低渗透油藏分段压裂水平井开发方式研究

凌浩川，杨正明，周海燕，胡 勇，孟智强.

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007)

低渗透油藏分段压裂水平井开发方式研究

凌浩川1，杨正明2，周海燕1，胡 勇1，孟智强1.

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007)

目前油田分段压裂水平井大多处于弹性开采阶段，产量递减快，迫切需要选择合适的开发方式来补充地层能量；国内外关于分段压裂水平井开发方式的选择目前还研究较少。根据现场某水平井示范区的地质资料建立了五点法分段压裂水平井井组模型，采用组分模拟分别开展了三类低渗透储层在衰竭、注水、注气及水气交替4种开发方式的研究，并利用大型高压物理模拟试验验证了数值模拟结果的可靠性。研究结果表明：Ⅰ类和Ⅱ类储层适合注水开发，Ⅲ类储层适合注气开发，水气交替能有效缓解含水上升和气窜，提高采出程度。

低渗透油藏；分段压裂水平井；开发方式；数值模拟

近年来，随着世界能源需求不断上升，低渗致密油气等非常规资源已经成为世界各国的研究重点[1-3]。水平井分段压裂技术奠定了北美非常规油气开发的技术基础[4]。中国石油攻克了低渗透油气藏水平井分段压裂技术瓶颈，为水平井在低渗透油气开发中规模应用提供了技术支持。截至目前，中国石油今年完钻1000口水平井，500口井实现了2200段有效压裂[5]。

目前国内大部分的分段压裂水平井仍采用衰竭式开采，生产初期能保持较高的产量。随着地层能量的衰竭，出现了地层压力下降，产量递减快等现象，急需进行地层能量的补充。而采用何种开发方式成为急需探讨和解决的问题。国外对水平井的开发方式优选研究起步较早，但是研究对象绝大多数都是未经压裂的水平井，而对近几年兴起的分段压裂水平井开发方式的研究较少[6-9]。目前国内对分段压裂水平井的研究侧重点主要放在注采井网以及裂缝的优化设计等方面，而对分段压裂水平井开发方式的优选极少[10-15]。本文根据现场某水平井示范区的地质资料以及分段压裂水平井井网参数等资料建立地质模型，采用组分模拟研究三类储层条件下采用分段压裂水平井开采在衰竭、注水、注气以及水气交替4种不同开发方式下的开发效果分析，为现场不同渗透率级别的储层分段压裂水平井开发方式的选择提供指导。

1 储层物性描述

现场某水平井示范区以扶余油层为主，属于典型的低渗透岩性油藏，平均埋深为2280 m，平均孔隙度为0.107，平均渗透率为0.4 mD。该井区采用五点法水平井井网开采，水平井长度为800 m，排距为300 m，压裂段数为8～14段，缝长为90～150 m。根据该水平井示范区的地质资料及水平井井网部署和压裂规模等资料，建立了分段压裂水平井井组地质模型。利用组分含量、单次脱气试验、等质膨胀和微分脱气试验进行组分模型的PVT拟合，从而保证了组分模拟的准确性。

图1 分段压裂水平井井网示意图Fig.1 Map of fractured horizontal well patterns

2 地质模型及工作制度

2.1 地质模型建立

根据该水平井示范区的地质资料及水平井井网部署和压裂规模等资料，建立了分段压裂水平井井组地质模型。该井组模型大小为620 m×1360 m×6 m，人工压裂裂缝利用局部网格加密的方法来模拟，得到的地质模型如图2所示。

图2 分段压裂水平井井组地质模型Fig.2 Geometric model of fractured horizontal wells

2.2 工作制度优化

根据低渗透油藏储层五元综合分类与渗透率级别的对应标准[16]，设计了5.0 mD(Ⅰ类)、1.0 mD(Ⅱ类)、0.4 mD(Ⅲ类)3种渗透率级别的储层来研究不同储层类型采用分段压裂水平井开采在不同开发方式下的效果。模拟20年，通过累计产量、注入井底压力、气窜关井时间来综合判断不同储层类型下的注水及注气的最佳注入量。

表1 不同储层类型下日注量参数优选结果Table 1 Parameters optimization of formations

3 开发方式对比

3.1 三类储层衰竭式开发对比

通过数值模拟得到了三类储层采用分段压裂水平井衰竭式开发的生产动态曲线如图3所示。

图3 三类储层衰竭式开采生产动态曲线Fig.3 Curves of elastic recovery for different reservoirs

从图3可以看出，分段压裂水平井开采低渗透油藏地层压力衰竭很快，产量递减也比较明显，并且储层物性越差，产量递减得越快。通过模拟计算第Ⅰ类储层、第Ⅱ类储层和第Ⅲ类储层衰竭式开发20年的采出程度分别为：8.3%、7.4%和6.9%，三类储层采用分段压裂水平井衰竭式开采的效果差别不是特别大，采出程度均比较低。

