低渗透油藏压裂水平井井网优化方法研究

张晨朔，姜汉桥

（中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249）

低渗透油藏压裂水平井井网优化方法研究

张晨朔，姜汉桥

（中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249）

采用压裂水平井井网是开发低渗透油藏的有效手段，但此类井网的缝网参数较多，注水开发使得渗流规律与油水分布更为复杂，诸多参数存在交互作用，井网优化难度增大。针对压裂水平井缝网参数优化过程中面临的问题，按照从局部到整体，从主要到次要的研究思路，分析裂缝半长与裂缝密度对压裂水平井单井产能的影响规律；然后根据裂缝参数技术界限，以最大采出程度和净现值为目标，研究了注采井距、水平段长度、水平井裂缝半长、注水井裂缝半长、排距等缝网参数对目标值的影响规律及相应机理，得出了缝网参数的最优组合，为低渗透油藏压裂水平井网优化提供了方法和借鉴。

低渗透油藏；压裂水平井；数值模拟；井网优化

作为开发低渗、特低渗油藏的关键技术，压裂水平井能有效增大油藏泄流面积，提高产量和开发效率，在国内外获得广泛应用。注水开发补充了地层能量，形成驱替系统，成为保证压裂水平井稳产的重要手段［1］。

目前，国内外学者对压裂水平井的研究工作主要集中在单井产能的预测和裂缝参数优化方面，而对缝网参数优化研究较少，且没有考虑经济因素［2-8］。压裂水平井网的缝网参数（裂缝半长、裂缝间距、水平段长、注采井距、排距等）对渗流和油水分布的影响规律较为复杂，各因素之间存在交互作用，井网优化难度大。本文通过数值模拟，首先分析了压裂水平井单井产能影响规律，得到单井裂缝参数的技术界限，然后针对特定的压裂水平井井网形式，以采出程度和净现值为目标，对缝网参数进行优化，得到了缝网参数的最优组合。

1 建立数值模型

运用成熟的商业数值模拟软件建立数值模型，具体参数如下：

模型面积5 km2，网格步长5m×5m×20m，油层深度2 000m，有效厚度20m，孔隙度15%，渗透率5×10-3μm2，原始含油饱和度64%，原始地层压力25MPa，地面原油密度0.85 g/cm3。模型最大主应力沿y方向，裂缝导流能力为40μm2·cm。

低渗油藏存在较为显著的启动压力梯度和压力敏感效应，应予以考虑。大量室内实验表明，最小启动压力梯度与渗透率、流体视黏度的关系式［9］为

式中：GD为地层最小启动压力梯度，MPa·m-1；Kp为地层渗透率，10-3μm2；μ为流体黏度，mPa·s。

通过岩样的压力敏感性实验，得到压力敏感系数与初始渗透率的回归关系式为［10］

式中：Ki为净有效覆压为0MPa时的渗透率，10-3μm2；α为储层压力敏感系数，MPa-1。

根据数值模型，Kp和 Ki均取5×10-3μm2，μ取 2 mPa·s。由式（1）求得GD=0.018MPa·m-1，由式（2）求得α=0.032MPa-1。

2 压裂水平井产能影响因素

用常规手段开发低渗、特低渗油藏，产能偏低。用压裂水平井开发，首先需要满足一定的产能，较高的单井产能是压裂水平井井网稳产的重要保证。在特定储层条件下，影响压裂水平井产能的裂缝参数主要有裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数、裂缝角度等。前人关于裂缝角度的研究［11-13］表明，裂缝条数相等时，裂缝方向与水平井段方向垂直可以增大裂缝间距，减少缝间干扰，提高原油产量。而裂缝半长、裂缝间距与裂缝条数优选需根据具体油藏条件确定。

2.1 裂缝半长

裂缝半长是影响压裂水平井产能的重要因素之一［14］，增加裂缝半长可以提高裂缝与油藏的接触面积，起到提高产能的作用。与此同时，增加裂缝半长会导致缝间干扰加剧，表现为流体在裂缝中的流动阻力增大趋势，压降损耗明显增大。

