长6特低渗透油藏重复压裂复杂缝网参数优化

孟凡坤　苏玉亮　鲁明晶　任　龙　崔　静（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛　266580）

长6特低渗透油藏重复压裂复杂缝网参数优化

孟凡坤苏玉亮鲁明晶任龙崔静
（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

直井体积压裂作为一种新型、高效的开发方式，对重复改造储层快速增产有重要意义。基于特低渗油藏菱形反九点井网，建立了考虑初次压裂裂缝时变性和重复压裂复杂缝网特征的研究井组模型，应用数值模拟方法，根据剩余油分布结果优选重复压裂潜力井，并采用正交试验方法进行缝网参数的优化设计。结果表明：主裂缝导流能力对增产效果影响显著，其次为主裂缝长度和次裂缝导流能力，缝网宽度和次裂缝间距影响程度较小。在实际井网、井距和压裂工艺所限制的范围内，当主、次裂缝导流能力分别为25 μm2·cm、3 μm2·cm，主裂缝长度为290 m，缝网宽度、次裂缝间距分别为100 m、30 m时，开发效果最好。研究结果不仅为长6特低渗透油藏重复改造提供了理论基础，而且对同类油藏重复压裂缝网优化设计具有重要的借鉴价值。

特低渗油藏；菱形反九点井网；重复压裂；导流能力时变性；复杂缝网；参数优化

三叠统长6储层渗透率低，孔隙结构复杂，依靠天然能量难以开发，因而在开发初期，基于菱形反九点井网，根据最大主应力方向，进行初次压裂改造［1］。但受制于国内当时的压裂技术，压裂规模普遍较小，形式单一，主要为双翼等长压裂，缝长较短，支撑剂的强度较小，随生产时间推移，支撑剂会破碎、压实及嵌入岩石，致使裂缝导流能力降低甚至失效［2-4］。由于在压裂措施实施及后续生产过程中，井周围地应力发生较大变化，常规重复压裂已很难达到预期的增产效果。体积压裂作为一种高效的开发方式，可有效增大裂缝网络与地层接触面积，扩大泄油区范围，提高储层动用程度［5-8］。

矿场实践表明［9-11］，对于天然裂缝较为发育的储层，可通过优化排量、低液体黏度等技术达到缝内净压力大于开启压力的条件，使得沿主裂缝壁面延伸并沟通多条次生裂缝和微裂缝，最终在地层中形成复杂的裂缝网络。有学者［12］研究显示长6储层有较好天然裂缝发育，岩性以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，硅质含量较高，有利于在直井重复压裂时形成复杂缝网。以体积压裂作为储层重复改造方式，对缝网参数进行优化，对提高长6储层采收率，实现油田长期稳产，具有十分重要的意义。

1　数值模型建立及裂缝处理

1.1研究井组选取

根据所研究实际油藏地质概况和流体性质，模拟特低渗油藏参数如下：平均油藏厚度为10 m，平均孔隙度12.48 %，平均渗透率1.98 mD，地层原油黏度为2.24 mPa·s，原始地层压力为10 MPa，原始含油饱和度65.2%，地面原油密度0.763 g/cm3，选取网格步长dx=dy=10 m，dz=1 m，x方向与最大水平主应力方向平行。

实际的开发井网形式为菱形反九点，井距为500 m，排距为300 m。开发初期，对井网内所有采油井压裂，压裂形式为双翼等长压裂，注水井不压裂。为了便于对菱形反九点井网中的边井和角井进行整体研究，同时考虑到实际数值模拟中网格数目的限制，故选取临近四个菱形反九点井组，从中各取1/4，组合为包含边、角井的新模拟研究单元（图1），四周边界封闭。

图1　研究井组选取

1.2裂缝导流能力时变性处理

裂缝导流能力的降低是造成压裂井产量不断下降的主要原因。据室内实验研究表明，水力压裂裂缝导流能力与时间在半对数坐标上呈直线下降［13］，裂缝导流能力随时间的变化关系可由下式表示

