低渗透油藏水平井裂缝参数优化研究

王新杰，唐海，佘龙，邹桂丽，周巨标，李祥珠

低渗透油藏水平井裂缝参数优化研究

王新杰1，唐海1，佘龙2，邹桂丽3，周巨标3，李祥珠3

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，成都610500；2.中国石化河南油田分公司采油二厂，河南南阳473400；3.中国石化江苏油田分公司安徽采油厂地质研究所，安徽天长239300）

低渗透油藏经常采用水平井压裂的方法来实现油井增产，而合理的水平井裂缝参数设计能充分发挥人工裂缝的增产作用。以江苏油田M断块地质特征和目前开发状况为基础，抽象出相应的机理模型，应用数模软件的门限压力建立了考虑启动压力梯度影响的水平井压裂模型，并与PEBI网格加密法的水平井模型进行了对比。结果表明：启动压力梯度对模拟结果影响相对较大，而裂缝形态对模拟结果的影响相对较小；M断块水平井最优裂缝间距为90 m，最优裂缝条数为6条，最优裂缝半长为130 m。该研究成果为江苏油田M断块水平井裂缝参数优化提供了思路与借鉴。

水平井；低渗透；压裂开发；启动压力梯度；裂缝参数

0 引言

江苏油田M断块位于金湖凹陷龙岗次凹东斜坡，其圈闭是由1条近东西向断层和2条近北东向断层共同控制的含油断块，圈闭长短轴之比约为5∶1。由于地质情况复杂且渗透率较低，该区不论是直井还是水平井生产基本都需要实施压裂增产措施。王记俊等［1］、姜晶等［2］和苏玉亮等［3］对水平井压裂裂缝参数的优化设计，基本都是采用近井模型PEBI网格或局部网格加密技术，但是在数值模拟过程中都没有考虑启动压力梯度对裂缝参数的影响［4-9]，然而存在渗流启动压力梯度却是低渗透油藏的一个突出特点［10-14］，而且启动压力梯度会对油藏的渗流特征和开发效果均产生很大影响。鉴于上述分析，笔者以江苏油田M断块地质特征和目前开发状况为基础，应用建模软件建立相应的机理模型，用门限压力来模拟启动压力梯度对原油产量的影响，对水平井裂缝参数进行优化设计。

1 机理模型的建立

1.1 机理模型的参数选择

机理模型的建立以江苏油田M断块为例，该油藏属层状构造油藏，含油层系为古近系阜宁组阜二段，油藏埋深为2 480 m，油层有效厚度为12 m，基本呈1 200 m×900 m的矩形分布，区块内水平井水平段长度为600 m。地层原油平均密度为0.865 t/ m3，地层原油平均黏度为27.68 mPa·s，地层水矿化度为11 739.86 mg/L，水型为NaHCO3型。油藏压力为22.62 MPa，压力系数为0.95，地层温度为91.0～97.3℃，属正常温度与压力系统。储层平均孔隙度为11.3%，平均渗透率为2.6 mD，属低孔、特低渗储层。以储层地质特征为基础，网格步长取dχ=30 m，dy=30 m和dz=12 m，建立40×30×1的低渗透黑油模型。

1.2 人工裂缝的处理方法

数值模拟中对人工裂缝的处理，一般有局部网格加密法、等效导流能力法和PEBI网格（非结构网格）加密法。对低渗透油藏而言，由于存在渗流启动压力梯度，而局部网格加密法和非结构网格加密法均不能用门限压力来模拟启动压力，所以本次模拟选用等效导流能力法来模拟人工裂缝。以区块实测资料为例，裂缝实际宽度为3mm，渗透率为40D。若机理模型中设置裂缝宽度为3 mm时，由于相邻网格宽度差异过大，容易造成模型不收敛，因此，本次模拟过程中裂缝所在网格宽度统一取为1 m，裂缝网格等效渗透率为120 mD。

1.3 启动压力梯度的处理方法

为了研究启动压力梯度对水平井原油产量的影响，笔者对所建机理模型的1 200个网格沿X轴和Y轴方向依次进行平衡分区，然后引入门限压力来作为启动压力。由于裂缝所在网格渗透率与其他网格渗透率不同，所以不同网格所在区域对应不同的门限压力（表1），其中绿色区域网格为人工裂缝所在网格，黄色网格为普通网格。以压裂裂缝所在部分网格为例，如464号和465号网格的启动压力梯度分别为λ1和λ2，则464号和465号网格间的门限压力为

2 水平井裂缝参数优化

选用等效导流能力法和单因素分析法对裂缝参数进行优化时，一般在保持裂缝导流能力和其他参数不变的条件下，分别改变裂缝的间距、长度和条数等参数对模型进行优化，对比不同的模拟结果，得出适合于水平井压裂的最优裂缝参数。

