长8储层直井井网体积压裂影响产能因素研究

张勇年， 马新仿*， 王 怡， 何举涛， 王 伟， 郭宇佳

(1.中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室， 北京 102249； 2.中国石油长庆油田分公司 第二采油厂工艺研究所， 甘肃 庆城 745100)

0 引言

近年来，北美地区非常规油气田开发技术发展迅速，尤其是在致密油气、页岩气方面取得了长足的进步[1-4].国外致密油气资源的有效开发，得益于体积压裂技术的成功突破，这也为国内盆地致密油藏资源开发提供了新的思路.

长庆油田致密油气储层体积压裂受到页岩气开发的启示，探索出了具有长庆特色的混合水压裂技术[5]，主要针对天然裂缝发育、岩石脆性指数高的致密储层，通过采用“大液量、大砂量、高排量、低砂比”及滑溜水与冻胶交替注入的方式，提高裂缝导流能力，开启天然裂缝并进行有效支撑，形成网状缝网系统[6-9]，增加改造体积，提高单井产量.本文通过数学模型模拟结合现场实际应用对混合水压裂影响产能因素进行深入的研究，为国内致密储层的有效开发提供思路和方法.

1 地质概况

长庆油田三叠系长8储层类型单一，构造平缓，以岩性圈闭为主，平均埋深在2 100 m左右，油层平均厚度15.8 m，平均有效孔隙度10.5%，平均渗透率1.4×10-3μm2，油层原始地层压力18.1 MPa.长8储层采用菱形反九点注水开发井网.区域水平最大主应力与最小主应力的差值变化较小，最大主应力方向为北偏东75 °.岩心观测及现场测试结果显示该储层中发育有两组天然裂缝，主要为北东向，其次为北西向.

2 直井改造体积缝网模型

2.1 直井体积缝网模型的提出

根据美国Bernett页岩直井体积压裂裂缝形态及拓展特征研究[10,11]，提出了直井压裂后网状裂缝示意图(如图1所示)，根据现场资料对井史进行历史拟合，得到井底压力拟合示意图(如图2所示).

图1 根据微地震监测结果建立裂缝网格模型

图2 井底压力历史拟合

2.2 直井体积缝网模型的建立

由于地质条件存在差异性，将导致混合水压裂所形成的裂缝形态会有较大的差异，在长庆油田开展混合水压裂多数井将形成以主裂缝为主干的网络裂缝系统[12,13](如图3所示).

图3 长庆致密油藏混合水压 裂缝网效果示意图

图4 等效加密模型示意图

基于长8储层地质特征建立考虑最大主应力方向的模型，采用等效加密法[14](EQ-LGR)对不同缝网形态、缝网参数的体积压裂进行模拟研究.模型中以主裂缝为缝网系统的主干，次裂缝沿主裂缝壁面延伸并与天然裂缝交错形成复杂缝网，通过合并加密技术将主次裂缝贯通.等效加密模型示意图如图4所示.

3 历史拟合

根据目的区块的地质特征、储层特征以及流体性质，建立三维两相黑油模型，并对长8储层C井进行历史拟合.C井于2011投产，投产后产能持续缓慢下降，2013年采取混合水压裂措施，根据措施前后已有的生产数据，进行生产历史拟合.采用定产生产，拟合的是产油量和产水量，取得了较好的拟合效果，如图5所示.

图5 日产油和日产水拟合

4 井网条件下的产能影响因素分析[14,15]

基于前文所做的历史拟合结果以及长8储层地质特征建立考虑最大主应力方向的实际模型，菱形反九点井网条件下(如图6所示)取1/4井网区域为实际模型注采单元，使用等效加密法(EQ-LGR)对各位置油井进行体积压裂，对不同的缝网参数的体积压裂方案进行模拟，模拟中采用矩形缝网.

图6 菱形反九点井网单元示意图

体积压裂影响产能因素包括储层改造体积因素和缝网参数两方面，储层改造体积因素中包括储层改造体积大小以及缝网长宽比；缝网参数中包括裂缝间距和裂缝导流能力.针对研究单元的3口油井中，分为边井(O1和O3)及角井(O2)两种井位进行分析.

4.1 改造体积

图7 井底压力历史拟合

图7是不同改造体积与累产油量的关系.图中显示，提高储层的改造体积能够提高产量，但当储层改造体积大于某值以后，增产效果并不明显，甚至出现减小趋势，这是由于单井控制储量有限，无限制的增加储层改造体积对增产无益，不仅会加大压裂规模，也加大施工难度，同时会对见水时间产生影响.通过以上分析，角井的合理改造体积为90×104～120×104m3；边井的合理改造体积为120×104～150×104m3.