式中，fCdi为初始时刻裂缝导流能力，μm2·cm；fCd为t时刻裂缝导流能力，μm2·cm；α为与实验材料和条件相关的系数；RCd为相对导流能力，t时刻与初始时刻裂缝导流能力的比值；t为时间，d。

假设研究区块压裂裂缝相对导流能力随时间的变化服从式（2），根据现场压裂所选用支撑剂类型及相应的地层条件，进行室内模拟实验，数据回归后可得α=0.27。将α值代入公式（1）、（2），可得压裂裂缝导流能力随时间变化关系式为

式中，kfiwi为初始裂缝导流能力，μm2·cm；kfw为t时刻裂缝导流能力，μm2·cm。

根据公式（4），实际压裂裂缝相对导流能力随时间变化的曲线如图2所示，可以看出，压裂裂缝的相对导流能力在一定时间段内下降很快，1 000 d后已下降为原来的20%左右，超过这个时间段后，裂缝相对导流能力下降速度趋缓，逐步稳定。

图2　裂缝导流能力随时间变化曲线

1.3复杂缝网构建

对重复压裂所形成的复杂裂缝网络，采用等效加密法（EQ-LGR）实现缝网的构建。所建缝网模型中以主裂缝（沿最大主应力方向北东60°）为主干，次裂缝沿主裂缝壁面延伸并与天然裂缝交错形成复杂裂缝网络，由合并加密技术将主次裂缝贯通。定义主裂缝长度a、缝网宽度b和次裂缝间距s分别表征主次裂缝扩展的广度、宽度和疏密程度（图3）。

图3　缝网参数和等效加密模型示意图

缝网系统所包括的范围即为该井对储层进行改造的体积，引入储层改造体积加以描述，表达式为

式中，VSR为储层改造体积，m3；a为缝网长度，m；b为缝网宽度，m；h为缝网高度，m。

2　重复压裂潜力井筛选及必要性分析

2.1重复压裂潜力井筛选

在对长6某油田开发井压裂状况的数据统计中，发现一般3～9年后进行重复压裂。根据式（3）中裂缝导流能力随时间变化的规律，对研究井组中每一生产井初次压裂后所形成的裂缝考虑导流能力时变性影响，模拟定压生产6年后剩余油饱和度分布，如图4。

图4　研究井组剩余油饱和度分布

由图4可看出，P3井（边井）周围剩余油饱和度明显低于P5井（角井），这是因为P3井距注水井相对较近，水驱前缘突破时间较短，泄油区内采收率较高，因此剩余油较少，重复压裂开发潜力不大；P5井距注水井较远，注入水波及范围小，注入水很难在油水井间建立直接的渗流通道，因而井周围原油动用程度低，剩余油富集。由此看出，将P5井作为重复压裂的优选井，潜力较大。

2.2重复压裂必要性分析

为研究裂缝导流能力变化对开发效果影响，以角井（P5井）为研究对象，压裂后生产，裂缝半长125 m，初始时刻裂缝导流能力为24 μm2·cm，当考虑裂缝导流能力时变性影响时，其按式（3）所示递减规律变化。在考虑和不考虑初始压裂裂缝导流能力时变性情况下，日产油随时间变化如图5所示。

图5　考虑与不考虑裂缝导流能力时变性日产油随时间变化

从图5可看出，初始时刻，考虑与不考虑裂缝导流能力时变性日产油量差别不明显，但随时间的增加，两者差别不断增大。投产约1 000 d后，两者日产油量均达到最高值，但两者差值也达到最大；之后，由于井周围剩余油富集程度的降低，两者日产油量开始减小，但不考虑裂缝导流能力时变性下的日产油量均高于考虑时变性影响下的情况。

日产油变化反映了P5井生产动态。为对比体积重复压裂前后累产油变化，分别考虑和不考虑初始压裂裂缝导流能力时变性，并基于后者情形进行直井重复体积压裂，累产油随时间变化见图6。

图6　初始压裂和重复压裂后累产油随时间变化对比

由图6可看出，开发初期，裂缝导流能力较高，考虑与不考虑裂缝导流能力时变性下的累产油差别不大；开发中后期，由于考虑裂缝导流能力时变性影响，使得两种情况下的累产油差距不断加大。在进行直井体积压裂形式的重复改造后，累产油量明显提高，且与不考虑裂缝导流能力时变性下的累产油差距持续减小，这表明对于重复改造优选潜力井，进行体积压裂是非常有必要的。

