水力压裂增产技术在上倾尖灭区的应用

周志军，刘志军(.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 6338；(2.东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江大庆 6338)

水力压裂增产技术在上倾尖灭区的应用

周志军1,2，刘志军1
(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318；(2.东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江大庆 163318)

应用数值模拟软件CMG，参照上倾区域的特点建立一个典型地质模型，利用等渗流阻力法对位于上倾尖灭区的油井P1进行了压裂处理，通过对比压裂前后压裂井及整个井组的开发效果，确定压裂技术在解决上倾尖灭区供液不足方面具有显著效果。在此基础上，对裂缝与主流线之间的角度及裂缝半长进行了优化，发现裂缝与主流线垂直，裂缝半长为85 m时，压裂开发效果最佳。

数值模拟；水力压裂；上倾歼灭区；供液不足；压裂参数优化

对于砂砾岩油藏，油田开发进入到特高含水期后期，挖掘油层上倾歼灭带附近的剩余油潜力显得日益重要[1-3]。然而上倾歼灭带油层薄、物性差、分布系数低、剩余油分布线长、面窄、厚度小、井网控制程度差，这些因素综合影响，使得上倾层储油的开采难度加大。在开发的过程中，上倾区域的油井由于处于油藏边缘，多为单向受效或双向受效，且物性差，致使在开发过程中常常出现供液不足。因此，针对上倾区域的具体情况，研究水力压裂增产技术在改善上倾区域供液方面的作用成为当务之急[4-6]。

1 机理模型的建立

数值模拟研究的关键是建立合理准确的地质模型，且该模型能够具有一定的代表性。根据上倾尖灭区域地质特征参数建立了典型模型开展研究。

(1)模型为一注四采，井网形式为五点法，井距:240 m；选择其代表性的孔渗参数(高、中、低渗)建立典型地质模型。

(2)模型大小:I×J×K=71×71×1，有效网格数为5 041，网格步长为10 m，，地质储量为18.43×104t。

(3)渗透率东西走向为西高渗东低渗的渐变条带，如图1所示。

(4)地势为西高东低，地层倾角为6°，网格厚度由西向东逐渐变薄，如图2所示。

图1 模型渗透率场

Fig.1Modelpermeabilityfield

图2 模型构造场

Fig.2Modelconstructionfield

2 压裂对开发效果的影响

水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施，是保持常规油田稳产增产,老油田开发后期调整及挖潜剩余油的重要手段[7-10]。油井压裂前后，其井底附近油气流动如图3所示。由图3可见，油井压裂前，其井底附近油气流动呈径向流动，而在压裂后，其井底附近的油气流动呈线性流动。这是由于压裂后，其井底对应流压由“点状”下降转化为“带状”下降，其生产特征与水平井的很相像，能有效解决上倾尖灭区油井供液不足问题。

图3 压裂前后油井流动状态

Fig.3Wellflowbeforeandafterfracturing

为了验证压裂增产措施对倾尖灭区油井增产是否有效[10-16]，在数值模拟软件中利用等渗流阻力法对位于上倾尖灭区的油井P1进行了压裂处理，P1压裂前后井底附近渗透率场如图4所示，通过比较可以看出，压裂后P1附近形成了一条高渗导流通道。通过数值软件，模拟压裂前后单井及井组的开发效果，分析压裂对开发效果的影响[17-20]。

图4 压裂前后渗透率场

Fig.4Permeabilityfieldbeforeandafterfracturing

2.1 压裂对驱替前缘的影响

压裂对驱替前缘的影响如图5所示。由图5可知，压裂前注采井组之间的驱替前缘，呈“锥”形推进，驱剂波及体积系数较低，且容易出现窜流。而压裂后，注采井组之间的驱替前缘，呈“弧”形推进，波及体积系数较大，剩余油动用程度高，且在一定程度上能够起到防窜的作用。压裂前后注采井组间的剩余油分布如图6所示，由图6可以明显看出，压裂后注采井组间的剩余油动用程度更高。

图5 压裂前后驱替前缘

Fig.5Displacementfrontbeforeandafterfracturing

图6 压裂前后剩余油丰度场

Fig.6Theremainingoilabundancefield
beforeandafterfracturing

2.2 压裂对开发效果的影响

压裂前后压裂井及井组产油状况如表1所示。由表1可知，压裂后压裂井累计产油增加了1 061 t，采出程度增加了0.58%，而对于整个井组累计产油增加了4 640 t，采出程度增加了2.52%。由此可见，压裂不仅增加上倾边界油井的产量，而且整个井组的产量都有所增大，故压裂对解决上倾尖灭区供液不足是很有效的。

表1 压裂前后压裂井及整个井组的产油状况Table 1 Oil production state of fracturing well andthe well group around fracturing

3 裂缝角度优化

在压裂参数中，裂缝与注采井组主流线之间的角度决定了压裂后液体的流动方向，对驱替前缘的影响十分明显，故在压裂前需要对裂缝的角度进行优化。在机理模型中，在保证裂缝半长为85 m的前提下，将裂缝角度分别调整为30°、45°、60°、90°，结果如图7所示，模型运行至井组含水率98%，对裂缝角度进行优化。

图7 裂缝与主流线呈角度

Fig.7Thedifferentdegreebetweenfracturing
andthemainstreamline

3.1 裂缝角度对驱替前缘的影响

裂缝角度对驱替前缘的影响如图8所示。由图8可知，当裂缝与主流线呈角度30°时，驱替前缘呈“锥形”推进，驱剂波及体积小，剩余油动用程度低；当裂缝与主流线呈角度90°时，驱替前缘呈“弧形”推进，驱剂波及体积大，剩余油动用程度高。故从驱替前缘方面考虑，当裂缝与主流线呈90°时，开发效果会更好一些。

