各向异性低渗透油藏菱形反九点井网压裂裂缝优化

王福顺，刘鹏程，王文环，郝明强，庄永涛

(1.中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083; 2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083;3.大港油田 采油工艺研究院，天津 300280)

0 引 言

低渗透储层通常在形成过程中受到沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，造成储层渗透率各向异性，同时，如何克服储层各向异性的作用，是改善低渗透油藏开发效果的主要问题之一[1-2]。我国将低渗透油藏分为3类：一般低渗透(1×10-3～10×10-3μm2)、特低渗透(0.5×10-3～1×10-3μm2)、超低渗透(<0.5×10-3μm2)。对于低渗透油藏，油水井的水力压裂技术是最常见的增产方式之一。国内外学者对低渗透油藏各向异性和井网压裂裂缝进行了深入的研究，储层各向异性不仅影响地下流体的渗流规律，对压裂裂缝参数设计也有很大影响[3-11]。研究表明压裂裂缝能明显提高各向异性油藏注水波及体积[14-15]，一般认为菱形反九点井网为各向异性低渗透油田开发的优选井网形式。油田现场开发效果也表明，针对各向异性油藏，菱形反九点井网不但能提高水驱波及系数，而且便于开发后期井网调整，具有较好的适应性[16-17]。在菱形反九点井网中，边井和角井等缝长压裂不利于均匀驱替，不等缝长压裂可以改善菱形反九点井网的开发效果[18]。近年来针对低渗透油藏开发方式，国内外学者提出了水平井-直井联合井网等新的开发思路[19-20]，虽然在一定程度上克服了等缝长压裂的不足，但缺乏对不等缝长压裂的研究，缺乏注水井裂缝对储层各向异性影响的研究。

1 基本模拟参数及模型建立

1.1 模拟参数

长庆油田A区块油藏埋深3 150.0 m，原始地层压力为26.0 MPa，储层平均渗透率为5.0×10-3μm2，平均孔隙度为12.37%，储层有效厚度21.0 m，原油黏度3.0 MPa·s，地面原油密度869.5 kg/m3，原油体积系数1.14，原始含油饱和度73.6%，地层水黏度0.5 MPa·s，地层水密度1 000 kg/m3，地层水压缩系数0.52×10-4MPa-1，岩石压缩系数0.32×10-4MPa-1。

1.2 储层模型建立

图1 网格模拟井网和裂缝示意图Fig.1 Sketch for the location of wells and fractures in simulation model

长庆油田A区块的油层顶面深度为3 150 m，储层有效厚度为20 m，划分为4个小层，x方向上划分61个网格，y方向上划分97个网格，网格总数为23 668个，平面上网格步长为15.0 m。所建立的菱形反九点井网井距为450.0 m，排距为118.0 m。对于压裂裂缝的模拟，运用网格加密，采取等效导流能力的处理方法，模型中设置压裂裂缝宽度为0.25 m，裂缝渗透率为5 000×10-3μm2，裂缝在纵向上贯穿整个储层，建立相应的网格模拟模型见图1。

2 油藏各向异性对水驱效果的影响

针对低渗透油藏的储层特性，在注水开发中往往都要对油井进行人工压裂，而压裂裂缝所导致的各向异性是影响井网注水开发效果的重要因素。为研究各向异性对水驱效果的影响，运用数值模拟方法，借助在中低含水期的水驱剩余油分布场图进行分析。

2.1 基质渗透率方向性对水驱效果的影响

图2中a和b注水井均未压裂，生产井压裂裂缝参数相同，图2a中储层渗透率Kx∶Ky为1∶1，图2b中储层渗透率Kx∶Ky为3∶1。

图2a中，均质储层的水驱前缘形状更为规则，x方向和y方向上注入水驱替速率一致，驱替更加均匀。图2b中，由于储层渗透率的各向异性，导致注入水在x方向和y方向上驱替速率不一致，地层流体在x方向上流动速度更快，使得水驱前缘形态呈非均匀驱替的“椭圆形”。

2.2 水力裂缝对水驱效果的影响

图2为注水井压裂时剩余油分布场图，其中图2c和2d所选取注水井具有相同的压裂裂缝，生产井压裂裂缝参数相同，图2c储层渗透率Kx∶Ky为1∶1，图2d储层渗透率Kx∶Ky为3∶1。

从图2c可以看出，在均质储层中，注水井压裂裂缝会改变水驱前缘形态，具有和各向异性渗透率储层相同的影响效果，使得注入水在裂缝展布方向(即x方向)形成“椭圆形”驱替。图2d注水井同时具有压裂裂缝和储层渗透率各向异性，裂缝的存在会加剧注入水在x方向上的优势驱替。

图2 不同各向异性下注水井压裂对剩余油分布影响图Fig.2 Plane distribution of remaining oil saturation withinjection well fractured at different Kx∶Ky

