基于薄差储层砂体特征的对应压裂参数设计

曹广胜，徐 谦，程庆超，白玉杰，单继鹏

(1.东北石油大学，提高采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2.大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江 大庆 163318)

随着油田注水开发的不断深入，开采对象已经由中高渗透储层转向低渗透[1]、表外储层、含油产状以油浸和油斑为主的薄差储层[2]。以大庆油田为例，对于薄差储层发育差、注采不完善、同时受缝间干扰及难压层的影响[3-4]，最终导致部分薄差层未得到有效动用的实际情况，提出了薄差储层对应精细控制压裂技术思路[5]。通过常规单井点压裂转向井组油水井压裂改造，改造对象由单卡段多层笼统压裂转向单砂体对应压裂，施工规模由常规固定加砂量转向根据砂体发育“个性化”优化施工[6]。 实现油水井“个性化”压裂改造、完善薄差层注采关系的目标[7]。但由于薄差储层物性差、水平非均质性强[8]，所以对不同砂体地质形态与其对应的物性参数相关的压裂参数设计十分必要。

笔者主要对不同砂体的薄差储层压裂参数进行优化设计并对压裂后的油井产液效果的评价[9-11]。从而研究表外储层以及表内薄差储层的压裂参数优选。

1 薄差储层地层特征分析

对于薄差层的水平分布，由于水动力条件及物源供给不同，导致水平方向所沉积的砂体具有不同的分布特征[12]。A区块的储层形成的砂体类型有河间砂、稳定型前缘席状砂、不稳定前缘席状砂等几种类型。所以在水平面上所形成的分布类型主要分为以下几种类型[13-15]：

边部型，其主要指水平面面积较小、比较分散且不连续的水平砂体类型；

相间型，其指厚油层砂体局部变差部位的薄差储层与厚油层相间分布；

连片型，其指大面积发育的薄差储层与中高渗透厚层在平面上呈现稳定的连续分布。

根据以上水平分布类型统计油层的物性参数，结果如表1、表2所示。

表1 A区块不同类型储层物性分析表Table 1 Physical property analysis table of different types of reservoirs in Block A

从表1、表2可以看出，本区块的薄层渗透率大约为30×10-3μm2，孔隙度约为25%。表内厚油层的平均渗透率为476×10-3μm2，孔隙度为27%左右。该参数对建立不同类型砂体的薄差层储积物性的理想模型具有指导性作用。

表2 A区块薄差层油层储积物性分析表Table 2 Analysis table of reservoir properties of thin and poor oil layers in Block A

2 不同砂体对应压裂模型的建立

薄差层的井组条件指的是井组开发初期条件下的各种技术参数以及原始参数，包括井组参数、储层的初始状态和井底压力值。该模型的井组条件如表3所示。

表3 A区块薄差层井组的初始条件Table 3 Initial conditions of thin and poor formation well group in block A

对于砂体形状来说，在基于不同砂体类型的基础上设置不同形状砂体。由于砂体的不连续性，所以在进行模拟不同形状砂体的过程中主要分为以下几种类型：

2.1 渗透率边界位置

渗透率边界位于整体1/3处模型如图1所示。理想模型是在五点法基础上研究“一注一采”模型，对于渗透率边界位于不同位置的情形，其主要是为了模拟薄差储层在不连续条件下对井组产量的影响，并对砂体的动用程度进行分析。

图1 渗透率边界位于整体1/3处模型Fig.1 Model with permeability boundary located at 1/3 of the whole

2.2 三角形砂体

采出端为薄差层模型，如图2所示。该模型是模拟当薄差层为规则性状的、不连续的砂体，进而研究其对最终的产量以及动用程度的影响。

图2 采出端为薄差层模型示意图Fig.2 Schematic diagram of the model with a thin layer at the production end

2.3 半菱形砂体

注入端为薄差层模型如图3所示。该模型是为了模拟出薄差层为较不规则形状、不连续的砂体类型。

图3 注入端为薄差层模型示意图Fig.3 Schematic diagram of the model with a thin layer at the injection end

