体积压裂水平井缝网渗流特征与产能分布研究

袁 彬，苏玉亮，丰子泰，徐 晨，薛继超，鲁明晶

中国石油大学(华东)石油工程学院，山东 青岛266580

缝网压裂是在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成2 级及更多级次生裂缝，最终实现相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率［1-5］.若成藏压力较高，加之采用缝网压裂技术压出网络裂缝，使储集层孔喉与裂缝达到极大限度的沟通，导流能力极大增强，储集层渗流阻力减小，使低渗透致密储集层渗流启动压力梯度自然“消失”，流体流动将表现出无“启动压力梯度”的特征［6-10］.在实施“体积改造”过程中，由于储集层形成复杂裂缝网络，使储集层渗流特征发生了改变，主要体现在基质中的流体可以“最短距离”向各方向裂缝渗流，然后从裂缝向井筒流动，然而，缝网压裂后次生裂缝网络密度、延伸距离、作用范围和渗流特征都能显著影响基质流动的“最短距离”［11-14］. 因此，针对致密储集层，明确缝网压裂次生裂缝网络的几何参数、渗流特征及缝网产能贡献对于确定缝网压裂施工排量、砂比、压裂液黏度和净压力等参数，形成最优“缝网”系统，快速推动“立体体积改造技术”和“裂缝转向技术”，促使致密油气藏的高效开发至关重要［15-17］. 为此，本研究基于流线模拟技术，探讨流体质点在水平井缝网压裂复杂缝网渗流环境的运动规律，及油藏空间压力场变化规律，明确缝网尤其次生裂缝对缝网压裂增产的影响及渗流特征，为认清缝网压裂水平井在开发超低渗油藏中的渗流规律提供理论依据.

1 缝网压裂水平井缝网渗流特征

油藏注水开发过程中，流线轨迹由源(注水井)入汇(采油井)，与等压线垂直. 一系列流线构成流线场，可直观反映油藏各流体质点在某一时刻的渗流情况，其疏密程度一定程度反映复杂油藏空间中不同位置流体质点在该时刻的渗流特征. 通过ECLIPSE 流线模拟方法，使流体沿着流线在压力梯度方向运移，形成自然运移网络，追踪油、水在油藏中的移动. 本次流线模拟采用油水两相模型，模拟超低渗油藏参数为:平均油层厚度为15 m，平均渗透率0.6 ×10-3μm2，平均孔隙度为12.4%，地层原油黏度为1.18 mP·s，原始地层压力16.7 MPa，原始含油饱和度为54%，地面原油密度0.835 g/cm3. 模拟采用水平井采油和直井注水的5点井网，井距为160 m，排距为310 m，水平段长度为800 m，缝网压裂8 级，主裂缝长320 m，主/次裂缝导流能力40/4 μm2·m，以注采平衡方式开采，注水井最大井底流压40 MPa，生产井最低井底流压8 MPa，产液量上限为50 m3/d.

图1 水平井缝网压裂改造示意图Fig.1 Schematic diagram of volume-fracturing horizontal well

在井网形式、水平段长度和压裂段数一定的情况下，首先确定次生裂缝的合理参数，并在此基础上进行渗流特征及产能分布研究. 由于次裂缝密度主要受天然裂缝密度控制［18-20］，因此，设模型次裂缝密度0.025 条/m. 研究主要针对次裂缝延伸带宽优化，先保持其他参数不变，改变次裂缝带宽0、10、30、50、70 和90 m，得水驱特征曲线如图2.

图2 不同缝网带宽下缝网压裂水平井水驱规律曲线Fig.2 Water flooding curve of horizontal well with of different network width

由图2 可知:①随次裂缝延伸带宽增大，开发末期(含水率95%)缝网压裂水平井采出率越大，但当次裂缝延伸带宽大于70 m 后，采出率的增加不再明显，采出率比分段压裂水平井(缝网带宽0 m)提高约10%;②相同采出率下，次裂缝延伸带宽越大，缝网压裂水平井含水率越低;但当次裂缝带宽大于70 m 后，含水降幅明显变小. 研究表明，增大次裂缝延伸带宽，有利于改善油藏水驱效果，提高致密油藏的最终采收率. 因此，在该5 点井网井排距和水平段长度下，缝网压裂水平井最优次裂缝延伸带宽为70 m，穿透比约0.35.

致密油藏缝网压裂水平井注水开发过程中，其渗流可分为3 个阶段，但与常规分段压裂水平井流线形态存在差异:

1)缝网附近线性流. 流线垂直于压裂裂缝，以线性流方式流入水平井井筒，形成垂直裂缝线性流，见图3 (a)和图3 (b). 由于次裂缝的存在，缝网压裂线性流明显复杂，流线纵横交错，表明缝网压裂较分段压裂裂缝两侧区域流体明显加速流入井筒.

2)缝网附近拟径向流. 缝网段与段间流线较为密集，同时流线以缝网指端为中心呈径向散射状，见图3 (c)和图3 (d). 缝网压裂缝网内部平行次裂缝流线密集，表明此时缝网压裂除流线连接区域的流体开始流动外，缝网内部流动强度要强于分段压裂.