4.2 缝网长宽比

图8 缝网长宽比与累产油量关系

图8为缝网长宽比对累产油的影响.随着长宽比的增大，日产油量增大，但长宽比的增大要考虑见水的影响，因而缝网的长宽比需要结合实际情况而定.通过分析，并结合现场施工实际情况，角井的合理缝网长宽比为2～2.5；边井的合理缝网长宽比为2.5～3.

4.3 次缝间距

图9 不同次缝间距与累产油量关系

图9为不同次裂缝间距与累产油的关系.裂缝间距越小即次裂缝越密集，储层改造范围内油藏流体从基质向裂缝流动的距离越短，渗流阻力越小，最终累积产油量也较高.但不能无限制的缩小次缝间距，要考虑缝间干扰及施工工艺水平限制等问题.角井和边井的合理次裂缝间距约为40～60 m.

4.4 主缝导流能力

图10 不同主缝导流能力与累产油关系

图10为不同主缝导流能力对累产油的影响分析.油井的日产油量随着裂缝导流能力的增加而增加，当主裂缝导流能力大于某值时，虽然油井的累积产油量仍然随着裂缝的导流能力增加而增加，但其增加趋势已经减小了.通过以上分析，角井进行体积压裂时，主缝导流能力取20～25 d·cm为宜；边井的主缝导流能力取25～30 d·cm为宜.

5 混合水压裂井网适配性分析

通过前面对边井(O1和O3)及角井(O2)体积压裂的改造体积、缝网长宽比、次裂缝间距、裂缝导流能力的优化，可以发现由于影响油井产量的因素很多，因而在进行井网适配性分析时，一般都采用固定一个或者几个变量来优化其他参数，这样的优化结果不可避免具有一定的局限性.为了从整体上分析各因素对于井网的适配性，采用正交试验设计了计算方案，以模型单元的5年后日产油量、累产油量、最终采收率、含水率为目标进行了整体方案的综合优化.以10年末日产油量、累产油量、最终采收率、含水率为指标，不同方案的对比结果如图11所示.不难看出，当选择的对比指标不同时，最优的方案也不同，需要进行综合考量.

图11 各方案下10年末日产油、累产油、 最终采收率及含水率结果

6 注水井压裂效果分析

以上正交方案中均未考虑水井压裂，下面考虑水井压裂的情况.在菱形反九点井网下，以优选出的方案2为例进行研究，图12为注水井不压裂及注水井压裂时日产油量、累产油量在5年末的结果.

图12 各情况下5年末日、累产油对比

7 实例应用分析

以长8储层C井和X井的混合水压裂作为实例，研究数模影响因素的参数优选对实际体积改造增产效果的意义.

长8储层C井和X井位在菱形反九点井网中，同属角井.2013年先后进行了混合水压裂增产措施改造.为了较好的评估2口井在压裂过程中的破裂发生和发展状况，进行了井下微地震监测(如图13所示).

图13 长8储层C井(左)和 X井(右)微地震监测结果

这2口井较好地完成了混合水压裂技术改造，措施后増油效果显著，C井稳定日产油3.26 m3/d，X井稳定日产油1.75 m3/d，2口井含水稳定.C井改造体积约达104.1万方，X井改造面积约110.4万方.

根据前文可知，角井的合理改造体积范围为90×104～120×104m3，合理缝网长宽比为2～2.5.鉴于次缝间距、主缝导流能力参数不易得到，考虑在相同技术手段和施工条件下默认其差距不大.以上2口井的改造体积相差无几，且均介于优选范围之间.C井缝网长宽比约2.21，X井缝网长宽比约3.1，可知C井的长宽比介于优选范围之中，而X井超出优选范围.实际的措施前后日产油量结果如图14所示.

图14 C和X井混合水压裂措施 前后日产油对比

由图14可以看出：C井措施前后日增油量达3.26 m3/d，而X井仅为1.75 m3/d.推断合理的缝网长宽比是造成这种差别的原因所在.因此，对于不同井位的井，优选合理的参数范围并用于指导施工，影响着混合水压裂增产改造的效果.

8 结论

(1)长8储层C井得到较好的拟合结果，验证了这种矩形缝网模型的可行性.

(2)通过数模研究可知，在菱形反九点井网下：角井的合理改造体积为90×104～120×104m3，边井的合理改造体积为120×104～150×104m3；角井的合理缝网长宽比为2～2.5，边井的合理缝网长宽比为2.5～3；角井和边井的合理次裂缝间距均为40～60 m；角井主缝导流能力取20～25 d·cm为宜，边井的主缝导流能力取25～30 d·cm为宜.

(3)菱形反九点井网下，方案2为井网最优适配性方案.

(4)对井网下的最优方案进行了注水井压裂效果模拟，结果显示通过注水井压裂，油井日产提高17.23%，累产提高25%.因此，注水井压裂可以有效的提高油井产量，改善储层的开发效果.

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