特低渗透油藏压裂水平井流入动态研究

安永生，吕亿明，鲁 玲，胡 随

(1.石油工程教育部重点实验室 中国石油大学，北京 102249; 2.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710021)

特低渗透油藏压裂水平井流入动态研究

安永生1，吕亿明2，鲁 玲2，胡 随1

(1.石油工程教育部重点实验室 中国石油大学，北京 102249; 2.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710021)

研究了特低渗透油藏油井的流入动态，认为储层应力敏感性和溶解气是导致特低渗透油藏压裂水平井流入动态曲线存在“拐点”的主要原因。在此基础上，利用油藏数值模拟软件，建立了考虑应力敏感性和溶解气影响的特低渗透油藏压裂水平井模型，计算了不同裂缝条数、裂缝半长的压裂水平井流入动态，分析了不同裂缝参数对压裂水平井合理井底流压的影响，为特低渗透油藏压裂水平井合理工作制度的确定提供了理论基础。

压裂水平井;特低渗透油藏;流入动态;应力敏感性;溶解气;数值模拟

引言

对于特低渗透油藏油井的流入动态，前人已做了大量的工作［1－10］，研究结果表明，特低渗透油藏油井流入动态存在“拐点”，即随着井底流压的降低，油井产量并非一直增大，而是增大到一定程度后，随着井底流压的进一步降低而减小。

本文对特低渗透油藏油井流入动态曲线存在“拐点”原因进行分析，在此基础上运用数值模拟软件，建立了考虑溶解气、应力敏感性影响的特低渗透油藏压裂水平井模型，分别对不同裂缝半长和裂缝条数的压裂水平井进行模拟，并通过数据回归方法得到特低渗透油藏压裂水平井的流入动态方程。

1 特低渗油藏油井流入动态影响因素分析

假设节点1、2为特低渗透油藏中的2个相邻节点，油井位于节点1，流体从节点2流向节点1。由数值模拟理论可知，对于黑油模型，节点1与节点2之间油相的传导率计算方法为:

式中:M为相邻网格间的传导率，m3/(d·MPa);K为绝对渗透率，10－3μm2;Kro为油相相对渗透率;μo为油相黏度，mPa·s;Bo为油相体积系数;p1为节点1压力，MPa;p2为节点2压力，MPa;G为启动压力梯度，MPa/m;ΔL为节点1和节点2之间的距离，m。

由公式(1)可知，油井井底流压(p1)降低可以导致以下结果:①网格之间的压差增大;②受应力敏感性影响，基质渗透率减小;③受溶解气析出影响，油相流动能力Kro/(μoBo)降低。

上述第1点为促进原油在节点间流动的动力因素，第2点和第3点为阻碍原油在节点间流动的阻力因素。当动力因素大于阻力因素时，降低油井井底流压可以起到增产效果，但当阻力因素大于动力因素时，节点间的传导能力将会下降，油井的产量也相应下降，这就是特低渗透油藏流入动态曲线出现拐点的主要原因。

同时，从分析中可以看出，启动压力梯度尽管对生产压差会产生一定的影响，但是由于启动压力梯度是个定值，无论如何改变，该值只影响流入动态曲线的上下位置，而不会影响流入动态曲线的形状。

2 特低渗透油藏压裂水平井流入动态

以西部某特低渗透油藏为研究对象，油藏、流体参数见表 考虑溶解气 储层应力敏感性的影响，对特低渗透油藏压裂水平井进行模拟。

表1 特低渗透油藏参数

2.1 压裂裂缝的模拟方法

在对压裂水平井进行数值模拟的过程中，由于裂缝的缝宽较小(3～5 mm)，且缝内渗透率很大，采用实际缝宽作为网格宽度，往往会导致计算结果不收敛。因此，本文用裂缝等效导流能力法对裂缝网格进行处理，即裂缝所在网格的导流能力与裂缝实际导流能力相同，处理方法如下式:

式中:frcd为裂缝的导流能力，μm2·cm;wf为裂缝宽度，cm;Kf为裂缝的渗透率，μm2。

2.2 不同裂缝半长的流入动态曲线

假设裂缝条数为4条，分别对裂缝半长为60、80、100、120 m的流入动态进行模拟计算，结果如图1所示。

图1 不同裂缝半长下压裂水平井流入动态曲线

由图1可知，不同裂缝半长的流入动态曲线有着类似的规律，随着流压的降低，压裂水平井产量几乎呈线性增加，当压力降低到泡点压力的2/3左右时，出现拐点，该点以下产量随流压的降低而减小 同时 随着裂缝半长的增加 拐点有上扬趋势并且随着裂缝半长的增加，拐点以后向回弯的趋势增大，即裂缝半长越长，流压低于拐点以后，产液量损失越大，流入动态曲线拐点的意义也越重要。