3.2 三类储层开发方式对比分析

对于第Ⅰ类储层和第Ⅱ类储层，分段压裂水平井采用注水开发与注气开发效果差别不大(图4)；从图5可以看出，第Ⅰ类储层和第Ⅱ类储层注水具有较好的波及，生产到第20年时仅有生产井跟端和趾端附近存在少量的未波及区域；注气开发的波及效率明显要比注水的低很多，而且在裂缝之间也存在死油区，但由于注气的驱油效率要比注水的高，因而导致注水和注气开发效果差别不大。

图4 三类储层不同开发方式下20年采出程度Fig.4 Recovery of three kinds of reservoirs

对于第Ⅲ类储层，注气开发的效果要远比注水的开发效果要好(图4)；从图5可以看出，第Ⅲ类储层注水的波及效率较第Ⅰ类和第Ⅱ类储层有较大下降，不仅在生产井及其裂缝周围的死油区面积变大，而且在裂缝之间也出现了部分死油区。由于该类储层注气的波及效率要超过注水的波及效率，并且驱油效率比注水的要高，从而导致注气的采出程度要远高于注水。

结合表2和图4可知：随着储层物性变差，注水开发所需要的注入压力越高；第Ⅰ类储层注水效果非常好；第Ⅱ类储层注水需要较高的注入压力，效果次之；第Ⅲ类储层注水效果较差，出现“注不进，采不出”的现象。随着储层物性的变差，注气气窜关井时间提前，因此注气效果有所降低，但是降低幅度不是特别大；水气交替能有效的制气窜，提高采出程度。

表2 三类储层不同开发方式生产指标Table 2 Outcomes of the simulation results

4 试验验证

由于目前现场分段压裂水平井注水井组试验仍处于起步阶段，没有现场的历史数据来验证研究的结果，因而继续开展了大型高压物理模拟试验来研究结果的可靠性。

试验利用天然露头砂岩平板模型来模拟，从而使试验更加接近油田真实的地层渗透率。选用实际井组的1/4大小(610 m×300 m)按照相似准则缩小1220倍可得到平板模型的尺寸大小为50 cm×24.6 cm。通过相似准则和等效无因次导流能力的方法确定模型的基本参数见表3。

图5 三类储层不同开发方式下20年饱和度场分布Fig.5 Saturation distribution of three kinds of reservoirs in 20 years

参数1/4井组参数模型参数模型大小610m×300m50cm×24.6cm渗透率/mD1.01.0水平井长350m28.7cm裂缝条数注4条采6条注2条采3条裂缝半长注入井90m采油井150m注入井7.4cm采油井12.3cm导流能力/(D·cm)30.50.05

图6 天然露头砂岩平板模型Fig.6 Slab model of natural sandstone

通过试验可以得出注入PV数与采出程度的关系曲线，如图7所示。通过对比数值模拟的采出程度曲线结果可以看出，两者的生产规律基本一致，因而可以验证数值模拟结果的可靠性。

图7 试验和数值模拟对比结果Fig.7 Comparison of experiments and simulation results

5 结论与建议

(1)三类储层分段压裂水平井衰竭式开发的效果均不是很好，且相差不是很大；因此不管何种渗透率级别的低渗透油藏，给地层补充能量开发是保持分段压裂水平井高效开发的关键。

(2)相对而言，第Ⅰ类储层和第Ⅱ类储层更适合分段压裂水平井注水开发，第Ⅲ类储层更适合分段压裂水平井注气开发；水气交替开发方式能够延缓气窜和见水时间，提高采出程度。

(3)通过大型高压物理模拟试验，采用天然露头平板模型来模拟分段压裂水平井的注气和注水开

发试验，从而验证了数值模拟结果的可靠性。

(4)人工压裂裂缝是一把双刃剑，它一方面能降低注入压力，提高水平井的注入强度，另一方面则能导致注入流体更容易沿裂缝窜进。

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StudyonEnergySupplementofLowPermeabilityReservoirsWithFracturedHorizontalWells

Ling Haochuan1, Yang Zhengming2, Zhou Haiyan1, Hu yong1, Meng Zhiqiang1

(1.BohaiOilfieldResearchInstitute,TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China; 2.LangfangBranchofPetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Langfang,Hebei065007,China)

Currently most of fractured horizontal wells in oilfields were developed in elastic recovery. It is urgently needed to supply formation energy because of the fast production and pressure decline. There was less study on the development style optimization of fractured horizontal wells. In this paper, a five-spot model of horizontal wells was built based on a certain horizontal wells demonstration area. Compositional simulation were applied to study on the effectiveness of four development methods for three types of low permeability reservoirs with fractured horizontal wells, and the simulation results of theⅡclass formation was proved by physical experiments. The study showed that: theⅠclass formation and theⅡclass formations are better applied with water injection as well as the Ⅲ class formation is better applied with gas injection. WAG can enhance oil recovery by delaying water cut increasing and gas channeling. Reasonable suggestions were proposed for three types of low permeability reservoirs for fractured horizontal well development.

low permeability reservoirs; fractured horizontal wells; development style; numerical simulation

TE34

A

凌浩川(1987—)，男，油藏工程师，硕士，2014年毕业于中科院渗流流体力学研究所，目前在渤海石油研究院从事油藏工程和数值模拟研究。邮箱：xuanmuzixu@163.com.