特低渗透油藏水平井整体压裂裂缝参数优化

毛英雄

(中国石油集团测井有限公司西南分公司，重庆 400021 )

目前水平井分段压裂技术已成为开发低渗透、特低渗透油藏的主要技术。多段压裂水平井能够通过人工裂缝(以下“裂缝”均指“压裂缝”)，在储层中建立多条渗流通道，增加泄油面积，从而提高单井产能，改善油藏开发效果[1,2]。在进行水平井分段压裂设计时，通常采用数值模拟方法来进行井网模式优化，压裂段数、压裂缝半长和裂缝导流能力等裂缝参数来优选[3,4]。由于模型的仿真程度直接影响了数值模拟结果的精度，因此在数值模拟中是否能准确描述裂缝特征，是决定模拟结论可信度的关键因素。在东Ⅱ井区整体压裂裂缝参数优化过程中，笔者采用了整体PEBI网格(非结构化网格)方法来建立研究井组模型网格。PEBI网格与直角网格相比具有网格形式灵活的特点，该方法可形成由三角形、六边形、圆柱形及其他非结构网格等各种复杂网格类型组成的网格模型，能很好地刻画裂缝特征[5]。该方法通过改变渗流方程的离散方式来改变对水力裂缝的模拟，是一种显式网格加密方法和等值渗流阻力或等连通系数法的结合,可以对任意方位的裂缝进行描述[6]。

图1 一口分段压裂水平井整体PEBI网格模型

图2 东Ⅱ井区试验井组部署图

图3 东Ⅱ井区试验井组网格模型

建立储层构造及属性模型后，在给定水平井位置和裂缝几何形态参数后，由软件计算生成整体PEBI网格。采用该方法生成的一口分段压裂水平井网格模型如图1所示，模型忽略流体由储层向井筒的流动。在油藏数值模拟过程中，相邻网格大小及形态的急剧变化是导致收敛性问题的主要因素，这种整体PEBI网格的网格化方式能更好地处理模型网格，降低收敛性问题出现的频率；同时不影响井间剩余油分布的连续性，便于研究分析。

1 模型的建立

东Ⅱ井区先导试验区内拟部署5口水平井，其中油井3口，水井2口，先导试验区位置及试验井部署方式见图2。

采用确定性建模方式建立试验区构造模型。建立完成后的试验井组网格模型如图3所示，模型裂缝网格宽度10mm，达到真实压裂缝宽度的毫米级数量级。

东Ⅱ井区水平井参数：水平段长度为500m，排距为260m。油藏温度压力参数：油藏温度为45℃，油藏压力为11.58MPa，饱和压力为9.84MPa，压力梯度为0.80MPa/100m。地质参数：有效厚度为13m，孔隙度为0.137，水平渗透率为3.4mD，初始含油饱和度为0.609，油藏深度为1519～1930m，岩石压缩系数为4.5×10-4MPa-1。流体物性参数:地下原油黏度为20.8mPa·s，地下水黏度为0.66mPa·s，溶解气油比为36∶1，原油API度为42.30，原油压缩系数为15.49×10-4MPa-1，原油体积因数为1.112。结合区内已有取心井物性测试数据，建立油藏属性模型。

2 裂缝参数优化

2.1 裂缝数量匹配优化

东Ⅱ井区先导性试验拟采用整体水平井井网开发，设计油井水平段长度500m，注水井水平段长度350m。在试验井组基础上，采用数值模拟方法进行压裂级数匹配关系优化研究，即分析水井与油井压裂裂缝数量间的最优匹配关系。结果见表2。

表2 不同油、水井压裂裂缝数量匹配关系方案

模型油、水井均采用定压方式生产，模拟时间15年，各方案模拟结束含油饱和度分布情况见图4。

不同裂缝数量方案下的日产油量与累计产油量变化曲线见图5所示。由图可见，随压裂段数增加油井产能上升，当水井压裂2段(3条缝)对应油井压裂3段(4条缝)时油井产能达到最大，累计产油量也达到最高；再增加压裂段数，产量与累计产量基本无变化。因此最优裂缝数量组合为方案3：水井压裂2段，对应油井压裂3段。

2.2 裂缝半长优化

裂缝半长是影响压裂水平井生产动态的一个重要因素。对于特低渗透油藏，裂缝越长产量越高，但增加幅度逐渐减小，而随裂缝半长增加，油井见水时间缩短，含水率上升速度加快，裂缝半长的优选应综合考虑产能与见水时间及最终采收率的高低。

由于裂缝半长与导流能力均对水平井开发效果产生较大影响，所以方案设计过程中分别设计裂缝半长20、40、60、80、100、120、140m，分别对应裂缝导流能力100、200、300、400、500mD·m，共计35个组合方案。对不同导流能力情况下不同裂缝半长方案进行了模拟对比，其日产油对比曲线见图6。分析发现，低导流阶段(导流能力<200mD·m)，油井产能主要受导流能力影响，受裂缝半长影响较小；裂缝导流能力为300mD·m时，裂缝半长对产能影响明显；高导流阶段(导流能力≥400mD·m)，裂缝趾端生产压差大，裂缝越长见水越早且产能增加幅度放缓，油井产能受裂缝半长影响小。

图4 各方案模拟后含油饱和度分布图

图5 不同压裂裂缝数量匹配方案下日产油量和累计产油量变化曲线

图6 不同导流能力情况下不同裂缝半长方案日产油曲线

提取裂缝导流能力为300mD·m时裂缝半长与见水时间数据绘制曲线如图7所示。可以看出，随着裂缝半长的增加，油井初期产能增大，但同时见水时间缩短，含水率上升速度加快。综合考虑见水时间和含水率上升速度的影响，合理裂缝半长取100m。

2.3 裂缝导流能力优化

抽取裂缝半长100m时不同裂缝导流能力方案模拟数据，对比分析不同导流能力情况下的油井产量、含水率与采出程度关系曲线见图8。可以看出，随裂缝导流能力的增加油井产能上升，当裂缝导流能力大于300mD·m后增加导流能力对油井产能影响不明显，且油井见水时间明显提前，合理裂缝导流能力取300mD·m。

3 结论

1)以整体PEBI网格模拟技术为基础，东Ⅱ井区为实例，开展了油水井裂缝匹配关系、裂缝半长和裂缝导流能力优化，建立并展示了系统优化方案设计思想、流程和分析方法。

2)水平井分段压裂开发过程中，压裂裂缝的导流能力与裂缝半长综合影响油井产能，但两者作用阶段存在差异；在低导流阶段，油井产能主要受裂缝导流能力影响，受裂缝半长影响较小；而高导流阶段，裂缝趾端生产压差大，裂缝越长见水越早且产能增加幅度放缓，油井产能主要受见水快慢影响，即受注水井裂缝端部间压力梯度的影响。

图7 不同裂缝半长方案见水时间与裂缝半长关系曲线

图8 裂缝半长为100m时不同导流能力方案下日产油量、采出程度、含水率关系