2.3 不同裂缝条数的流入动态曲线

假设裂缝半长为100 m，分别对裂缝条数为3、4、5、6、7、8条的流入动态进行模拟计算，结果如图2所示。

图2 不同裂缝条数下压裂水平井流入动态曲线

由图2可知，不同裂缝条数的流入动态曲线有着类似的规律，随着流压的降低，压裂水平井产量几乎呈线性增加，当压力降低到泡点压力的2/3左右时，出现拐点，该点以下，产量随流压的降低而减小。同时，随着裂缝条数的增加，拐点有上扬趋势，并且随着裂缝条数的增加，拐点以后向回弯的趋势增大，即裂缝条数越多，流压低于拐点以后，产液量损失越大，流入动态曲线拐点的意义越重要。

3 特低渗透油藏压裂水平井合理流压研究

特低渗透油藏压裂水平井的流入动态曲线和常规溶解气驱流入动态曲线有明显区别，存在一个最大产量点，即流入动态曲线的拐点，拐点处对应的压力即为合理的井底流压。为了确定低渗透油藏的合理井底流压，利用油藏数值模拟软件对不同参数下的拐点进行研究，为油井的合理生产制度提供技术支持。

3.1 裂缝半长对合理井底流压的影响

利用油藏数值模拟软件，模拟计算了不同采出程度、不同裂缝半长情况下流入动态曲线拐点位置的压力 合理井底流压与裂缝半长的关系如图所示。

图3 合理井底流压与裂缝半长关系曲线

由图3可知，随着裂缝半长的增加，合理井底流压逐渐增加，但增幅逐渐减小，采出程度越大，开采时间越长，合理井底流压越小。

3.2 裂缝条数对合理井底流压及产能的影响

利用油藏数值模拟软件，模拟计算了不同采出程度、不同裂缝条数情况下流入动态曲线拐点位置的压力。合理井底流压与裂缝条数的关系如图4所示。

图4 合理井底流压与裂缝条数关系曲线

由图4可知，随着裂缝条数的增加，合理井底流压逐渐增加，但增幅逐渐减缓，当裂缝条数超过6条后，拐点不再上移，合理井底流压基本稳定。

4 结论

(1)储层应力敏感性和溶解气是导致流入动态曲线出现“拐点”的主要原因。

(2)利用数值模拟方法，分别对不同裂缝半长、裂缝条数和采出程度的压裂水平井流入动态曲线进行了模拟计算，得到了不同裂缝参数下的特低渗透油藏压裂水平井流入动态曲线。

(3)在对特低渗透油藏压裂水平井流入动态曲线进行分析的基础上，得到了不同裂缝参数对合理井底流压的影响。

［1］苏玉亮，王震，李涛，等.人工裂缝对低渗透油田开发的影响研究［J］.钻采工艺，2006，29(4):33－35.

［2］曾凡辉，郭建春，徐严波，等.压裂水平井产能影响因素［J］.石油勘探与开发，2007，34(4):474－477.

［3］吴晓东，隋先富，安永生，等.压裂水平井电模拟实验研究［J］.石油学报，2009，30(5):740－743.

［4］张学文，方宏长.低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素［J］.石油学报，1999，20(4):51－55.

［5］何岩峰，吴晓东，韩增军，等.低渗透油藏油井产能预测新方法［J］.中国石油大学学报:自然科学版，2007，31(5):69－73.

［6］谢兴礼，朱玉新，等.具有最大产量点的新型流入动态方程及其应用［J］.石油勘探与开发，2005，32(3):113－116.

［7］牛彩云，等.低渗透油藏油井合理流压确定方法探讨［J］.石油学报，2009，31(1):289－291.

［8］姚军，刘顺，等.低渗透油藏水平井流入动态关系的建立［J］.中国石油大学学报:自然科学版，2008，32(4): 64－67.

［9］宋付权.变形介质低渗透油藏的产能分析［J］.特种油气藏，2002，9(4):33－35.

［10］尹洪军，刘宇，付春权.低渗透油藏压裂井产能分析［J］.特种油气藏，2005，12(2):55－56.

Study on inflow performance of fractured horizontal wells in ultra－low permeability reservoirs

AN Yong－sheng1，LV Yi－ming2，LU Ling2，HU Sui1
(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249;China; 2.Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi＇an，Shaanxi710021，China)

The inflow performance of oil wells is studied for ultra－low permeability reservoirs，and it is believed that stress sensitivity and dissolved gas are major reasons for the inflection point on the inflow performance curve of fractured horizontal well in ultralow permeability reservoir.On this basis，a fractured horizontal well model is established for ultra－low permeability reservoir by using numerical reservoir simulation with consideration of stress sensitivity and dissolved gas，thus calculated the inflow performance of different fracture numbers and fracture half lengths，analyzed the impact of fracture parameters on flowing bottom hole pressure，and provided theoretical basis for determination of reasonable work system.

fractured horizontal well;ultra－low permeability reservoir;inflow performance;stress sensitivity;dissolved gas;reservoir simulation

TE334

A

1006－6535(2012)03－0090－03

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.023

20111024;改回日期:20111104

国家重大专项“复杂结构井优化设计与控制关键技术”(2011ZX05009－005)部分研究成果

安永生(1979－)，男，讲师，2002年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业，2008年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业，获博士学位，现从事复杂结构井技术研究与应用工作。

编辑孟凡勤