滨425区块非均质油藏压裂裂缝参数优化

蒋宝云, 周玉龙, 陈 莉, 袁浩仁, 汤志斌, 马 莅, 卢 聪*

(1.中国石化胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司， 东营 257000； 2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500)

滨425区块位于渤海湾盆地利津洼陷西斜坡，其主要含油层段为沙河街组第四段，埋藏深度为2 500～3 000 m，具有储层物性差、非均质性强等特点，属于典型的非均质断块油藏[1]。该类油藏无自然产能或自然产能很低，一般需要经过大规模压裂改造才能获得有效的工业油气产量[2-6]。常规方式压裂后该区块存在层间产能差异大、储层动用不充分以及增产有效期短等问题，对其裂缝参数进行优化是解决该类问题的关键措施[7-9]。

2008年，李林地等[10]考虑了气体非达西渗流对产量的影响，建立了气井压裂产量预测模型，并分析了各向异性对产气量的影响。2012年，肖勇等[11]针对低渗透非均质油藏，建立低渗透非均质地质模型，研究结果表明，裂缝导流能力和裂缝穿透比不是越大越好，均存在一个最佳值。2014年，徐创朝等[12]针对低渗致密油气藏缝网压裂，运用Eclipse软件进行正交模拟，对水平井缝网压裂参数进行优化。2016年，Zeng等[13]针对非均质气藏水平井压裂，考虑非达西效应的影响，提出一种新的裂缝参数设计方法，研究认为满足小纵横比和高渗透率的储层需要短而宽的裂缝，以减少非达西效应；而大纵横比和低渗透率储层需要长而窄的裂缝。2017年，赵春艳等[14]建立整体压裂井组的油藏数值模拟模型，并用正交试验设计法对压裂的油、水井裂缝参数进行优化。2018年，曹广胜等[15]采用电模实验结合数值模拟的方法，对薄差储层注采井组的裂缝参数进行优化，研究表明，采用注采井组对应压裂技术进行改造，具有良好的增产效果。2020年，雷群等[16]建立了非平面三维裂缝扩展模型，提出了基于缝控压裂优化设计的致密油储集层改造方法，优化了致密油储集层水平井裂缝参数。针对这类典型非均质断块油藏，储层在纵向上以及平面上具有极强的非均质性，由于其地质特征的复杂性，目前中外很少有学者对其裂缝参数优化方面进行深入研究。现以滨425区块为例，建立精细化油藏非均质地质模型，差异化研究不同层段压裂改造最优裂缝参数，使其与目标储层相匹配，得到最优压裂井产能。与常规方法相比，通过该方法优化裂缝参数能显著提高水力压裂增产效果。

1 压后产能数学模型

根据滨425区块特征，假设在渗滤过程中：①油藏基质非均质且各向异性，水平等厚的三维六面体；②裂缝内均质且各向同性，流体流动为不考虑裂缝宽度方向的二维流动；③流体只考虑油水两相，可一定程度压缩，流体压缩系数恒定；④油藏处于恒温，油藏中油、水两相都遵循达西定律；⑤油井为定压生产，水井定压或定量注入。

油相和水相在基质渗流的数学方程[7]为

(1)

式(1)中：ρo为油相，g/cm3；ρw为水相密度，g/cm3；k为油藏基质渗透率，mD；kro为油相相对渗透率，无因次；krw为水相相对渗透率，无因次；μo为油相黏度，mPa·s；μw为水相黏度，mPa·s；po为油相压力，MPa；pw为水相压力，MPa；qo为油相流量，m3/d；qw为水相流量，m3/d；φ为油藏基质孔隙度，无因次；so为油相饱和度，无因次；sw为水相饱和度，无因次；t为油井生产时间，s。

油相和水相在裂缝流动的数学方程为

(2)

式(2)中：qofin为从油藏基质中流向裂缝的油相流量，m3/d；qwfin为从油藏基质中流向裂缝的水相流量，m3/d；f为在裂缝条件下。

由于在地层流体流动中，油藏基质和裂缝之间存在流体交换，因此在裂缝壁面应该满足压力相等和流量相等，同时油井生产满足井底流压保持不变，由此可建立油藏基质和垂直裂缝之间的边界条件。最后通过差分的方式对压后产能模型进行求解[10]。