设置一口压裂水平井，裂缝垂直于井筒，采用天然能量开发，生产压差为5MPa，模拟6个月内的产能变化趋势。设定压裂水平段长600m，裂缝间距150m，裂缝条数为5，裂缝半长分别为10，30，50，70，90，110m，对单井产量影响见图1。

图1 裂缝半长对单井产量的影响

从图1中可以看出，初始产能随裂缝半长的增大而增大，但增大的趋势逐渐变缓。为保证压裂水平井的产能要求，实际裂缝半长不应小于30m，具体的裂缝半长应根据井网优化结果确定。

2.2 裂缝间距

裂缝间距直接影响单井的开发效果［15］。低渗、特低渗油藏启动压力梯度较大，使各条裂缝的控制面积减小。当裂缝间距较大时，各条裂缝的控制面积无法覆盖目标区域，裂缝之间存在死油区；当裂缝间距较小时，又会产生较强的缝间干扰，降低各条裂缝的增产效果。因此，对于特定油藏，裂缝间距存在最优值，有必要分析裂缝间距对产能的影响规律。

设定压裂水平井裂缝半长为100m，裂缝条数为5，裂缝间距分别为50，100，150，200，250m，对单井产量的影响见图2。

图2 裂缝间距对单井产量的影响

由图2可知，单井产量随裂缝间距增大而增大，但增产幅度依次减小，当裂缝间距大于150m时，产能基本不再增加。故本例的最优裂缝间距取150m。

2.3 裂缝条数

在裂缝间距不变的情况下，裂缝条数越多，控制面积越大，产能越高［16］。但随着裂缝条数的增加，水平段长度增大，优化时需要考虑技术与经济因素。

设定压裂水平井段裂缝半长为100m，裂缝间距为150m，裂缝条数分别为2，3，4，5，6，7，对单井产量的影响见图3。

图3 裂缝条数对单井产量的影响

从图3可以看出，随着裂缝条数增多，产能相应提高。压裂水平井应满足一定的产能，考虑到水平段的合理长度范围，在本例中裂缝条数取3～7，具体的裂缝条数应根据井网优化结果确定。

3 井网优化

压裂水平井井网优化包括井网参数优化和裂缝参数优化，井网参数包括井距、排距和水平段长度。根据井网开发效果影响因素的主次顺序，以采出程度和净现值为目标进行优化。

以平行混合井网为例（见图4），该井网压裂水平井为生产井，压裂直井为注水井，注采井数比为1∶1，直井裂缝与水平井裂缝平行。注采井距等于注水井裂缝至相邻压裂水平井跟趾部裂缝的距离，井网井距就是水平井两端直井的距离，井网排距为两压裂水平井垂直轴向的距离。采用此类井网，一方面直井压裂可以提高注水井的注入能力；另一方面注水井裂缝可以与水平井跟部和趾部裂缝形成驱替系统，中部裂缝也可以获得能量供应。优化缝网参数，可以最大程度地发挥井网优势，提高开发效率。

图4 平行混合井网示意

由于目标区块面积较大，为减少数值模型计算时间，只选取图4所示虚线框内区域，即一个注采单元进行模拟计算，注采压差为20MPa，模拟20 a的采出程度和净现值。

3.1 井网井距与水平段长度优化

设定井网排距为200m，水平井裂缝间距为150 m，水平井与直井裂缝半长均为60m，注采井距分别为50，150，250，350，450 m。压裂水平井段长度分别为300，450，600，750m时，采出程度随注采井距的变化见图5a。由图可以看出，随注采井距增大，采出程度在50～350m逐渐提高，超过350m后，采出程度开始降低；水平段越长，采出程度越低，且降幅逐渐减小。