2.1 启动压力梯度和裂缝处理方法对原油产量的影响

PEBI网格加密法能够准确模拟压裂裂缝的形态分布［15］。为了对比不同裂缝形态和启动压力梯度对水平井产能的影响，笔者以上述机理模型为基础，分别建立了3套开发方案。区块油井实际裂缝条数为3～5条，地震测试结果显示压裂裂缝半长为90～130 m。模型中取裂缝条数为5条，裂缝半长为100 m，裂缝间距为90 m。第一套开发方案采用块中心网格，不考虑启动压力梯度；第二套开发法案采用非结构网格，不考虑启动压力梯度；第三套开发方案采用块中心网格，考虑启动压力梯度。定采液量生产分别模拟1～5年的原油产量对比关系（图1）。

从图1可得出：方案1和方案2的原油累计产量曲线在开发的前3年几乎完全重合，3年之后开始出现细微差别，5年后方案1比方案2累计增产原油2 256.437 m3，这主要是由于2种方案在处理人工裂缝时选用的方法不同所致；方案3与方案1和方案2相比，开采初期3种方案的开发效果没有明显差别，但随着开采时间的延长，方案3中远离水平井的区域由于受启动压力梯度的影响，原油流动能力变差，甚至不能流动，造成大量剩余油富集，原油产量急剧下降。与不考虑启动压力梯度的方案1和方案2相比，方案3开采5年后原油累计产量少约5万m3，可见裂缝的不同处理方法对模拟结果会产生一定的影响，但启动压力梯度对模拟结果产生的影响要比裂缝不同处理方法产生的影响大得多。因此，在低渗透油藏压裂水平井的数值模拟过程中，裂缝的处理方法是次要影响因素，启动压力梯度是主要影响因素，如果忽略启动压力梯度的影响，模拟结果将会产生严重误差。

2.2 水平井裂缝间距的优化

区块水平井水平段长度为600 m，油井实际裂缝条数为3～5条，为了研究水平井多条裂缝分段压裂时，不同裂缝间距条件下裂缝的干扰对水平井产能的影响，以5条压裂裂缝为例来研究水平井分段压裂时裂缝间距对油井产能的影响（图2）。在考虑启动压力梯度的情况下，分别选取裂缝间距为30 m，60 m，90 m和120 m，分别模拟1～5年的原油累计产量。从图2可以看出：随着裂缝间距增加，裂缝间的相互干扰减弱，原油累计产量不断增加；当裂缝间距增加到90 m时，裂缝供油半径与裂缝间距的分布逐渐趋于合理；当裂缝间距继续增加时，其对原油产量增加的影响已经很不明显。因此，最优裂缝间距推荐取90 m。

2.3 水平井裂缝条数的优化

在考虑启动压力梯度的情况下，分别选取裂缝条数为2，3，4，5，6和7条，模拟1～5年的原油累计产量（图3）。从图3可以看出：在裂缝间距一定的情况下，随着裂缝条数增加，原油产量基本呈线性增加，裂缝条数越多水平井产能越大。考虑到水平井长度的限制，裂缝条数推荐取6条。

图1 不同方案原油累计产量对比Fig.1Comparison of cumulative oil production predicted by three case

图2 裂缝间距对原油产量的影响Fig.2The effect of fracture interval on oil well production

图3 裂缝条数对原油产量的影响Fig.3The effect of fracture number on oil well production

图4 裂缝长度对原油产量的影响Fig.4The effect of fracture length on oil well production

2.4 水平井裂缝长度的优化

在考虑启动压力梯度的情况下，分别选取裂缝半长为40 m，70 m，100 m，130 m和160 m，分别模拟1～5年的原油累计产量（图4）。从图4可以看出：随着裂缝长度的增加，原油累计产量不断增加；当裂缝半长超过130 m时，裂缝长度对原油产量的影响已经不太明显，这是由于裂缝越长，地层原油从裂缝流到井底所受到的渗流阻力也越大。因此，考虑到裂缝越长对施工设备要求越高，同时压裂成本也会随之增加，最优裂缝半长推荐取130 m。

3 应用效果

以江苏油田M断块某水平井为例，该井实际压裂裂缝条数为4条，裂缝半长为130 m，压裂投产后以定液量50 m3/d生产，并与数值模拟4条裂缝时的结果对比（图5）。结果表明：生产初期实际产油量与模拟结果较一致，但是油井实际稳产时间不足4个月，模型模拟稳产时间却达到6个月。分析认为造成模拟结果与实际生产情况不符的原因为：①由于受地应力的影响，地震资料显示，人工裂缝与水平井井筒呈85°左右的夹角，而不是完全垂直于水平井井筒，这样将造成裂缝控制的泄油区域减小，一定程度上也降低了油井最终的产油量；②模型模拟过程中所用相渗曲线为归一化后的相渗曲线，反映的是整个区块原油的渗流规律，与压裂水平井控制泄油区域的渗流规律有所差异，这也在一定程度上影响了模拟结果；③本文建立的机理模型以油藏地质资料为基础，没有考虑储层平面非均质性和应力敏感性对油井产能的影响，不能完全反应实际油井的生产情况，只能在对实际油井进行压裂改造时作为参考的依据。

图5 机理模型与油井实际生产情况对比Fig.5Production comparison between ideal model and the actual well

