油藏数值模拟在压裂先导试验参数优化中的应用

卢家亭，李业会，钱凤艳，夏秋君，修德艳，陈少勇

(中国石油冀东油田公司勘探开发研究院，河北 唐山 063004)

高尚堡深层南区属于复杂断块油藏，经过三十多年的开发已经进入注水开发后期，出现了普遍的产量递减、稳产难度越来越大等问题，同时由于油藏埋藏深、低孔低渗、自然产能低、经济效益差，有近30%的地质储量没有得到有效动用，成为难采储量。从该区块油井试采情况看，自然产能偏低(2～4 t)，达不到极限产量9.6 t，并且储层物性差、油层导流能力低，弹性采收率低(4.5%)，需经过整体压裂改造才能提高油井产能，因此研究适应于复杂断块压裂优化数值模拟技术具有非常重要的意义[1-2］。本文从油藏数值模拟网格加密技术出发，首次应用油藏数值模拟软件Eclipse对该区高94断块整体压裂先导试验井组进行水力压裂裂缝参数优化，现场应用取得了较好的开发效果。油藏数值模拟在压裂先导试验参数优化中的成功运用，不但为断块实施整体压裂提供技术支撑，同时也对高尚堡深层难采储量的高效开发具有一定的借鉴作用。

1 地质概况

高尚堡油田位于渤海湾含油气盆地北部黄骅坳陷南堡凹陷北部，高尚堡深层南区位于南堡凹陷高柳断层上升盘一侧，北西向展布，在基岩隆起基础上逐渐形成潜山披覆背斜。高94断块则位于高尚堡油田深层南区西南部，是高深重要的开发断块之一，油藏埋深3 300～3 700 m，主力含油层系为古今系沙河街组Es2+33亚段，为一套近源、快速堆积的陡坡型扇三角洲沉积体系。油藏类型为构造岩性油藏，油藏埋藏深、断裂系统复杂、含油井段长、油层层数多、厚度大、油水关系复杂、储层非均质性强。储层平均渗透率为24.8×10－3μm2，平均孔隙度为15.9%，原始地层压力为38.5 MPa，属于正常压力系统;饱和压力为21.6 MPa，原油属于常规稀油，油水两相流动区间窄，地层类型为NaHCO3型，岩石敏感性实验表明:储层具有强水敏、强酸敏、中等碱敏、中等盐敏。横向上该断块中上部油层发育相对稳定，纵向上油层发育又相对集中，厚度适中，砂体连通性好，满足压裂作业的基本条件。为提高油井产能，有效改善断块开发效果，优选该断块高94-12注水井组进行压裂先导试验，为后续断块整体压裂做技术支撑和参考。

2 模型的建立

模型建立需要地层及流体参数，参数主要包括原始地层压力、储层岩石、油水的压缩系数、油水密度、油水粘度、油藏原始油水界面等，如表1所示。考虑地层的各向异性，初始模型建立时取I方向渗透率是J方向渗透率的2.5倍，取K方向渗透率为J方向渗透率的0.1倍。模拟过程中采用定压生产，注水井井底最大注入压力保持在20 MPa左右，采油井最低井底流压约为8 MPa，为了保持充足的地层能量，压力应该保持在原始地层压力附近。根据低渗透油藏低孔隙度、低渗透率、低丰度、低产量、低效益等特点，在进行不同方案模拟计算时，选择15 a作为模拟计算时间。

表1 数模模型主要参数

3 参数优化

3.1 井网优化

用表1参数建立油水两相三维黑油油藏数模模型，分别以三角形和正方形井网布井，采用相同的开采方式对油藏模型生产15 a后采出程度进行对比，如图1所示。图1结果表明，三角形井网采出程度高于正方形井网，这是因为三角形井网对油层的控制程度高、波及系数高、采收率高，对复杂断块油藏有较好的适应性。

3.2 地应力优化

地应力大小是油藏改造设计和施工的基础数据，地应力方向控制着水力裂缝走向，开展区块地应力分布研究，有利于分析与判断人工裂缝形态[3-4］，通过测试得到高94断块水平最大主应力方向为北东55°～60°，基本平行于断层方向。保持其他参数不变，只改变裂缝方向与最大主应力方向夹角，得到采出程度随时间变化曲线见图2。从图2可以看出，裂缝方位对油井采出程度影响不明显，裂缝方向(注水井排方向)平行于最大主应力方向(0°)采出程度最高，方案最优，为最有利方向;裂缝方向垂直于最大主应力方向(90°)，采出程度低，为最不利方向。

