裂縫方位、裂縫穿透比和裂縫導流能力；影響顯著因素包括注采井距、有效厚度；不太顯著的因素是含水率。也就是說，在實施壓裂的時候，重點要考慮油藏的滲透率及壓裂裂縫的相關控制參數，兼顧注采井距和油藏的有效厚度。

4 結論

借助油藏數值模擬技術和正交設計方法，對江蘇油田通過實施壓裂改造的低滲、特低滲油藏開展了壓裂效果的影響因素研究，取得了如下認識：

（1）對于油井壓裂，當油藏滲透率小于20×10－3μm2時，通過實施壓裂措施，油井能夠取得較好的增油效果；在2～15 m油層厚度范圍內，累積增油量與油層厚度基本成正比關系；當裂縫穿透比在0.3以內時，壓裂后無因次日增油量、累積增油量增加較明顯；油井裂縫導流能力從10μm2·cm增加到30μm2·cm時，無因次日增油量、累積增油量增加速度較快。

（2）對于水井壓裂，當油藏滲透率小于50×10－3μm2，壓裂后水井累積增注量增加較明顯；當注水井裂縫正對油井時，累積增注量最大；當裂縫方向垂直于油水井間連線時，累積增注量最小；當裂縫穿透比小于0.4時，累積注入量增加幅度較大；裂縫導流能力小于40μm2·cm時，累積注入量增加較明顯。

（3）正交實驗結果表明：影響江蘇低滲油藏壓裂效果最顯著的因素包括滲透率、裂縫方位、裂縫穿透比和裂縫導流能力；影響顯著因素包括注采井距、有效厚度；不太顯著的因素是含水率。