2 精细化地质模型

滨425区块为滨浅湖相的滩坝砂沉积，如图1所示，属于典型薄互层油藏。沙四段是滨425区块主要开采层位，针对其非均质性强的特征，通过纵向精细分层、网格方向调整以及局部网格加密等方式[17]，建立滨425区块沙四段精细化地质模型，定量表征储层地质和油气藏特征参数三维空间分布。

2.1 三维构造模型

结合滨425区块沙四段钻井资料以及储层分层数据，模型中建立4个砂层组，划分27个油层。网格方向调整为水平主应力方向，平面上网格划分164×97，纵向上54个网格，网格总数达859 032。为了保证构造模型的可靠性，与钻井数据相互结合，网格化计算与三维可视化交互编辑相结合的工作方法，对构造模型进行了严格的精度控制和反复校正。

2.2 储层参数模型

通过对属性参数场的定量研究，准确界定有利储层的空间位置及其分布范围。

2.2.1 孔隙度模型

孔隙度模型反映储存流体的孔隙体积分布，如图2所示。滨425区块沙四段的四个砂层组非均质性较强，孔隙度差异较大，主要分布在10%～15%，其中一、二砂组孔隙度总体大于三、四砂组。

2.2.2 渗透率模型

如图3所示，四个砂组渗透率差异较大，主要分布在0.01～20 mD，其中一、二砂组渗透率总体大于三、四砂组，属于良好的渗透储层，有利于油气的流通与运移。

图3 滨425区块沙四段渗透率模型

2.2.3 含油饱和度模型

储层含油饱和度是油藏评价以及研究剩余油分布的基础，根据测井数据，建立原始油水两相流体分布模型，如图4所示。储层中含油性质差异很大，含油饱和度主要分布在40%～60%。其中一、二砂组含油饱和度总体大于三、四砂组，原始含油饱和度偏低。

图4 滨425区块沙四段含油饱和度模型

3 水力压裂数值模拟

在滨425区块沙四段地质模型基础上，对储层压裂后的产能进行分析，以优化储层的压裂裂缝参数。其主要步骤为：①基于滨425区块沙四段的地质模型，建立了典型注采井组地质模型；②对该区块已压裂井的生产动态指标进行历史拟合，分析典型压裂井的生产动态规律，验证并优化地质模型；③在此基础之上，开展新井压裂方案数值模拟，对单井压裂后的产能进行预测与分析，以此优化水力压裂裂缝参数。

3.1 储层基本参数

以极限井注采井距212 m，经济合理井距340 m，建立五点注采井网模型，如图5所示。前期微地震监测水力裂缝方向约为北偏东65°，采用局部网格加密方法实现水力裂缝的植入，如图6所示。油藏流体主要物性参数如表1所示。

表1 滨425区块流体物性参数表

图5 五点注采井网模型

图6 水力裂缝模型

3.2 模型历史拟合

以滨425区块典型压裂井X146井为例，对其压裂前后累产液量、累产油量、累产水量及日产油量等生产数据进行拟合。

3.2.1 压裂前生产数据拟合

X146井生产分为三个阶段：自喷阶段、转抽阶段、水力压裂后生产阶段。采用定液量拟合的方法，对该井从投产到压裂前生产数据进行历史拟合，如图7所示。如表2所示，生产数据模拟值与实际值的拟合相对误差小于5.0%，拟合效果良好。

表2 X146井压裂前生产数据对比

图7 X146井压裂前生产数据历史拟合曲线

3.2.2 压裂后生产数据拟合

X146井通过机械工具分两层压裂，基于微地震监测数据，第一层支撑半缝长为98 m，支撑缝高23.6 m，第二层支撑半缝长为88 m，支撑缝高17.7 m。通过局部网格加密功能实现水力裂缝植入，模拟压裂后的生产过程。

