流线模型模拟优选注水井裂缝参数

刘 哲 郭建春 曾凡辉

1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；

2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007

0 前言

水力压裂技术是低渗透、 特低渗透油藏中油井增产、水井增注的一项重要技术措施。 随着水力压裂裂缝模拟技术的发展，压裂技术从单井增产改造向整体压裂有了飞速的进步。 对于低渗透油藏，保持地层能量开采是保证油井稳产高产的关键，因此低渗油田往往采用注采井网结合压裂措施即整体压裂技术来提高油田的采出程度和采油速度。 从提高地层压力和注水量的角度看，低渗油藏中实施注水井压裂改造是必要的［1-2］，但注水井压裂后是否会导致油井过早水淹，降低开采效益也是非常关键的问题，为了更好地研究低渗透油藏中注水井是否需要压裂，以及压裂裂缝参数的选取，以胜利油田某区块为例采用流线模型进行研究。

1 流线模型建立

流线模型与黑油模型在渗流方程的建立上相同，但流线模型在求得压力场基础上没有直接求解饱和度方程，而是通过建立油藏速度场，进而求得油藏内的流线分布，然后求得沿流线方向的饱和度分布情况，再映射到坐标网格中， 由于流体是沿没有交叉的流线移动，因此可简化成一系列一维流线模拟的综合［3-4］。

采用流线模型分析胜利油田某区块五点井网注水井压裂与否时的水驱情况，并以注水量和地层压力［5］为目标，优化注水井的裂缝参数。

选取480 m×200 m 的矩形五点井网， 模拟网格数为96×95×10，x、y、z 方向网格大小分别为10、10、1 m，其中y方向设置三组（每组5 个）网格步长由中间向两侧呈对数递增的网格表征人工裂缝。 地层孔隙度0.12；渗透率x、y 方向为1.3 mD，z 方向为0.13 mD； 地面原油密度0.877 g/cm3；地层原油黏度1.5 mPa·s；原油体积系数1.172；地层油压缩系数9.65×10-3MPa-1；地层水压缩系数1×10-4MPa-1；岩石压缩系数4×10-5MPa-1；油水相对渗透率数据见表1。

运用流线模型分别对注水井压裂前后进行模拟对比分析，选取五组注水井缝长比分别为0、0.15、0.25、0.35和0.45， 及四组注水井裂缝导流能力分别为10、20、30、40 Dc·cm 进行模拟。

表1 油水相对渗透率数据表

2 注水井水驱动态对比

通过流线模型模拟，对比注水井未压裂和压裂后裂缝导流能力为10 Dc·cm， 缝长比分别为0.15、0.25、0.35和0.45 时，生产3 a 后的水驱示意见图1。

从图1 可知，生产3 a 后，即使注水井缝长比为0.45时，周围4 口油井也没有明显见水，对比水驱面积的边界，可知由于注水区域优先沿裂缝方向延伸，注水井缝长比越大，水驱面积的边界越趋于不均匀、不规则的形状，将导致水驱范围不均匀，水驱效果降低。

图1 注水井未压裂和缝长比分别为0.15、 0.25、 0.35 和0.45 时含油饱和度流线示意图

3 注水井裂缝参数优选

对比注水井不同缝长比，不同裂缝导流能力下的注入量和地层压力，优选注水井的裂缝参数。

3.1 注水井缝长优化

从图2 可知，裂缝半长越长，对注入量的影响也越好，缝长比为0.45 时，注入量最高，同时，缝长比从0.25增加到0.45，注入量的增加幅度不是很大，并有逐渐减小的趋势。

图3 中地层压力的变化曲线也呈现出注水井压裂后地层压力下降幅度更小的现象，说明注水井压裂后可导致注入量增加，使得地层压力保持较好。 但缝长比增加并没有显著提高地层压力下降的减缓幅度。

图2 不同缝长比下注入量的变化曲线

综上所述，注水井压裂对于提高注入量和保持地层压力是非常重要的，但是注水井缝长比增加，对注入量提高幅度和地层压力下降减缓幅度的影响并不是很大，因此注水井缝长比可选取0.15。

图3 不同缝长比下地层压力的变化曲线

3.2 注水井导流能力优化

图4 所示注水井不同裂缝导流能力下的注入量变化曲线，压裂后的注入量随着生产时间增加逐渐趋于平稳，可看出不同裂缝导流能力下的注入量不同。 裂缝导流能力从10 Dc·cm 增加至20 Dc·cm 时， 注入量增加幅度明显大于裂缝导流能力从20 Dc·cm 增加至40 Dc·cm时，因此比较适宜的导流能力可选取20 Dc·cm 左右。 图5 为注水井不同裂缝导流能力下的地层压力变化曲线，地层压力随着生产时间增加而下降。 但由于压裂后注水量的明显上升，使得地层压力下降减缓；注水井裂缝导流能力越小，地层压力下降明显。 但裂缝导流能力从20 Dc·cm 增加至30 Dc·cm 以及从30 Dc·cm 增加至40 Dc·cm，地层压力下降的减缓幅度不大。

图4 不同裂缝导流能力下注入量的变化曲线

图5 不同裂缝导流能力下地层压力的变化曲线

由图6 可看出压裂后累计注入量明显上升，但缝长比达到0.15 后注入量增加幅度减小， 因此缝长比取0.15 左右比较适宜； 不同裂缝导流能力下的几条曲线对比看出，导流能力达到20 Dc·cm 后，累计注入量增加幅度不大，因此裂缝导流能力可取20 Dc·cm。 从图7 可知，注水井压裂后地层压力将保持较高值，且随着注水井缝长比和裂缝导流能力的增加，地层压力下降幅度会有所减缓，说明注水井压裂对保持地层压力有很好的效果。

综上分析，以注入量和地层压力保持程度为主要的评价指标， 此注采单元中注水井最佳缝长比为0.15 左右，裂缝导流能力可选取20 Dc·cm。

图6 裂缝参数与累计注入量的关系曲线

图7 裂缝参数与地层压力的关系曲线

4 结论

a） 运用流线模型模拟分析注水井网水驱动态和压裂前后的生产动态，由于流线模型中流体沿压力梯度方向运移，因此更为接近流体的真实流动情况，更为直观地表现注水井压裂前后的水驱动态，解决了注水井压裂与否的问题。

b） 采用流线模型模拟运算了不同压裂参数下的注水井水驱情况，选取注入量、累计注入量和地层压力三个指标优选了注水井的裂缝参数，同时可以看出低渗透油藏中注水井需要压裂以增加注入量和保持地层压力，但注水井的缝长比对注入量提高幅度和地层压力减小幅度影响范围较小，因此可采取较短的裂缝半长。

c） 运用流线模型可以很好地对低渗透油藏整体压裂进行参数优化和生产动态预测，为现场压裂设计提供指导。

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