3)油水井连通后的拟径向流:油水井井流线沟通，压力波及整个油藏，整个区域的流动近似看成平面径向流;缝网压裂较分段压裂明显存在平行主、次裂缝流线，次裂缝沟通缝间，流线明显富集，缝间流体流动加强.

图4 为缝网压裂水平井在开发初期、中期(含水率约80%)和末期(含水率大于95%)的流线场和饱和度场分布. 结果表明:①开发初期. 流线形态以平行主次裂缝的线性流和缝网附近拟径向流为主，饱和度场形成以水平井及缝网为中心的椭圆形区域，注水井附近压力较高;②开发中期. 油水井间流线连通，流线呈平面拟径向流形态，流线富集，注水前缘首先突破外端缝网、裂缝指端及次裂缝，并逐渐推进，剩余油形成以水平段为中心的十字形分布，水平井中部两侧高含油饱和度分布范围广;③开发末期. 流线大部分富集水平井最外端缝网内外侧，中部附近流线明显稀疏，仍存在平行次裂缝流线，注入水沿裂缝形成优势通道导致缝网段间流线减少，剩余油主要分布在注水井间及缝网段间，但次裂缝的存在使得段间剩余油富集不再明显.

图3 缝网压裂与分段压裂水平井不同流线形态特征Fig.3 Different streamline characteristics of volume-fractured and multiple-fractured horizontal well

2 缝网产能分布与产水上升规律

分析图5 缝网压裂水平井的不同位置缝网产液量分布曲线可知，除水平井中部缝网外，其他位置各缝网产液量均先减少后增加至趋于稳定;中部缝网产液量先减后增，然后趋于稳定;在水驱前缘位未到达缝网之前，产液量主要来自近井带流体，且随地层压力下降，产液量逐渐减少;水驱前缘突破缝网后，即各缝网产液量最低点对应时刻，注入水与压裂缝网间形成优势通道，产液量逐渐增大至趋于稳定;注入水首先突破外端缝网，外端缝网产液量增大，而中间缝网供液能力最差，产液量贡献最小(不同位置缝网累积产油贡献率如图6)，由于定产液量生产导致后期产液量下降至趋于稳定.

图4 缝网压裂水平井不同开发阶段渗流场图Fig.4 Fluid flow field figures of volume-fractured horizontal well at different time

由图6 可知，水平井最中间缝网贡献率最高(32%)，最外端缝网次之(27%)，其他位置缝网贡献相当(20%)，主要因为外端缝网见水早，后期含水率高，产油量偏低;而外端缝网见水见效后有利中间缝网附近剩余油驱替，而此时中间缝网含水率低，产油量增加.

图5 缝网压裂水平井不同位置缝网产液分布曲线Fig.5 Fracture network liquid production distribution curve at different position of horizontal well

图6 体积压裂水平井不同位置缝网产液产油贡献率Fig.6 Fracture network liquid ＆ oil production at different position of horizontal well

图7 和图8 为缝网压裂水平井不同位置缝网的产油分布和含水上升曲线，结果表明，低渗透油藏注水开发初期，缝网压裂水平井最外端缝网产油量最大，之后迅速下降，后期见水后含水率迅速上升，产油量趋于稳定;越靠近水平井中部的缝网初期产油量越低，随之略有增加后迅速下降，见水后趋于稳定;端部缝网见水之后中部缝网见水之前，中部缝网附近压力上升，但含水率增加不明显，产油量增加，生产中后期(含水率80% ～90%)中部缝网产油量高于外端缝网;中部缝网见水后，含水率迅速上升，产油量下降渐趋稳定，达到与外端缝网产油量相当的水平，其低含水生产期最长，外端缝网含水达95%时，中部缝网仅约58%.

图7 缝网压裂水平井不同位置缝网产油分布曲线Fig.7 Fracture network oil production distribution curve at different position of horizontal well

图8 体积压裂水平井不同位置缝网含水上升曲线Fig.8 Fracture network water cut rising curve at different position of horizontal well

结 语

综上可知，水平井缝网压裂技术可明显改善致密油藏注水开发效果，提高最终采收率，其缝网特征、渗流特征及产能分布主要有:

1)在本例中，水平井缝网压裂次裂缝带宽最优穿透比约0.35，整个渗流过程分3 个阶段，缝网附近线性流、缝网附近拟径向流和油水井连通后拟径向流;

2)随着开发时间延续，缝网压裂水平井外端缝网与注水井间流线越密集，水平井中部及缝网间流线相对稀疏，剩余油主要分布在注水井间压力平衡区及缝网间低压区，次裂缝的存在可明显改善缝网间低压区剩余油分布;

3)不同位置的缝网产能及含水上升不同. 最外端缝网产液水平最高，含水率也高，导致产油能力低于中部缝网，外端缝网见水后上升速度较快.因此，合理优化缝网裂缝参数设计，保持各缝网间产液/油量均匀分布和减缓外部缝网含水上升速度是高效发挥缝网压裂在致密油藏开发优势的关键.

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