3 不同砂体对应压裂参数优化

3.1 均质地层条件下的对应压裂效果

不同压裂参数(水油井压裂裂缝半径比)在一定生产时间内累积产油量对比情况如图4所示。

图4 不同压裂参数条件下的区块累积产油量Fig.4 Cumulative oil production of blocks under different fracturing parameters

由图4中可以看出，在均质油藏、不同的压裂组合条件下，随着开采时间的增加，累积产油量均有放缓的趋势。

增大油井的裂缝半径对累积产油量影响较大，随着油井的裂缝长度的增加，最终的累积产油量也随之增加，但是增大水井的裂缝半径对最终的累积产油量影响较小。故在同一压裂规模条件下应尽量增加油井的裂缝半径。

在水油井压裂半径比值为15∶30、30∶20、25∶25时其最终的产油量影响不大。

3.2 渗透率边界位于不同处压裂效果

3.2.1 渗透率边界位于1/3处压裂效果

渗透率边界位于1/3处的压裂效果如图5所示。

图5 渗透率边界位于1/3处压裂效果Fig.5 Fracturing effect with permeability boundary at 1/3

由图5中可以看出，对于渗透率边界位于整体模型的1/3处时，其最终效果与均质薄差层结论大体相同；在非均质性产生时，与均质低渗透油藏相比，发现油井裂缝长度对A区块的产油量影响越来越大。

3.2.2 渗透率边界位于模型1/2处压裂效果

渗透率边界位于1/2处压裂效果如图6所示。

图6 渗透率边界位于1/2处压裂效果Fig.6 Fracturing effect with permeability boundary at 1/2

由图6中可以看出，渗透率边界位于整体模型的1/2处时，其最终效果与渗透率边界位于模型的1/3处的结论大体相同。

3.2.3 渗透率边界位于模型2/3处压裂效果

渗透率边界位于2/3处压裂效果如图7所示。

图7 渗透率边界位于2/3处压裂效果Fig.7 Fracturing effect with permeability boundary at 2/3

由图7中可以看出，渗透率边界位于整体模型的2/3处时，其最终效果与均质薄差层的结论基本相同，均随着油井裂缝增加，其最终的累积产油量增高。

当油井的裂缝没有穿过模型渗透率分界时，其油井的裂缝长度为主要的影响因素。从水油井裂缝半径比40∶10和30∶20可以看出，其累积产油量的增幅较大，此时裂缝还没有穿过渗透率分界；当裂缝穿过渗透率分界时，如水油井裂缝半径比为30∶20～10∶40时，随着油井裂缝长度的增加，其累计产油量增幅不是很明显。

3.3 三角形砂体下的对应压裂

具体对应压裂方案见均值砂体对应压裂参数设计。

3.3.1 生产井位于低渗透区域

生产井位于低渗透区域对累积产油量的影响如图8所示。

图8 生产井位于低渗透区域Fig.8 The production well is located in a low-permeability area

从图8中可以看出，其变化趋势与均质低渗透砂体大体相同，因为裂缝没有突破渗透率边界。

此时得最优压裂参数为：油井压裂裂缝半径为40 m，水井压裂裂缝为10 m。

3.3.2 生产井位于高渗透区域

不同压裂参数在一定生产时间内累积产油量对比情况如图9所示。

图9 生产井位于高渗透区域Fig.9 The production well is located in a high permeability area

从图9中可以看出，其与均质低渗油藏规律有所不同，并不是随着油井的裂缝半径比的增大而增大。但是最高的累产油与采收率(其趋势与累积产油量相同，下同)仍为水油井压裂半径比为10∶40。所以最优裂缝参数为：油井压裂裂缝为40 m，水井压裂裂缝为10 m。

当注水井位于低渗透区域时，其裂缝半径影响最终产油较大，水油井压裂半径比为40∶10时，其累积产油与采收率较高，故当水井裂缝半径小于等于40 m时存在最优的压裂参数。