图8 裂缝角度对驱替前缘的影响

Fig.8Theeffectionofdisplacementfront
underdifferentdegree

3.2 裂缝角度对开发效果的影响

不同裂缝角度下压裂井产油、含水率变化如图9所示。从图9中可以看出，裂缝与主流线角度越小，含水下降的时间越提前，且下降的幅度越大，前期的采油效果越好。但是，小角度对应的含水稳定期较短，含水上升幅度较大，使得压裂后见水更快。从累计增油角度考虑，当裂缝与主流线呈90°时，对应的产油较高，开发效果更为明显。

图9 不同裂缝角度下压裂井产油、含水变化规律

Fig.9Oilproductionandwatercutchangeruleunder
differentfracturingangle

不同压裂角度下压裂井和整个井组增产状况如表2所示，由表2可知，随着裂缝与主流线角度的减小，无论是压裂井还是井组，累计增油量都在不断的下降，当角度减小到30°时，压裂效果较未压裂前还要差，结合上面的产油及含水规律变化，得出裂缝与主流线最优角度为90°。

表2 不同裂缝角度下增产状况Table 2 Production increased status under different fracturing angle

4 裂缝半长优化

在压裂参数中，除了裂缝角度外，裂缝长度也是一个至关重要的参数，对压裂的效果有很大的影响。为优化裂缝长度，在机理模型中，在保证裂缝与主流线角度呈90°的前提下，将裂缝长度分别调整为65、85、105、125 m后，模型运行至井组含水率98%，对裂缝半长进行优化。

4.1 裂缝半长对驱替前缘的影响

压裂长度对驱替前缘的影响如图10所示，当裂缝半长越大，压裂井与注入井之间的驱替前缘推进的越均匀。压裂长度对剩余油丰度场影响如图11所示，从图11中可以看出，当半长增加至125 m后，在压裂井与注入井之间没能形成有效的流通通道，而且压裂井左侧边部的剩余油动用程度也较差，可见半长并不是越大越好。

图10 驱替前缘随裂缝半长变化

Fig.10Displacementfrontunderdifferent
fracturehalflength

图11 不同裂缝半长下丰度场

Fig.11Theremainingoilfileldunderdifferent
fracturehalflength

4.2 不同裂缝半长对开发效果的影响

不同裂缝半长下压裂井产油、含水变化规律如图12所示，从图12中可以看出，当裂缝半长越小时，含水下降的就越快，然而并不代表半长越小越好，当半长为65 m时，虽然含水下降时间最早，幅度也最大，但是在含水上升期，其上升趋势也是最快的。

不同裂缝半长下增产状况如表3所示，当裂缝半长为85 m时，压裂井累计增油最高，较未压裂前增加了1 061 t，阶段采出程度为3.32%，提高了0.58%。与此同时，整个井组增油幅度也是最大的，达到了22 462 t，较未压裂前增加了1 827 t，采出程度增幅为2.52%。综上所述，裂缝半长以85 m为最佳。

图12 不同裂缝半长下压裂井产油、含水变化

Fig.12Oilproductionandwatercutchangeruleunder
differentfracturehalflength

表3 不同裂缝半长下增产状况Table 3 Production increased status under fracture half length

5 结论

(1)上倾尖灭区油井压裂后，其与注入井之间的驱替前缘得以均匀推进，驱剂波及程度提高，压裂井累计增油1 061 t，采出程度增加了0.58%，而整个井组累计增油4 640 t，采出程度提高了2.52%。由此可见，压裂不仅解决了上倾边界油井供液不足，而且对井组增产亦有很大帮助，故压裂增产对解决上倾尖灭区供液不足是十分有效的。

(2)对比了不同裂缝角度下驱替前缘和开发效果变化，发现当裂缝与主流线垂直时，驱替前缘推进的更加均匀，驱剂波及程度高，含水率上升幅度慢，开发效果最好。

(3)在井距为240 m时，保证裂缝与主流线垂直的前提下，对裂缝半长进行了优化，发现当裂缝半长为85 m时，压裂井与注入井之间的流通通道更加均匀，波及程度更高，压裂井两侧的剩余油最少，开发效果最为显著。

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(编辑 王亚新)

Application of Hydraulic Fracturing Technology to Increase Production in the Updip Pinchout Area

Zhou Zhijun1,2, Liu Zhijun1
(1.KeyLaboratoryofEducationofChinaonEnhancedOilandGasRecovery,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China; 2.AccumulationandDevelopmentofUnconventionalOilandGas,StateKeyLaboratoryCultivationBaseJointly-constructedbyProvinceandtheMinistryofScienceandTechnology,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

Application of numerical simulation software, consulting updip regional characteristics to bulid a typical geological model, use the method of seepage resistance to fracture well P1 in updip pinchout area.By comparing the development effect of fracturing well and the whole well group, determines fracturing technology in solving the updip pinchout area lacking for liquid has significant effect.On this basis, optimizes the angle between the fracture and the mainstream line and fracture half length, found that vertical cracks from the mainstream line, fracture half length of 85 meters, the development of fracturing effect is best.

Numerical simulation; Hydraulic fracturing; The updip pinchout area; Insufficient for liquid; Fracturing parameters optimization

1006-396X(2014)06-0055-07

2014-03-27

:2014-06-05

国家自然科学基金(50634020，50874023)；国家重大专项(2011ZX05052-12，2011ZX05010-002-05)；黑龙江省提高油气采收率原理与技术高校科技创新团队建设计划资助(2009td08)；黑龙江省科技计划项目(GZ09A121)；黑龙江省教育厅科学技术研究项目(12521044，12521052)。

周志军(1966-)，男，博士，教授，从事油气田开发方面的研究；E-mail:sygc423@163.com。

TE357.1

: A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.06.012