在低渗透油藏的菱形反九点井网水驱开发中，当角井、边井压裂裂缝采取传统的等长压裂裂缝时，由于渗流场受裂缝线源的影响而形成“椭圆形”驱替，有助于延缓边井含水上升。当储层具有渗透率方向性时，“椭圆形”驱替现象更加严重，但边井见水早、含水上升快的现象依然存在。因此需进一步对角井、边井进行不等缝长优化研究，改善水驱开发效果。

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3 油藏各向异性条件下裂缝尺度优化

通过图2对剩余油分布的研究可以发现，当注水井不压裂时，水驱相对均匀，无水采油期较长，井组含水率上升较慢；在注水井有压裂裂缝的情况下，注入量和产液量会有很大的提高，从而提高阶段采出程度，但井组含水率较高且上升较快。因此，在油藏各向异性条件下，分注水井压裂与不压裂两种情况研究水驱开发效果，对生产井角井、边井裂缝缝长配置进行优化。

通过在菱形反九点井网中分别设置不同的边部位生产井和角部位生产井裂缝缝长，即在数值模型中定义不同裂缝穿透比(压裂裂缝长度与井距长度的比值)，研究不同裂缝配置模式对水驱开发效果的影响。为研究储层渗透率各向异性对井网裂缝配置的影响，基质渗透率的Kx∶Ky分别取值为1∶1、3∶1、6∶1、10∶1，在此基础上分别设置注水井无裂缝和注水井裂缝穿透比为0.37的两组基础模型，又对边部位生产井和角部位生产井都分别设置12组裂缝穿透比0.17、0.23、0.3、0.37、0.43、0.5、0.57、0.63、0.7、0.77、0.83、0.9，在每组注水井不同Kx∶Ky比值下有144组边井和角井压裂裂缝配置模式。

3.1 注水井无压裂裂缝配置优化

注水井在不压裂条件下，模拟出以下4组关于边井裂缝穿透比、角井裂缝穿透比和采出程度的关系曲线图(图3)。

图3 注水井不压裂不同Kx∶Ky的采出程度曲线Fig.3 Relationship between oil recovery and fracture penetration ratio of the edge well at different Kx∶Ky with injection well not fractured

对于图3a，Kx∶Ky为1∶1为均质储层，可以看出，由于边井和角井都存在裂缝，注水井井底到边井裂缝的距离大于到角井裂缝的距离。随着边井穿透比的增大，边井的见水时间越来越早，导致驱替越来越不均衡，采液量增大的效果不如含水率上升的效果，所以采出程度随着边井穿透比的增大而降低。

对于图3b—d，曲线整体呈现先上升后下降两段式，由于Kx∶Ky大于1，储层流体在x方向上具有流动的优势，导致角井裂缝的见水时间相对提前，在前半段随着边井裂缝长度的增加，平衡了储层各向异性的作用，使得驱替更加均匀，采液量增加的效果强于含水率上升的影响，导致采出程度上升。当边井裂缝穿透比增加到一定程度，采出程度会有一个最高点，此后继续增加边井裂缝长度，采液量增加的效果不如含水率上升的影响，导致整体采出程度下降。随着储层各向异性的增强，角井采液量和含水率都有所上升，平衡各向异性效果所需的边井裂缝变长，采出程度最高点对应的边井裂缝穿透比也随之增大。

对于图3，横坐标相等的点表示边井裂缝长度固定，随着角井裂缝穿透比增加，采出程度逐渐增大，但当角井裂缝穿透比增加到一定程度时，采出程度增幅很小，会达到一个最优点，之后随着角井裂缝穿透比的增加，采出程度反而不断降低。(如Kx∶Ky为3∶1时，当角井裂缝穿透比超过0.43～0.57后，采出程度几乎不再增加，当角井穿透比在0.57时采出程度最大)随着储层渗透率的Kx∶Ky逐渐变大，采出程度最高点所对应的角井裂缝穿透比越来越小，并且在边井穿透比更小时即发生反转现象，角井裂缝穿透比的改变对采液量和含水率的影响与边井裂缝穿透比相同。

在储层各向异性且注水井无压裂裂缝条件下，生产井在不同Kx∶Ky条件下，边、角井优化裂缝配置如表1所示，可以看出：边井和角井裂缝优化穿透比受储层各向异性影响较大，储层各向异性对含水率有很大影响。随着储层渗透率Kx∶Ky增加，角井裂缝优化穿透比减小，而边井裂缝优化穿透比增加。

表1注水井不压裂时不同Kx∶Ky边、角井优化裂缝配置

Table1OptimizationoffractureparameterswiththeinjectionwellnotfracturedatdifferentKx∶Ky

编号Kx∶Ky角井裂缝优化穿透比边井裂缝优化穿透比生产6年综合含水率/%采出程度/%11∶10.830.1726.346.923∶10.570.3780.751.336∶10.500.5091.453.3410∶10.430.6394.454.6

3.2 注水井压裂裂缝配置优化

图4 注水井压裂时不同Kx∶Ky的采出程度曲线Fig.4 Relationship between oil recovery and fracture penetration ratio of the edge well at different Kx∶Ky with injection well fractured