在前期未压裂生产动态拟合的基础上，得到压裂前剩余油和地层压力场分布，然后采用定液量拟合的方法，得到生产拟合曲线，如图8所示。如表3所示，模拟值与实际值的相对误差小于4%，压裂后生产拟合情况总体较好。因此可以在此地质模型基础上预测滨425区块后期生产情况，进一步优化水力压裂裂缝参数。

表3 X146井压裂后生产数据对比

图8 X146井压裂后生产数据历史拟合曲线

3.3 裂缝参数优化

裂缝长度和导流能力是影响压后产能的两个重要参数[18]。在地质模型建立和生产动态历史拟合的基础之上，以滨425区块的X153井为例，进行产能预测并优化裂缝参数。基于精细化地质模型分析，对沙四段一、二油组主油层以及三油组部分油层进行压裂改造，根据测井解释结果进一步划分压裂改造层段(3段)，如表4所示。

表4 X153井测井解释及压裂分层

在定生产压差下，以三年累计产油量为指标，逐一优化最优的压裂裂缝长度和导流能力。模拟初始导流能力为20 D·cm，裂缝半长在60～100 m变化时累产油量情况。如图9(a)所示，随着裂缝半长的增加，三年累计产油量不断增大，但是增加的幅度在不断降低，裂缝半长增加到90 m时，累计产油增幅明显降低。因此，确定X153井第一段压裂的最优裂缝半长为90 m。

基于最优裂缝长度，以裂缝半长90 m为基础，模拟导流能力15～35 D·cm下的三年累计产油量。如图9(b)所示，导流能力从15 D·cm增加到35 D·cm，累计产量不断增加，但增幅逐渐减小。支撑裂缝导流能力越大，但考虑经济效益，优化第一段裂缝导流能力为20 D·cm。

图9 第一段累计产油与裂缝参数关系曲线

采用相同的方法对X153井的第二段与第三段进行裂缝参数优化，结果如图10、图11所示。以三年累计产油量为主要技术指标，结合压裂成本的经济指标，优化第二段裂缝半长为70 m，裂缝导流能力为25 D·cm；优化第三段裂缝半长为80 m，裂缝导流能力为30 D·cm，具体结果如表5所示。

表5 X153井三段裂缝参数优化结果

图10 第二段累计产油与裂缝参数关系曲线

图11 第三段累计产油与裂缝参数关系曲线

4 现场应用

以滨425区块X153为例，基于优化得到的三段裂缝参数，对压裂施工参数进行优化调整，据此进行压裂施工。根据区块地质特征和压裂施工资料数据，采用缝内净压力拟合对X153井压裂后实际裂缝参数进行验证。拟合得到的三段压裂后裂缝长度分别为87.6、70.6、80.7 m，与裂缝参数优化设计结果误差小于2.7%，表明X153井压裂后的裂缝形态达到裂缝参数优化的要求。

X153井压裂后的生产曲线如图12所示，压裂后初期平均自喷产量可达5.3 t/d，同区块邻井X146井为3.8 t/d，通过此方法进行裂缝参数优化，可以使单井压后产量增加40%，且稳产期延长，能显著提高水力压裂增产效果。

图12 X153井压后生产曲线

5 结论

(1)滨425区块沙四段的孔隙度为10%～15%，渗透率为0.01～20 mD，含油饱和度40%～60%。四个砂层组非均质性较强，物性差异较大，其中一、二砂组的储层物性以及含油性质总体好于三、四砂组。

(2)通过历史生产数据拟合发现，X146井压裂前后的数值模拟结果和实际生产情况很接近，相对误差小于5%，生产过程拟合情况总体较好。表明该模型能很好地定量表征滨425区块沙四段储层地质特征和油气藏特征参数三维空间分布。

(3)以三年累计产油量为主要技术指标，结合压裂成本的经济指标，优化滨425区块X153井的第一段裂缝半长为90 m，裂缝导流能力为20 D·cm；优化第二段裂缝半长为70 m，裂缝导流能力为25 D·cm；优化第三段裂缝半长为80 m，裂缝导流能力为30 D·cm。该方法能显著提高水力压裂增产效果，为非均质油藏压裂裂缝参数优化提供参考。