低滲透油藏不同韻律下壓裂水平縫位置對注水開發的影響

高飛龍，張 斯，李 莉，張新印，吳東軍

（1.延長油田股份有限公司七里村采油廠，陜西延安 717111；2.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，西南石油大學，四川成都 610500）

延長油田位于鄂爾多斯盆地東部，其主力油層為長6 油層，油層埋深在600 m 左右，由于埋深較淺，所以水平應力普遍大于垂向應力，長6 油層特有的地質特征和巖石應力特征使其壓裂后多形成水平裂縫[1-3]。由于長6 油層滲透率較低，天然驅動能量弱，遞減速度快，采出程度低，需要補充地層能量來達到提高采收率的目的，然而延長東區注水開采效果不明顯。目前對于低滲透油田壓裂形成水平縫的提高采收率方式與開發實例研究較少，黃波等[4]對壓裂水平縫的滲流特征和注水開發特征進行了研究，建立了油水兩相油藏和水平裂縫滲流數學模型并構造了高效數值算法；孟選剛等[5]研究了低滲油藏壓裂水平縫的滲流特征，建立了基于格林函數思想的橢圓形壓裂水平縫滲流模型；潘凌等[6]通過數值模擬方法研究了低滲透油藏平面不同非均質性對注水開發的影響，研究表明影響低滲透油藏采收率的最主要原因是滲透率各向異性及儲層滲透率；鄧瑞健[7]通過實驗研究，驗證了影響注水開發效率的主要因素是儲層的平面非均質性。盡管前人分別從數值模擬方法，理論數學模型以及平面各向異性方面對低滲透油田壓裂水平縫進行了深入的研究，但是如延長油田長6 油層這樣的儲層在縱向上儲層物性差異較大，而他們都未考慮在低滲油藏不同儲層韻律下水平縫不同位置以及不同裂縫半長對注水開發效果的影響。

故針對注水效果不明顯、采收率偏低等問題，為了提高低滲透壓裂水平縫油藏的開發水平，本文以延長東區低滲透儲層為例，通過數值模擬方法研究了儲層滲透率韻律與水平縫位置以及半長對低滲油藏注水開發效果的影響，并對各組模擬結果進行了對比與分析。

1 研究區域概況

七里村油田延長組位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部，屬于典型的低滲透油藏，整體呈西傾單斜構造，平均傾角小于1°，長6 油層是其主力油層[8，9]。油層埋藏淺（300～700 m），物性差，非均質性強，滲透率總體較低，孔隙度集中分布在1.16%～9.52%，地層壓力低[10，11]。由于儲層壓裂多形成水平縫，延長東區水平縫油藏的注采單元通常是由油井與壓裂水平縫共同形成的（見圖1）。由于水平縫特殊的地質特征，水平縫油藏開發過程中流體的流動特征與垂直縫油藏開發過程中流體的流動特征存在明顯差異。同時，油藏的滲透率韻律對水平縫油藏開發的影響也明顯大于垂直縫油藏。由于目前對于水平縫的位置優化研究較少，因此本文對水平縫的位置優化問題進行研究。在實際生產中，可根據需要在不同的目的層壓裂形成水平縫[12-14]。不同滲透率韻律與不同水平縫位置的組合可能產生不同的開發效果[15-17]。因此，低滲透壓裂水平縫油藏開發方式的優化研究是十分必要的。

圖1 長6 油層注采井壓裂水平縫位置示意圖

2 井組模型研究

2.1 數值模擬機理模型建立

以延長東區某油田為例，建立數值模擬機理模型，針對研究區域概況，本次模擬采用黑油模型。以一個流動單元為研究對象，油層厚度設為10 m，X 方向網格步長為5 m，Y 方向網格步長為5 m，Z 方向上網格步長為1 m，網格總數為25×25×10。模型通過調節不同層位的滲透率來代表不同韻律的儲層滲透率分布特征（見圖2）。

圖2 井組機理模型滲透率分布

2.2 模型基礎參數

直井10 個小層全部射開，機理模型中的流體參數（見表1）。相滲曲線與毛管壓力曲線參數取自文獻[10]。

表1 模型基礎參數表

在機理模型中分別設置了非均質儲層滲透率參數和均質儲層滲透率參數，將非均質儲層各層滲透率按等比數列的方式進行設置，均質儲層的滲透率值通過參考現場數據得出，現將模擬所用各非均質儲層滲透率值表征（見表2）。

表2 儲層各層滲透率參數表

結合研究區域開發現狀進行生產制度的設置，注水井按3 m3/d 的注入量注水，生產井按日產液量為2 m3采油，對不同儲層韻律和水平縫位置的模擬方案（見表3）。

表3 模擬分組表

接下來將在現有模型基礎上，分別在正韻律儲層、反韻律儲層和均質儲層條件下，將水平裂縫位置分別設置在第1，5，9（即上、中、下）層來進行注水以及開采模擬，每種儲層分為9 組模擬，三種儲層共進行27 組模擬。模擬時間分別為20 年。

