致密油储层水平井压裂参数优化模拟

闵春佳，卢双舫，唐明明，陈方文，梁宏儒

（1.中国石油大学（华东）非常规油气与新能源研究院，山东 青岛 266580；2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580）

0 引言

水平井具有泄油面积大、单井产量高等优点，在提高低渗透油气储层的产量和最终采收率方面发挥了巨大作用。当储层渗透率极低、渗流阻力大、连通性差时，宜采用水平井压裂技术进一步提高水平井的产量和最终采收率，提高油气田开发的经济效益。水平井水力压裂技术是开采低渗透油气藏的重要手段，近年来得到了广泛的应用[1-6]。目前国内外对压裂水平井产能的研究，主要针对低渗透油藏[7-13]，对基质覆压渗透率小于0.1×10-3μm2的致密油储层研究较少。

研究致密油储层中单井产能规律及其影响因素，对于致密油开发整体部署具有十分重要的意义[14]。水平井压裂后一般形成多条裂缝，由于地应力在水平井水平段长度方向上的差异以及压裂工艺技术的限制，形成的多条裂缝在长度、导流能力等方面不尽相同[15]，压后水平井的裂缝长度、间距、导流系数等主要压裂参数将对产能有一定的影响，所以水平井压裂参数的优化对提高致密油气藏的产量和最终采收率非常重要。本文采用数值模拟方法，模拟计算水平段长度、压裂参数对产能的影响，并据此优化以上各参数，为实际生产提供理论依据。

1 研究区概况

松辽盆地致密油示范区属于松辽盆地南部中央坳陷上的大安—红岗阶地，位于大安—红岗阶地北部，西部与西部斜坡相接，东北部为古龙凹陷，东南部为长岭凹陷[16]，整体构造形态为北倾向斜构造，是松辽盆地南部重要的探区之一[17]。该区块的主要研究目的层位是扶余油层，油藏储层类型为致密油储层，储层以河流相薄互层沉积为主，纵向上砂体薄，开发极其困难。低孔、低渗、低产一直是制约松辽盆地致密油示范区增储上产的主要因素，这主要与扶余油层储层砂体厚度变化大，空间分布复杂及储层主要为致密砂岩有关。该区单层砂体厚度为2～6 m，储层埋深在2 250 m左右。研究区地层原油密度为0.755 1 g/cm3，原油黏度为1.84 mPa·s，平均孔隙度为 8%，平均渗透率为0.1×10-3μm2，储层非均质性严重且发育微裂缝，为典型的致密砂岩储层。经过几十年的开发，水平井以及水平井压裂技术在该油田已经得到广泛应用，并且取得了良好的开发效果。

2 模型建立

为了达到更好的开发效果，使用Eclipse油藏数值模拟软件，分析对比不同水平段长度、裂缝参数对开发效果的影响。以松辽盆地致密油开发示范区的实际地质参数为依据，建立水平井多段压裂数值模型。原油密度为0.755 1 g/cm3，孔隙度为8%，渗透率为0.1×10-3μm2，含油饱和度为60%，油层中部压力为22 MPa，加上摩阻，井底流压在30 MPa左右，模拟时间为10 a。采用黑油模型，模型中流体为油、水两相，采用定井底压力方式模拟。储层厚度为3 m，裂缝呈等间距排列，裂缝长度保持等长一致，在垂向上完全压穿储层，共压裂10段（见图1）。考虑启动压力梯度和井筒摩擦阻力等影响因素，裂缝模拟采用局部网格加密方法，网格采用对数网格加密。利用数值模拟方法，建立致密油储层单井产能预测模型，分别研究水平井水平段长度、裂缝长度、裂缝间距、裂缝导流系数等参数对压裂水平井单井产能的影响，在此基础上进行参数优化。