由于砂体形状的影响，在后期强化开采过程中对储层改造后的累积产油率与采收率低于不进行储层改造，原因是由于其形成优势通道，从而使得在一定压裂参数条件下最终采收率低于不压裂条件下的最终采收率。

位于油井高渗区的油开发效果不好，由于水井位于低渗区，未波及到高渗区的剩余油，在井网中这种情况会得到改善。这就是储层改造后的累积产油率与采收率低于不进行储层改造的一个原因。

3.4 半菱形砂体的对应压裂

生产井位于低渗透区域时不同压裂参数在一定生产时间内累积产油量对比情况如图10所示。

图10 生产井位于低渗透区域时不同压裂参数下的累积产油量Fig.10 Cumulative oil production under different fracturing parameters when the production well is located in low permeability area

从图10中可以看出，当低渗砂体为半菱形形状、油井位于低渗区域、油井的裂缝半径大于30 m时，裂缝面积已经接近低渗区域，油井裂缝半径对最终产量以及采收率影响较小。在油井裂缝半径小于30 m时，水井裂缝与油井裂缝对最终的累积产油率以及采收率影响都较大。

在只考虑累积产油率以及采收率的情况下，最佳的裂缝参数为油井压裂裂缝半径为40 m，水井压裂裂缝半径为10 m。

生产井位于高渗透区域时不同压裂参数一定生产时间内累积产油量与该区块采收率如图11所示。

图11 生产井位于高渗透区域时不同压裂参数下的累积产油量Fig.11 Cumulative oil production under different fracturing parameters when the production well is located in a high permeability area

由图11中可以看出，在开始生产的2.5 a内，由于地层能量较为充足，水油井裂缝半径比为10∶40时的累积产油量以及采收率最高，但随着生产时间的增长，形成优势通道，导致最终的累计产油量下降，所以此时的裂缝参数并不是最佳的裂缝组合。

由于注水端为低渗透区域，水油井裂缝半径比为40∶10时，增加裂缝半径会导致其波及区域增大，使得最终累计产油量和采出率增大。

对于其他参数下的对应压裂，最终的产油量与流场以及高渗透区域油井周围的受效面积有关。此时的最佳裂缝参数为：油井裂缝半径为10 m，水井裂缝半径为40 m。

4 结论

(1)采油井位于低渗透区域、砂体形状为三角形时，因裂缝未突破渗透率边界，其变化趋势与均质低渗透砂体大体相同，故最优裂缝参数为：油井端裂缝半径为40 m，水井端为10 m；在砂体形状为半菱形时，当裂缝面积已经接近低渗区域，油井裂缝半径对最终产量以及采收率影响较小。在裂缝面积小于低渗透区域时，油井裂缝与水井裂缝半径对最终产油影响都较大。此时若只考虑累积产油率以及采收率的情况下，最佳的裂缝参数为：油井压裂裂缝半径为40 m，水井压裂裂缝半径为10 m。

(2)采油井位于高渗透区域、砂体形状为三角形时，注水井位于低渗透区域的裂缝半径影响最终产油较大，水井裂缝半径小于等于40 m时存在最优的压裂参数。此时砂体的形状对渗流流场存在较大的影响。由于砂体形状的影响，对储层改造后的累积产油率与采收率低于不进行储层改造，其主要原因是在油井周围的高渗透储层没有很好的动用。但是最终最高的累积产油率与采收率仍为水油井压裂半径比为10∶40。所以此时得最优裂缝参数为：油井压裂裂缝为40 m，水井压裂裂缝为10 m；砂体为半菱形时，由于注水端为低渗透区域，油水井裂缝半径比为1∶4时，增加裂缝半径会导致其波及区域增大，使得最终累积产油率和采出率增大。此时得最优压裂参数为：油井压裂裂缝半径10 m，水井压裂裂缝为40 m。