在注水井有压裂裂缝条件下，模拟出4组关于边井裂缝穿透比、角井裂缝穿透比和原油采出程度的关系曲线图(图4)。

对于图4a，在储层Kx∶Ky为1∶1的情况下，注水井存在压裂裂缝，角井裂缝穿透比一定时，随着边井穿透比增加，采出程度先逐渐增大然后减小，最后略有增大，可以将曲线分为前、中、后3个不同阶段，曲线中采出程度最高值对应边井裂缝优化穿透比。由于油藏累计采油量及原油采出程度主要由产液量和含水率决定，针对每条曲线进行分析：在前期(上升段)，边井裂缝半长较短导致区块综合含水率相对较低，采液量增加的效果强于含水率上升的影响，导致采出程度上升；在中期(下降段)，边井裂缝半长较长导致区块综合含水率相对较高，采液量增加的效果不如含水率上升的影响，导致采出程度下降；在后期(上升段)，边井裂缝半长特别长(裂缝穿透比大于0.77)，导致区块综合含水率都维持在较高水平，采液量增加的同时，含水率上升极少，导致采出程度稍有上升。

对于图4b—d，储层Kx∶Ky分别为3∶1、6∶1和10∶1，随着储层各向异性不断增强，采出程度最高点对应点的边井裂缝穿透比也在增大，在曲线上升阶段，随着边井裂缝穿透比的增加，平衡了储层各向异性的影响，使得驱替更加均匀，同时也使得整体采液量和含水率上升，但采液量增加的效果强于含水率增加的效果，所以采出程度增加。达到采出程度最高点后，此时边井裂缝穿透比为最优，继续增大边井裂缝穿透比，反而使得边井更易见水，含水率上升的效果大于采液量上升的效果，最终使得采出程度下降。

当储层Kx∶Ky为10∶1，各向异性十分严重，角井裂缝穿透比一定时，随边井裂缝穿透比的增加曲线呈现单调上升的形态，说明由于储层各向异性过于严重，边井裂缝只要增长，都能够进一步改善非均匀驱替的状况，采液量上升的效果始终大于含水率上升的效果。虽然边井裂缝穿透比的增加提高的原油采出程度，但含水率上升过快，见水时间也相应提前，稳产时间缩短，并不能达到良好的开发效果。

对于角井裂缝穿透比来说，这4幅曲线都出现了与注水井无压裂情况类似的反转情况，即在边井裂缝穿透比一定时，随着角井裂缝穿透比的增加，采出程度先上升而后降低，存在一个最优的角井裂缝穿透比。

在储层各向异性且注水井存在压裂裂缝条件下，生产井在不同Kx∶Ky条件下，边、角井裂缝优化配置结果如表2所示，由于注水井存在裂缝，与注水井无压裂裂缝相比，最终采出程度有所增加，但在相同生产年限下的综合含水率也相应增大。

表2注水井压裂条件下不同Kx∶Ky边、角井优化裂缝配置

Table2OptimizationoffractureparameterswiththeinjectionwellfracturedatdifferentKx∶Ky

编号Kx∶Ky角井裂缝优化穿透比边井裂缝优化穿透比生产6年综合含水率%采出程度/%11∶10.770.4387.852.323∶10.630.6394.655.836∶10.570.7096.557.8410∶10.300.9097.159.1

4 结 论

(1)在低渗透油藏菱形反九点井网开发中，储层渗透率方向性和压裂裂缝都将导致储层各向异性，形成“椭圆形”非均匀驱替。在井网中设计等缝长压裂时，将加剧角井与边井的非均匀驱替，水驱开发效果较差。

(2)对于各向异性较严重的油藏，边井与角井的裂缝穿透比优化能够有效地减少注水开发中的非均匀驱替现象，使边井和角井均匀见水，从而提高驱替效率，增大采出程度。

(3)在各向异常低渗透油藏开发中，油水井裂缝越长，则产液量、阶段采出程度增大，但含水率及含水上升率亦升高。在各种Kx∶Ky比值条件下的裂缝长度优化，其实质在于尽可能提高产液量，而同时抑制含水率，最终获取较高的累计采油量。

(4)当注水井不压裂时，随着储层Kx∶Ky的增加，角井裂缝优化穿透比减小(由0.83减小到0.43)，而边井裂缝优化穿透比增大(由0.17增大到0.63)。当注水井压裂时，随着储层Kx∶Ky的增加，角井裂缝优化穿透比减小(由0.77减小到0.3)，而边井裂缝优化穿透比增大(由0.43增大到0.9)。

(5)在相等Kx∶Ky条件下，注水井是否压裂对角井裂缝优化穿透比影响较小，对边井裂缝优化穿透比影响较大。在Kx∶Ky分别为1∶1、3∶1、6∶1、10∶1时，优化边井裂缝穿透比分别由0.17、0.37、0.5、0.63(注水井不压裂)增大为0.43、0.63、0.7、0.9(注水井压裂)。

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