3　直井体积压裂重复改造缝网参数优化

在实际的重复压裂措施中，影响其效果好坏的因素较多，除储层改造体积外，还有主、次裂缝导流能力。储层改造体积反映的是油藏与裂缝间的接触面积，而主、次裂缝导流能力表征的是原油在裂缝内的渗流阻力。一般认为储层改造体积越大，储层到裂缝的泄流面积越大，主、次裂缝导流能力越高，次裂缝到主裂缝及主裂缝到井筒的渗流阻力越小，井的产能越高。概括起来，表征缝网特征的参数主要有：主裂缝长度、缝网宽度、次裂缝间距、主裂缝导流能力和次裂缝导流能力。

采用正交试验法进行缝网参数的优化设计［14］。所研究的参数主要有5个，故采用L16（45）正交表来安排实验方案。基于缝网特征参数，考虑实际井网井距和压裂施工工艺，5个参数的合理水平取值见表1。

表1　因子水平表

利用已建立的模型，以角井P5井为研究对象，对以上5个缝网参数按要求进行组合设计。根据得到的16组实验方案（表2），在某一时刻对该井进行体积压裂形式下的重复改造，引入累增油量（重复压裂累产油与不重复压裂累产油之差）作为最终的模拟结果。为有效对比各参数对开发效果的影响，保证各方案之间的可比性，相关数值模拟参数作如下设置：

（1）生产井和注水井分别定井底流压生产和注入，根据实际开发方案，给定的合理取值分别为4.8 MPa和29.7 MPa；（2）考虑裂缝导流能力随时间变化；（3）第6年末重复压裂，然后生产至第10年末。根据模拟结果计算各因素的水平均值（K1～K4）和极差R，结果见表3。因素极差R越大，说明该因素对结果影响越大。因此可根据极差大小直观判断各因素主次顺序为：主裂缝导流能力＞主裂缝长度＞次裂缝导流能力＞次裂缝间距＞缝网宽度，将各水平均值（K1～K4）最高值对应的水平作为该因素的优水平，5个因素优水平的组合即为最优的组合方案。即：主裂缝导流能力25 μm2·cm，主裂缝长度290 m，次裂缝导流能力3 μm2·cm，缝网宽度100 m，次裂缝间距30 m。

表2　缝网参数组合设计方案及模拟结果

表3　缝网参数设计方案极差分析

基于得到的最优缝网参数组合，对角井（P5井）进行体积压裂形式下的重复改造，与其他实验方案下的累增油随时间变化进行对比（图7）。

从图7可看出，最优设计组合下的累增油效果最为显著，其原因可从以下几个方面分析：

（1）长6储层平均渗透率为1.98 mD，属特低渗透油藏，相比于超低渗和致密油藏，渗透率相对较高，因而增加主裂缝的导流能力对提高累增油量效果最为显著；次裂缝作为连接基质和主裂缝主要的渗流通道，在压裂工艺允许范围内，增加次裂缝导流能力可减小原油渗流阻力，降低压力损耗，提高井的产能；

图7　不同设计方案累增油随时间变化

（2）从P5井（角井）周围剩余油分布（图4）看出，剩余油以P5井为中心，呈三角星形对称分布，过分增大主裂缝长度，会导致注入水沿主裂缝末端快速突进，故存在一个最优的裂缝长度；在主裂缝长度一定的情况下，增加缝网宽度，可增大储层改造体积，增加储层到裂缝的泄流面积，从而提高累产油量；

（3）次裂缝间距反映储层改造体积内渗流状况，当储层改造体积确定后，次裂缝间距在一定范围内减小，会使油藏流体由基质向裂缝流动距离变短，渗流阻力减小，累产油增大；但当次裂缝间距过小，使得缝间干扰程度加剧，最终影响累增油效果，因而存在最佳的次裂缝间距。