如图5b所示，随着注采井距增大，净现值在50～350m区间逐渐提高，超过350m后，净现值开始降低；水平段越长，净现值越小。

图5 不同水平段长时目标值随注采井距的变化

主要原因有以下3点：

1）注采井距较小时，生产井跟趾部裂缝在短时间内水淹，随着注采井距增大，生产井含水率上升速度逐渐放缓，采出程度增大；当注采井距超过350m，由于注采间距过大，生产井见效缓慢，采出程度开始降低。

2）压裂水平段越长，裂缝越多，超过3条时，注入水将难以绕过水平井跟趾部裂缝，从而在中部形成剩余油，导致采出程度逐渐降低。

3）注采井距的增大使得井网密度减小，初期投入成本降低，并且采出程度提高，小于350m时净现值逐渐增大，大于350m后净现值因油藏采出程度减小而减小。水平段的增大使得井网密度减小，初期投入成本降低，但因采出程度降低明显，净现值亦降低。

由注采井距和水平段长对采出程度和净现值的影响规律得出：当注采井距为350m、水平段长为300m时，油藏可获得最大的采出程度和净现值。因此，确定部署方案的井网井距为1 000m，水平井段长为300 m，即合理的裂缝条数为3。

3.2 裂缝半长优化

设定井网排距为200m，压裂水平井裂缝间距为150m，注采井距为350m，水平段长300m，裂缝半长分别为30，45，60，75，90m，模拟20 a后的采出程度和净现值，结果见图6。

图6 不同裂缝半长时目标值随注水井裂缝半长的变化

由图6a可以看出，水平井裂缝半长为30，45，60，75m时，采出程度随着注水井裂缝半长增长而提高；水平井裂缝半长为90m时，采出程度随着注水井裂缝半长增长而减小，即水平井裂缝半长越小，采出程度越高。这主要是因为，随着注水井裂缝半长增长，注入水绕过水平井跟趾部裂缝，中部裂缝受效的能力增强。当水平井裂缝为90m时，注入水无法绕过水平井跟趾部裂缝，注水井裂缝增长反而使生产井含水上升速度加快，采出程度降低；水平井裂缝越短，注入水绕过水平井跟趾部裂缝的能力越强，采出程度越高。

由图6b可知，无论水平井裂缝半长取何值，净现值均随注水井裂缝半长增长而增大；水平井裂缝半长越小，净现值越高。由于井网密度不变，各方案初期投入成本相差不大，注水井裂缝越长，采出程度越高，而且开发初期采油速度越高，投资回收能力越强；水平井裂缝越短，采出程度明显提高，净现值也就越大。

综上所述，根据水平井与直井裂缝半长对采出程度和净现值的影响规律，当注水井裂缝半长为90m、水平井裂缝半长为30m时，油藏可获得最大的采出程度和净现值。因此，确定在排距为200m时，部署方案的注水井裂缝半长为90m，水平井裂缝半长为30m。

3.3 井网排距优化

设定压裂水平井裂缝间距为150m，注采井距为350m，水平段长300m，水平井裂缝半长为30m，井网排距分别为100，200，300，400m，与此相对应的注水井裂缝半长分别为30，35，40，45 m；30，45，60，75，90 m；30，55，80，105，130m；30，70，110，150，190m。模拟20 a后的采出程度和净现值，结果如图7所示。

图7 不同井网排距时目标值随注水井裂缝半长的变化

由图7可知：1）采出程度随排距增大先升后降，排距为200m时最高；随注水井裂缝半长增长而升高。2）净现值随排距增大先升后降，排距为200m时最高；随注水井裂缝半长增长而升高。其主要原因为：井网排距较小时，生产井含水率上升速度过快，采出程度偏低；随着井网排距增大，生产井含水率上升速度减慢，但采油速度减小，水驱波及效率降低，故存在最优排距。