精细地质模型存在无法考虑启动压力梯度的缺陷，而启动压力梯度相对于裂缝其他参数而言又是影响油井产能的主要因素，不容忽略。本次机理模型模拟结果对分段压裂水平井应如何控制水平井压裂裂缝参数，提供了一种考虑启动压力梯度来优化人工裂缝参数的方法，具有一定的借鉴意义。

4 结论

（1）以江苏油田M断块地质资料为基础建立了水平井裂缝参数优化机理模型，并用门限压力来处理启动压力梯度，用等效导流能力处理裂缝对不同方案的裂缝参数进行了模拟。

（2）建立了低渗透油藏块中心网格和非结构网格水平井压裂机理模型，对考虑启动压力梯度和不考虑启动压力梯度的模型进行了对比模拟。通过对比得出裂缝处理方法是次要影响因素，启动压力梯度是主要影响因素，不可忽略；在对水平井裂缝参数进行优化设计时应选用块中心网格模型，同时用门限压力模拟启动压力梯度。

（3）选用块中心网格模型，用门限压力模拟启动压力梯度，通过对水平井压裂裂缝参数进行优化设计，最终得到M断块水平井最优裂缝间距为90 m，裂缝条数为6条，裂缝半长为130 m。

［1］王记俊，郭平，王德龙，等.基于PEBI网格的水平井裂缝参数优化［J］.天然气与石油，2013，31（1）：57-59.

［2］姜晶，李春兰，杨敏.低渗透油藏压裂水平井裂缝优化研究［J］.石油钻采工艺，2008，30（4）：50-52.

［3］苏玉亮，慕立俊，范文敏，等.特低渗透油藏油井压裂裂缝参数优化［J］.石油钻探技术，2011，39（6）：69-72.

［4］马新仿，樊凤玲，张守良.低渗气藏水平井压裂裂缝参数优化［J］.天然气工业，2005，25（9）：61-63.

［5］田冷，何永宏，王石头，等.超低渗透油藏水平井参数正交试验设计与分析［J］.石油天然气学报，2012，34（7）：102-108.

［6］曲占庆，赵英杰，温庆志，等.水平井整体压裂裂缝参数优化设计［J］.油气地质与采收率，2012，19（4）：106-110.

［7］柳明，张士诚，王雷.一种模拟人工裂缝与水平井筒夹角的新方法［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2011，33（6）：89-93.

［8］袁帅，李春兰，曾保全，等.压裂水平井裂缝参数优化实验［J］.石油钻探技术，2010，38（4）：99-103.

［9］冯程滨，张永平，张洪涛，等.压裂水平井直井联合开发裂缝参数优化［J］.油气田地面工程，2011，30（2）：34-36.

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［11］李善鹏，吴凯，方艳兵.特低渗透油藏启动压力现象研究——以侯市地区为例［J］.岩性油气藏，2009，21（1）：125-127.

［12］杨凯，郭肖.裂缝性低渗透油藏三维两相黑油数值模拟研究［J］.岩性油气藏，2009，21（3）：118-121.

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［14］李标，唐海，吕栋梁.正方形反九点井网压力梯度及水驱储量动用程度研究［J］.岩性油气藏，2013，25（2）：95-99.

［15］吴军来，刘月田.基于PEBI网格加密的水平井分段压裂模拟［J］.大庆石油学院学报，2010，34（6）：53-57.

（本文编辑：李在光）

Optimization of fracture parameters of horizontal well in low permeability reservoir

WANG Xinjie1，TANG Hai1，SHE Long2，ZOU Guili3，ZHOU Jubiao3，LI Xiangzhu3
（1.College of Petroleum and Gas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China；2.No.2 Oil Production Plant，Henan Oilfield Company，Sinopec，Nanyang 473400，Henan，China；3.Geology Institute of Anhui Oil Production Plant，Jiangsu Oilfield Company，Sinopec，Tianchang 239300，Anhui，China）

Fracturing of horizontal well is often applied to increase oil well productivity in low permeability reservoir, and reasonable design of fracturing parameters of horizontal well can give full play to the role of increasing productivity of the artificial fracture.This paper

ed the corresponding geological model on the basis of reservoir geological characteristics and the present state of exploitation in M fault block in Jiangsu Oilfield,established fractured model of horizontal well considering start-up pressure gradient by using threshold pressure of Eclipse application software,and contrasted with the PEBI grid and block grid model of horizontal well.The result shows that compared with the start-up pressure gradient,the fracture shape has a relatively small influence on the simulation results.The optimal fracture interval is 90 m,the optimal fracture number is 6,and the optimal fracture half-length is 130 m.This study provides a referenceforoptimizationofthefractureparametersofhorizontalwellinJiangsuOilfield.

horizontal well；lowpermeability；fracturingdevelopment；start-up pressure gradient；fracture parameters

TE375

：A

2014-01-20；

2014-03-24

江苏石油勘探局应用研究项目“天83等低效储量改善开发效果技术研究”（编号：JS12024）资助

王新杰（1987-），男，西南石油大学在读硕士研究生，研究方向为油气田开发。地址：（610500）四川省成都市新都区西南石油大学石油与天然气工程学院。E-mail：397190040@qq.com。

1673-8926（2014）05-0129-04