3 模擬結果與分析

3.1 不同韻律儲層壓裂水平縫數值模擬

3.1.1 正韻律儲層壓裂水平縫數值模擬 對于注水開發，水平縫-不管是注水井的水平縫還是采油井的水平縫-在儲層的不同位置，那么注水受效就會有所不同[18]。在正韻律儲層中，當注水井水平縫位置在上、中、下三個位置（上注、中注、下注），且相對應的采油井水平縫位置在上、中、下三個位置（上采、中采、下采）時的9 組模擬結果顯示：上注上采、上注中采、上注下采所得的累產油量相對于其他6 組更高，通過圖3 對比可得出，在正韻律儲層中，上注上采為最優壓裂水平縫位置。隨著采油井水平縫位置從上向下依次移動，由于重力分異作用，注水波及效率加快，油井更早見水，可能出現水竄，導致油井產量降低。綜上所述，在正韻律儲層中，注水井與采油井水平縫均位于儲層上部時，油井產能較高。

圖3 正韻律儲層各組最優裂縫位置累產油量對比

3.1.2 反韻律儲層壓裂水平縫數值模擬 在反韻律儲層模擬中，由于儲層滲透率從上到下減小，隨著注水井水平縫位置的下移，9 組模擬結果顯示：上注下采、中注下采、下注下采所得的累產油量相對于其他6 組更高。由圖4 可以看出，上注下采這種開采模式的累產油量最高。隨著生產的持續，在反韻律儲層中，水平縫位于中部的采油井最先開始見水，水驅前緣突進較快，含水率不斷上升，產水量不斷增加，下部油無法動用，導致油井產量減少，不利于生產。因此，在反韻律儲層模擬中，注水井水平縫位置在儲層上方且采油井水平縫位置在儲層下方時，油井產量較高，越利于生產的進行。

圖4 反韻律儲層各組最優裂縫位置累產油量對比

3.1.3 結果對比 通過分析對比正反韻律儲層條件下，水平縫位置的不同對油井產量的影響，在此基礎上，分別統計模擬20 年各組采收率與油井見水時間（見表4），由表4 可看出，正韻律儲層模擬平均見水時間相對更晚，但平均采收率相對較低，在正韻律儲層中，最高采收率為33.23%，各組模擬得出的采收率差值在0.9%以內；在反韻律儲層中，最高采收率為36.82%，各組模擬得出的采收率差值在0.6%以內，反韻律儲層最高采收率高出正韻律儲層3.59%。無論韻律層如何分布，各個井的見水時間主要受采油井水平縫的位置影響，在正反韻律層的條件下都是采油井水平縫在上部儲層的情況下見水時間最晚；而采收率的大小則主要受注水井水平縫的位置影響，在正反韻律和均質韻律層中，都是注水井水平縫處于上部儲層時采收率最大。可見，在非均質儲層中，正反韻律與水平裂縫位置的不同對延長東區油藏的生產有明顯的影響，反韻律儲層條件更有利于研究區域的開發生產。在均質儲層中，最高采收率為36.77%，各組模擬得出的采收率差值在0.67%以內。可以得出，在均質儲層中，壓裂水平縫位置的變化對油井的產能影響明顯，同理，水平縫的位置對注入井的注入能力影響也很大。

表4 正反韻律不同裂縫位置的采收率對比

3.2 壓裂水平縫半長對注水的影響

為了探究壓裂水平縫半長在正反韻律儲層中對注水的影響，本模型模擬了不同韻律下，裂縫半長分別為25 m，30 m，35 m，40 m，45 m，50 m，55 m，60 m 時油井生產20 年所得的累產油量，本次模擬結果顯示，不同水平縫的縫長對油井產量有不同程度的影響，縫長在一定范圍內，油井的產量隨著縫長的增大而增加，而當縫長超過一定值后，隨著縫長的增大，沿縫長方向注入水波及越快，且裂縫上部和下部油層未波及區域越大，因此驅油效率降低或者不明顯。模擬20 年（見圖5），在正韻律儲層中，水平縫縫長為45 m 時油井的累產油量最高，較縫長為60 m 時的情況多采出1.14%的原油，而較水平縫縫長為25 m 時的情況多采出1.13%的原油。在反韻律儲層中，水平縫縫長為35 m 時累產油量最高，較縫長為60 m 時的情況多采出1.9%的原油，而較水平縫縫長為25 m 時的情況多采出0.6%的原油，本次模擬得出，對于長6 油層的開發，正韻律儲層最優裂縫半長應保持在45 m 左右，反韻律儲層壓裂水平縫最優裂縫半長應保持在35 m 左右。

圖5 不同韻律儲層不同縫長下的累產油量對比

4 結論

根據模擬結果，本文分析了低滲透壓裂水平縫油藏中不同裂縫位置與注入流體的流動過程，通過研究得到以下結論：

（1）延長東區注水開發過程中，可根據需要在儲層不同位置壓裂形成水平縫，水平裂縫位置對油藏注水開發的采收率影響較大，同時，儲層的韻律特征對油藏開發影響較為顯著。

（2）在非均質油藏壓裂水平縫注水模擬過程中，正韻律儲層上注上采以及反韻律儲層上注下采時對應的采收率分別是兩種韻律中最高的。在均質儲層注水模擬過程中，上注上采的采收率最高，這說明水平裂縫位置對油井產量有較大影響。在實際生產中，可根據儲層韻律選擇最優注水位置。

（3）反韻律儲層條件更有利于低滲透壓裂水平縫油藏的開發生產。在延長東區注水開發及重復壓裂過程中應考慮水平裂縫的位置和儲層韻律對開發生產的影響，針對不同類型的儲層采取不同的水平縫注水方式。