图1 水平井多段压裂油藏模型

3 水平段长度及压裂参数模拟优化

3.1 水平段长度

一般认为，水平井段越长，单井产能提高效果越佳。本次分析采用工区面积为10 km2的理论模型，为避免边界条件的影响，确定裂缝间距50 m，裂缝长度200 m。确定裂缝参数后，分析压裂水平井水平段长度对产能的影响。分别在油层厚度为1，2，3，4 m的条件下进行数值模拟分析，共设计25组实验，水平段长度分别为 600，800，1 000，1 200，1 400 m。不同水平段长度对单井总产油量影响的模拟计算结果见图2。

由图2a可以看出：油层厚度越大，单井总产油量越高；在没有工区边界的理论模型中，也没有储层非均质性等复杂因素限制，单井产量与水平段长度大致呈线性关系。由图2b可以看出：在以开发示范区实际地质参数为依据的非理想状态下建立的水平井多段压裂油藏模型中，水平井存在最优水平段长度；水平段长度大于1 200 m后单井总产油量的增加趋势有所减缓。最优水平段长度受多种因素影响，因此，其优选应综合考虑地质、工程及成本等因素。当油层厚度在2～6m时，优选水平段长度为1000～1 200 m。

3.2 裂缝间距

为了分析不同裂缝间距对水平井产能的影响，在相同的水平段长度下，共设计了8组方案，包括8种不同的裂缝间距。通过数值模拟，完成不同裂缝间距的生产指标对比分析，并据此对裂缝间距进行优化。模拟计算结果见图3。

图2 水平段长度对压裂水平井产能的影响

从图3可以看出：随着裂缝间距的减小，裂缝对储层的改造程度增加，压裂水平井单井总产油量也随之增加，动用程度逐渐增加；但当裂缝间距小于45 m后，总产油量增加的幅度逐渐变小。这是因为裂缝之间存在着干扰作用，裂缝间距越小，相互干扰程度就会越大，因此优选裂缝间距为45～50 m。

图3 裂缝间距对压裂水平井产能的影响

3.3 裂缝长度

裂缝长度是影响压裂水平井产能的一个重要因素，在相同的水平段长度、裂缝间距情况下，共设计了7组方案，分析不同裂缝长度对开发效果的影响。裂缝长度分别为 100，125，150，175，200，225，250 m， 根据模拟计算结果，对裂缝长度进行优化设计。

模拟计算结果（见图4）表明：随着裂缝长度增加，水平井单井总产油量也逐渐增加；当水平井裂缝长度达到200 m之后，总产油量增加的幅度有所变小，因此裂缝长度优选为175～200 m。

图4 裂缝长度对压裂水平井产能的影响

3.4 裂缝导流系数

在确定了裂缝间距及裂缝长度的基础上，进行裂缝导流能力优化研究。裂缝的导流能力是指裂缝闭合宽度与闭合压力下裂缝渗透率的乘积[18]，裂缝导流能力的强与弱，可以由裂缝导流系数的大小来表达。对于一个具体的油藏，裂缝导流系数并不是越大越好。在同等地层条件下，裂缝导流系数越大，需要的压裂工艺水平越高，相应的施工成本也就越高。确定裂缝间距、裂缝长度、井筒长度后，分别设定导流系数为0.15，0.30，0.60，1.20 μm2·m，进行开发指标模拟，分析导流系数对压裂水平井产能的影响。

模拟结果（见图5）表明：总产油量随裂缝导流系数的增大而增加；导流系数超过0.60 μm2·m时，采出程度增加幅度降低。当导流系数为0.60 μm2·m时，总产油量增加值较大，导流系数继续增大增产效果并不显著，因此优选导流系数为 0.60 μm2·m。

图5 裂缝导流系数对压裂水平井产能的影响

4 结束语

压裂水平井的水平段长度与单井总产油量基本呈线性关系，压裂水平井单井产量也随着裂缝半长、裂缝导流系数的增加而增加，随裂缝间距的减小而增加；但当水平井水平段长度与裂缝间距、裂缝长度、导流系数等压裂参数变化到一定数值时，单井产量的增加幅度有所降低。考虑地质、工程及成本等因素的影响，必须对水平井水平段长度，以及裂缝间距、裂缝长度、导流系数等压裂参数进行优化，以提高致密油储层开发效益。

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