为研究在最优方案下重复压裂前后含水率变化，绘制重复压裂前后含水率随时间变化如图8所示。从图8可看出，由于主裂缝及较长次裂缝的方向平行于I4井注水所形成的供给边缘，使得重复压裂后P5井（角井）含水率急剧下降，存在突变现象。但随生产进行，含水率迅速升高，含水率上升速度明显高于不重复压裂下的情况，生产约一年后，重复压裂后的含水率超过不重复压裂情况下的含水率，在10年末，重复压裂相比不重复压裂，含水率高出约5%。由此看出，在最优开发方案下，累增油最高，含水率虽会增加，但较不重复压裂上升幅度不大，因此在该方案下进行重复压裂是有效的。

图8　不重复压裂与最优方案下重复压裂含水率对比

4　结论

（1）采用正交试验方法对体积压裂缝网参数进行方案组合设计，可利用较少的实验方案，以累增油量作为最终的实验结果，筛选出优化的缝网参数组合，并能对比各参数对实验结果的影响程度大小。

（2）基于菱形反九点井网，建立了考虑初次压裂裂缝导流能力时变性和重复压裂复杂缝网特征的井组模型。通过分析初次压裂生产一段时间后剩余油分布，发现对角井（P5井）进行重复压裂潜力较大；对比初次压裂与重复压裂后累产油变化，重复压裂后增产明显，证实了重复改造的必要性。

（3）对于复杂缝网特征参数，主裂缝导流能力对累增油影响程度最大，其次为主裂缝长度、次裂缝导流能力、缝网宽度和次裂缝间距；在已有实际开发井网、井距及压裂施工工艺限制范围内，最优缝网参数组合为：主、次裂缝导流能力分别为25 μm2·cm、3 μm2·cm，主裂缝长度为290 m，缝网宽度、次裂缝间距分别为100 m、30 m。在最优方案下，与不重复压裂情况含水率相比，最终含水率上升5%左右。

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（修改稿收到日期2015-06-18）

〔编辑朱伟〕

Parameters optimization of complex fracture network under repeated fracturing for Chang6 ultra-low-permeability oil reservoir

MENG Fankun, SU Yuliang, LU Mingjing, REN Long, CUI Jing
（Petroleum Engineering College, China University of Petroleum（East China）, Qingdao 266580, China）

Vertical volume fracturing, as a new and efficient exploitation mode, is of important significance to rapid yield increase for the reservoirs under repeated transformation. On the basis of rhombus inversed 9-point pattern of ultra-low-permeability oil reservoir, a well group model for research is established herein with time variation of fractures in initial fracturing and the characteristics of complex fracture network under repeated fracturing taken into consideration. In addition, numerical simulation method is adopted for optimization of potential wells under repeated fracturing according to residual oil distribution results, and optimization design for fracture network parameters is conducted by orthogonal experimental method. Results show that, major fracture conductivity affects yield-increasing effects significantly, the length of major fracture and secondary fracture conductivity are in the second place for yieldincreasing effects, and the width of fracture network and secondary fracture spacing show relatively low affecting degree. In the scope limited by actual well pattern, well spacing and fracturing process, the best exploitation effect is realized with major and secondary fracture conductivity of 25 μm2∙cm and 3 μm2∙cm respectively, major fracture length of 290 m, and fracture network width and spacing of 100 m and 30 m respectively. Research results not only provide theoretical basis for repeated transformation of Chang 6 ultra-lowpermeability oil reservoir, but also provides important reference for optimization design for fracture network under repeated fracturing of similar reservoirs.

ultra-low-permeability oil reservoir; rhombus inversed 9-point pattern; repeated fracturing; time variation of conductivity; complex fracture network; optimization for parameters

TE357.1

A

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0087 – 05

10.13639/j.odpt.2015.04.023

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（编号：2011ZX05051）。

孟凡坤，1990年生。2013年毕业于中国石油大学（华东），现主要从事油气渗流理论、油藏数值模拟及CO2驱方面的研究工作。E-mail ： mengfk09021021@163.com。

引用格式： 孟凡坤，苏玉亮，鲁明晶，等.长6特低渗透油藏重复压裂复杂缝网参数优化［J］.石油钻采工艺，2015，37（4）：87-91，95.