综上所述，根据井网排距对采出程度和净现值的影响规律，井网排距为200m时，可以获得最大的采出程度和净现值，因此，确定部署方案的井网排距应为200m。

3.4 裂缝半长分布优化

设定压裂水平井裂缝间距为150m，注采井距为350m，水平段长300m，井网排距为200m，注水井裂缝半长为90m，水平井跟趾部裂缝半长为30m，中部裂缝半长分别为30，45，60，75，90m，模拟20 a后的采出程度和净现值，结果如图8所示。

由图8可知，随着中部裂缝增长，采出程度和净现值均呈升高趋势。这是因为，水平井中部的长裂缝可以使注入水更容易绕过跟趾部裂缝，并能更好地与注水井裂缝形成驱替系统；中部的长裂缝能够增大压裂水平井在低含水区的产能，降低含水率上升速度。

根据缝长对采出程度和净现值的影响规律，当压裂水平井为纺锤形、跟趾部裂缝半长为30m、中部裂缝半长为90m时，油藏可获得最大的采出程度和净现值，并以此作为井网部署方案。

图8 采出程度和净现值随水平井中部裂缝半长变化

4 结论

1）从满足压裂水平井产能的角度出发，分析各产能影响因素的影响规律，得到压裂参数合理界限：裂缝半长不小于30m，裂缝间距为150m，裂缝3～7条。

2）以最大采出程度和净现值为目标，优化了平行混合井网，得到最优缝网参数：井网井距1 000m，井网排距200m，水平段长300m，裂缝条数3，注水井裂缝半长90m，水平段跟趾部裂缝半长30m，水平段中部裂缝半长90m。

3）压裂水平井井网优化应按照由局部到整体、由主要到次要的顺序。即首先保证压裂水平井单井产能达到生产要求，得到压裂参数的技术界限；然后优化井网参数。缝网参数优化过程中应从对开发效果敏感的参数开始，由主到次进行。

4）在压裂水平井井网设计时，为使方案获得较高净现值，需在满足较高采出程度的前提下，尽量提高开发初期的采油速度，加快成本回收。

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（编辑 高学民）

Optim izationmethod of hydraulically fractured horizontalwell pattern in low permeability reservoirs

Zhang Chenshuo,Jiang Hanqiao
(College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

The fractured horizontalwell pattern is an important technique to develop low permeability reservoirs,but some factors includingmultiple parameters of fractures and well pattern,more complicated seepage law and oil-water distributionmade by water flooding and interaction ofsome parametersmake the optimization ofwellpatternmore difficult.Aiming at the problemsencountered in the optimization process of fractures and well patterns of fractured horizontalwells,this paper firstly analyzes the change rule of individualwell productivity influenced by the fracture half-length,interval and numbers,and then optimizes the fractures and well patternsaccording to the sequence frommicrocosm tomacrocosm and frommajor tominor.On the basisof technical limit for fracture parametersconcluded,the influence law andmechanism ofwellspacing,array-spacingofwellpattern,the length ofhorizontalwell,the fracture lengthofhorizontaland injectionwellsand the fracture length distribution ofhorizontalwellarestudied takingaim atrecovery percentage and net present value(NPV),and optimization conclusions are drawn.The study possesses amethod and reference for thedesignoptimizationofpracticalpatternsoffractured horizontalwellprogram.

low permeability oil reservoirs;fractured horizontalwell;numericalsimulation;wellpattern optimization

国家重点基础研究发展计划（973计划）项目“中国南方海相页岩气高效开发的基础研究”（2013CB228000）

TE348

A

10.6056/dkyqt201401017

2013-09-03；改回日期：2013-11-20。

张晨朔，男，1988年生，在读硕士研究生，主要从事油气田开发研究。E-mail：zcs1988huk@163.com。

张晨朔，姜汉桥.低渗透油藏压裂水平井井网优化方法研究［J］.断块油气田，2014，21（1）：69-73.

Zhang Chenshuo，Jiang Hanqiao.Optimization method of hydraulically fractured horizontal well pattern in low permeability reservoirs［J］.

Fault-Block Oil&Gas Field，2014，21（1）：69-73.