深穿透解堵技术适应性油藏数值模拟研究

王伟峰，杨 浩，冯 青，寇双燕，黄子俊

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000；2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300451）

自2002 年开展聚合物驱油技术以来，聚驱增产量每年超过1×107t[1]。在“十二五”规划期间，大庆油田原油产量达4×107t，聚合物驱油技术在其中起到了重要的作用，保证了我国石油产量长期稳定。大量的实验及矿场实验表明，聚合物驱油是一种行之有效提高原油采收率的方法，已在大庆、渤海等多个油田得到广泛应用并见到增产效果[2]，但随着注聚时间和注聚量的增加，聚合物驱油在中高渗透率油藏带来的堵塞问题导致产量明显下降。很多注聚井出现了注入困难的问题，主要表现为注入压力不断升高，甚至已经接近或达到油层破裂压力，影响油田的正常生产。

据大庆等油田相关研究成果认为，致密气藏具有孔喉细小、水锁效应影响更加显著的特点。在长周期作业期间，大量液体由于毛管力作用产生“自吸”现象，随着时间的延长，“自吸”半径逐渐增加，储层污染越严重，污染半径可达5 m 以上，此类深部污染采用常规解堵措施很难解决。为了解决聚合物驱油带来的封堵问题，采用深穿透解堵技术能有效打通封堵带，沟通原始储层。目前国内外处理储层堵塞的常用解堵增产技术有化学法解堵技术、物理法解堵技术以及物理化学法协同解堵技术三类。其中化学法解堵技术主要包括酸化解堵和非酸解堵；物理法解堵技术主要包括水力压裂、高压水力射流、声波和电磁波、水力振荡以及高能气体压裂等五种解堵增产技术；物理化学解堵技术主要有酸压和气动力深穿透两项解堵增产技术[3]。

本文深穿透解堵技术是一种复合解堵技术，先通过不高于储层起裂排量的方式挤注解堵液以溶解管柱及近井地带堵塞物，后注入降阻液提高施工排量，以高于地层起裂排量的方式进行泵注，形成一条进液通道，最终泵注解堵液体，使解堵液泵入到储层深部，进而解除深部堵塞[4]。深穿透解堵工艺同时考虑了解除近井地带和储层深部的堵塞，能够大幅提高解堵半径及改造范围，提高解堵效果、延长解堵有效期[5]。以往前人从数学模型出发预测深穿透解堵技术效果，没有直观地呈现出解堵效果。笔者利用数值模拟软件中井网加密的方法直观地呈现出了与实际相似的解堵模型，通过数模参数调节可预测不同工艺参数下的深穿透解堵技术适应性效果。

1 深穿透解堵物理模型

深穿透解堵是通过向地层注入一种或几种酸液，利用酸液与地层及地层堵塞物的化学反应，溶蚀储层中的连通孔隙或天然裂缝壁面岩石及孔隙中的各种堵塞物，从而增加孔隙空间和裂缝的导流能力[6，7]。储层孔隙堵塞（见图1），流体流动阻力增大产能下降。通过深穿透解堵技术挤注酸液后孔隙中的堵塞物溶解，油井周围油气层的渗透率得到恢复并提高，实现解堵，达到稳产高产（见图2）。

图1 储层孔隙堵塞

图2 储层孔隙堵塞解除

2 深穿透解堵数值模型建立

2.1 中高渗油藏深穿透解堵数值模型建立

根据渤海L 油田A1 井测井及试井解释资料建立数值模型[8，9]，具体参数（见表1）。

参考深穿透解堵工艺原理，建立单井三维三相数值模拟模型，进行工艺参数产能敏感性研究[10-12]。数模假设条件：油藏中的渗流为等温渗流；油藏中为油气水三相，每一相的渗流均遵守达西定律；岩石和流体均可压缩；采用平衡启动；不考虑流体与岩石的反映、不考虑切削岩屑和微粒对储层的堵塞作用、不考虑应力敏感，不考虑储层敏感性对物性的影响。

模型原始网格数为7×7×1，网格x、y 方向大小为15 m，z 方向大小为30 m，利用局部网格加密方式，对井周围网格进行加密处理，得到与实际裂缝宽度相似的解堵模型。第一次网格加密时每一块原始网格被加密成15×15×1 份，网格x、y 方向大小为1 m，z 方向大小不改变为30 m，共加密9 块原始网格，用于研究深穿透解堵裂缝未穿出污染带（见图3b）。第二次网格加密时每一块原始网格被加密成15×15×1 份，网格x、y方向大小为1 m，z 方向大小不改变为30 m，共加密49块原始网格，用于研究深穿透解堵裂缝穿出污染带。第三次网格加密时每一块原始网格被加密成150×150×1份，网格x、y 方向大小为0.1 m，z 方向大小不改变为30 m，共加密49 块原始网格，用于研究解堵液滤失解堵半径。污染带见图3a 中蓝色区域，滤液解堵半径见图3a 中黄色区域，人工裂缝见图3a 中粉色区域。模拟示意及渗透率、压力分布（见图3a，3b，3c）。