3.3 裂缝半缝长优化

裂缝半缝长是压裂设计中重要的一个参数[5］，当导流能力一定时，增油量并不随缝长的增加呈线性增加。为了更真实地描述地层流体压裂后运行状态，首先对油水井顺着压裂方向网格进行加密。加密后网格尺寸由10 m缩小到0.9 m，保持导流能力及其他条件不变，改变不同的半缝长度，得到不同裂缝半缝长与井组日产量随时间变化曲线(图3)。从图3中可以看出，油水井实施压裂后，注水井组日产量与不压裂相比有较大幅度增加，特别是压裂后初期产量较不实施压裂油井产量增长1倍以上。在有利裂缝方位条件下，当半缝长从45 m、55 m、65 m、75 m依次增大到85 m，油井初期产量同步增加，当半缝长达到65 m以后，随半缝长的增加压裂后油井日产量增长速度趋于平缓，而含水率加速上升，见水时间提前(图4)。因此，裂缝半缝长并不是越长越好，缝越长则含水上升越快，见水越早，采油速度下降，采出程度上升趋势变缓。同时从图3也可以看出，压裂后初期产量递减幅度较大，这主要是因为地层渗透率低，压力波传导速度慢，在油井压裂投产初期地层仍处于弹性开采阶段，油层被压开以后，储层原油可依靠较高的原始地层压力迅速流入裂缝，形成压后较高的初期产量。压裂后地层压力会大幅度下降，初期产量越高，初期产量递减幅度越大，因此，压裂后保持地层压力显得尤为重要。同时对比压裂与否采出程度变化，生产15 a后，压裂注水井组采出程度比不压裂采出程度高出4个百分点以上，具有良好的经济效益和开发前景。综合考虑，压裂后最佳半缝长为65 m。

3.4 导流能力优化

裂缝导流能力(即裂缝宽度与缝中渗透率的乘积)是影响压裂后产能的又一重要参数[6］。模拟结果表明，裂缝导流能力的变化对压裂后各项指标的影响较裂缝半缝长的变化对压后各项指标的影响明显。保持半缝长等其他参数不变，导流能力分别为20、30、40、50、60μm2·cm，即得到不同导流能力下采出程度随时间变化曲线，如图5所示。随着裂缝导流能力增大，压裂后采油速度增加明显，到生产中期，由于导流能力高的见水时间提前，含水上升速度加快，采油速度下降明显，生产15 a后，导流能力为40μm2·cm，采出程度最高，方案最优。

4 实施效果

参考上述论证参数，在高深南区高94断块按150 m井距部署一套反七点三角面积井网，注水井排方向平行于最大主应力方向。2011年9月对高94断块高94-12注水井组实施压裂先导试验，共压裂油井3口，注水井1口，压裂工艺成功率为100%，有效率为75%。压裂先导试验的3口油井中，高94-21井压裂前日产油0.02 t，措施后日产油9.94 t;高 94-13 井措施前日产油0.3 t，措施后日产油 4.97 t，两口井压裂前动液面均在2 000m以上，压裂后液面上升到400m左右;压裂先导试验水井G94-12压裂前油套压为30 MPa，压裂后油套压为11 MPa，压裂前日注4 m3，压裂后日注30 m3。3口压裂油井自压裂后累计增油775 t，水井累计注水2 400 m3，扭转了新井投产后短期内“注不进、采不出”的不利局面。

5 结论及建议

1)压裂参数中，导流能力对生产指标影响较大，而半缝长影响相对较小，为提高油井增产效果，压裂以产生短、宽缝为好。

2)能量保持是压裂增产的关键。从压裂井产能变化趋势看，压裂后初期产能较高，由于地层能量得不到有效补充，动液面下降快，产液量和产油量也随之降低，因此，压裂后应尽快加强注水，保持较高的地层压力水平，以保障断块整体开发效果。

3)由数模论证压裂先导试验各种参数是切实可行的。在高94断块注水井组压裂先导试验中，油水井压裂后增产增注效果明显，不但大幅度提高了油井产量和断块采油速度，而且也增加了油田经济效益，为该断块高效开发奠定了坚实的物质基础，同时也为高尚堡深层乃至油田低渗透难采储量的有效开发提供技术支撑和借鉴。

[1]姚凯，党龙梅.史103断块小井距整体压裂试验[J］.特种油气藏，2004，11(2):63－64.

[2]蔡星星，唐海，周科，等.低渗透薄互层油藏压裂水平井开发井网优化方法研究[J］.特种油气藏，2010，17(4):72－74.

[3]宋道万.压裂水平井井网参数自动优化研究[J］.特种油气藏，2009，16(4):101－103.

[4]隋微波，张士诚.低渗复杂断块整体压裂裂缝参数优化设计[J］.石油勘探与开发，2007，34(1):98－103.

[5]刘鹏飞，姜汉桥.低渗透油藏实施水平井注水开发的适应性研究[J］.特种油气藏，2009，16(3):7－9.

[6]冯兴武，刘洪涛，李学义，等.泌304区整体压裂裂缝参数优化研究[J］.石油天然气学报，2010，32(4):356－358.