图3 模拟示意及渗透率压力分布

2.2 致密气藏深穿透解堵数值模型建立

根据M 气田M1H 井测井及试井解释资料建立数值模型，具体参数（见表2）。

表2 模拟参数取值

参考深穿透解堵工艺原理及测井GR 数据，可知水平段跟部砂体最纯，因此在进行深穿透解堵时，会在水平段的跟部产生一条裂缝，据此建立水平井三维三相数值模拟模型进行产能预测[13-18]。数模假设条件：油藏中的渗流为等温渗流；油藏中为油气水三相，每一相的渗流均遵守达西定律；岩石和流体均可压缩；采用平衡启动；不考虑流体与岩石的反映、不考虑切削岩屑和微粒对储层的堵塞作用、不考虑应力敏感，不考虑储层敏感性对物性的影响。

模型原始网格数为4×25×1，网格x、y 方向大小分别为20 m、5 m，z 方向大小为10 m，利用局部网格加密方式，对井周围网格进行加密处理，得到与实际裂缝宽度相似的数模模型。网格加密部分每一块原始网格被加密成10×1×1 份，网格x 方向采用公差为-0.4 m的等差公式减小网格尺寸，最大最小网格尺寸分别为3.8 m、0.2 m，网格y、z 方向大小不改变分别为5 m、10 m，共加密50 块原始网格（见图4b）。污染带见图4a 中蓝色区域，滤液解堵半径见图4a 中黄色区域。模拟示意及渗透率、压力分布（见图4a，4b，4c）。

图4 模拟示意及渗透率压力分布

3 中高渗油藏深穿透解堵数值模拟研究

渤海L 油田长期注聚，导致油井产液量、产油量持续下降[19]。经研究认为长期注聚造成油井堵塞半径较大，约10 m，需要进行深穿透解堵突破污染带恢复并提高油井产能。

3.1 工艺参数产能敏感性研究

3.1.1 储层物性恢复率 储层物性恢复率是深穿透解堵后储层渗透率相较于原始储层渗透率的恢复程度。储层物性恢复率是解堵工艺的关键参数，参考工艺实际技术性能，在模型中设置储层物性恢复率分别为60%，75%，90%，计算得到不同储层物性恢复率下，深穿透解堵措施后的日产液量（见图5）。

由图5 可知，储层物性恢复率对油井日产液量影响较大，储层物性恢复率越大，日产液量越大，解堵效果越好[20-22]。通过计算得出不同储层物性恢复率下初期日产液量，当储层物性恢复率为60%、75%、90%时，日产液量分别为226 m3、258 m3、278 m3，产液量提升5～6 倍。储层物性恢复率每增加15%，液量增加20～30 m3/d。

图5 不同储层物性恢复率下的产能对比

3.1.2 深穿透裂缝半长 深穿透裂缝半长是深穿透解堵工艺降阻造缝形成的深部储层通道半长，裂缝半长影响工艺深部解堵的范围，从而影响解堵效果[23，24]。设置深穿透裂缝半长在污染带内的储层物性恢复率为75%，在穿出污染带后储层物性恢复率为120%。分以下两种情况进行模拟。

（1）深穿透解堵裂缝未穿出污染带。参考工艺实际技术性能，在模型中设置深穿透解堵工艺的裂缝半长分别为2 m、5 m、10 m，其他参数不变的情况下，计算得到不同裂缝半长下措施后的日产液量（见图6）。

图6 不同深穿透裂缝半长下的产能对比

由图6 可知，在污染带内，深穿透裂缝半长越长，解堵范围越大，油井日产液量越高，解堵效果越好。通过计算得出不同裂缝半长下的初期日产液量。当深穿透裂缝半长为2 m、5 m、10 m，日产液量分别为95 m3、128 m3、258 m3，产液量提升了2～5 倍。在不穿透污染带的前提下，裂缝半长每增加1 m，日产液量增加10～25 m3。

（2）深穿透解堵裂缝穿出污染带。模型中设置深穿透裂缝半长分别为10 m、30 m、50 m，其他参数不变，计算得到不同深穿透裂缝半长下措施后的日产液量（见图7）。

图7 不同深穿透裂缝半长下的产能对比

由图7 可知，在裂缝半长大于污染半径10 m 时，随着深穿透裂缝半长的增加，日产液量变化较小，这是由于裂缝半长在穿出污染带后的储层渗透率恢复值较原始储层渗透率变化较小，对产量贡献甚微。

3.1.3 解堵液滤失解堵半径 解堵液滤失解堵半径同裂缝长度一样影响着解堵范围。通过解堵液的注入体积推导出静态解堵液滤失解堵半径ra计算公式为：

式中：ra-解堵液滤失解堵半径，m；Qin-解堵液体积，m3；Xf-深穿透裂缝半长，m；Φ-孔隙度，小数；h-储层厚度，m。

通过达西公式推导出动态解堵液滤失解堵半径ra计算公式为：

式中：ra－解堵液滤失解堵半径，m；K－储层的渗透率，m2；Krf－解堵液的相对渗透率，m2；Xf－深穿透裂缝半长，m；h-储层厚度，m；ΔP－注入压差，MPa；Vin－注入速度，m3/h。

在其他参数不变的情况下，参考工艺实际技术性能，在模型中设置深穿透解堵工艺的解堵液滤失解堵半径为0.2 m、0.5 m、1 m，计算出不同解堵液滤失解堵半径下油井日产液量（见图8）。

由图8 可知，解堵液滤失解堵半径越大，解堵效果越好，这是因为解堵范围越大，解堵液改造储层体积越大，产液量也就越高[25，26]。

图8 不同解堵液滤失解堵半径下的产能对比

计算得出不同解堵液滤失解堵半径下的初期日产液量，当解堵液滤失解堵半径为0.2 m、0.5 m、1 m，日产液量分别为134 m3，185 m3，258 m3，产液量提升了3～6 倍。解堵液滤失解堵半径每增加0.1 m，日产液量提高15～17 m3。

4 致密气藏深穿透解堵数值模拟研究

海上M 气田M1H 水平井在钻井过程中受到完井液污染，导致气井产气量较低。经研究认为由于完井液长期浸泡造成污染半径较大，约为5 m，需要进行深穿透解堵突破污染带恢复气井正常产能。

4.1 产能预测

4.1.1 深穿透解堵参数设置 根据室内实验结果，设置措施后储层污染带渗透率恢复至原始渗透率的80%，即0.64×10-3μm2，深部扩容储层渗透率为原始渗透率的1.2 倍，即0.96×10-3μm2。

在深穿透解堵裂缝穿出污染带前提下，深穿透裂缝半长分别取5 m、35 m、55 m。

4.1.2 深穿透裂缝半长 在其他参数不变的情况下，计算得到不同深穿透裂缝半长下深穿透解堵措施后日产气量（见图9）。

图9 不同深穿透裂缝半长下的产能对比

由图9 可知，在裂缝半长大于污染半径5 m 时，继续增加裂缝半长，气井的日产气量变化较小，这是由于裂缝半长在穿出污染带后的储层渗透率恢复值较原始储层渗透率变化较小，对产量贡献甚微[27，28]。

由图10 可知，当深穿透裂缝半长大于污染半径时，计算得到深穿透解堵工艺措施后的日产气量。根据数值模拟结果，得出深穿透解堵措施后一个月日产气量，深穿透解堵后日产气量为17 500 m3，较该井初期产能提高了3.2 倍。

图10 深穿透裂缝半长大于污染半径情况下的产能

5 结论

（1）对于中高渗油藏，储层物性恢复率、裂缝长度、解堵液滤失解堵半径对深穿透解堵效果均有较大影响。①对于中高渗油藏，储层物性恢复率越大，解堵效果越好，当储层物性恢复率为60%、75%、90%时，产能提升5～6 倍，储层物性恢复率每增加15%，产能增加20～30 m3/d；②在不穿透污染带时，裂缝半长越长，日产液量越高，当深穿透裂缝半长为2 m、5 m、10 m，产能提升2～5 倍，裂缝半长每增加1 m，产液量增加10～25 m3/d；③当裂缝半长穿过污染带，裂缝半长的大小对解堵效果影响甚微；④解堵液滤失解堵半径越宽，解堵范围越大，日产液量越高，当解堵液滤失解堵半径为0.2 m、0.5 m、1 m，产能提升3～6 倍。解堵液滤失解堵半径每增加0.1 m，产能提高15～17 m3/d。

（2）对于致密气藏，当水平井存在污染时，解堵裂缝半长一旦突破污染半径，日产气量增幅明显，较该井初期产能提高3.2 倍，但继续增加解堵裂缝半长，日产气量基本没有变化；致密气藏水平井要提高开发效果，应分段压裂形成多条裂缝才能进一步提高产量。