徐創(chuàng)朝，陳存慧，王波，吳亞紅，彭長江

（1.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西 西安710021；2.中國石油長慶油田公司工程技術(shù)管理部，陜西 西安710021；3.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京102249）

水平井縫網(wǎng)壓裂是低滲致密油藏開發(fā)的一項前沿技術(shù)，在提高水平井產(chǎn)能、延長穩(wěn)產(chǎn)時間方面發(fā)揮了重要作用。與常規(guī)水平井分段壓裂相比，水平井縫網(wǎng)壓裂的主要優(yōu)勢在于通過縫網(wǎng)壓裂在垂直于主裂縫方向形成人工多裂縫，同時溝通天然裂縫網(wǎng)絡，從而形成復雜的裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)，改善儲層滲流通道，提高儲層改造效果，延長增產(chǎn)有效期［1-4］。

黃陵長6 儲層屬于伊陜斜坡西傾單斜構(gòu)造，層內(nèi)物性較差，平均孔隙度為9.14%，平均滲透率為0.13×10-3μm2，為致密巖性油藏。儲層地應力差小、微裂縫發(fā)育、脆性指數(shù)高，適合縫網(wǎng)壓裂改造［5-6］。

目前，水平井縫網(wǎng)壓裂還處在探索研究階段，針對水平井縫網(wǎng)壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化的研究很少，不能滿足當前特低滲儲層縫網(wǎng)壓裂開發(fā)的需要。本文采用Eclipse 油藏數(shù)值模擬工具，針對縫網(wǎng)特征參數(shù)如裂縫長度、裂縫夾角、改造段數(shù)、導流能力、縫網(wǎng)幾何參數(shù)等開展優(yōu)化研究工作。

1 縫網(wǎng)壓裂數(shù)值模型建立

以黃陵長6 淺層低滲透致密儲層為基礎，使用Eclipse 油藏數(shù)值模擬軟件，考慮啟動壓力梯度和井筒摩擦阻力等影響因素，通過局部網(wǎng)格加密（LGR）和等效導流能力的方法模擬人工裂縫網(wǎng)絡。

油藏基本參數(shù)： 油的體積系數(shù)1.224，油密度0.748×103kg/m3，地層原油黏度2.626 mPa·s，油的壓縮系數(shù)8.2×10-4MPa-1，水的壓縮系數(shù)5.4×10-4MPa-1。

模型設置：油藏中深1 200 m，平均原始地層壓力10 MPa，巖石壓縮系數(shù)1.33×10-4MPa-1；采用黑油模型，模型中流體為油、水兩相；模型采用塊中心網(wǎng)格進行劃分，網(wǎng)格劃分為100×50×1，網(wǎng)格步長20 m×20 m×15 m，LGR 加密網(wǎng)格共計27 180 個。

縫網(wǎng)的幾何模型［7-8］如圖1所示。模型中啟動壓力梯度采用劃分平衡區(qū)的方法模擬，將模擬區(qū)域分為3個平衡區(qū)，如圖2所示。

圖1 縫網(wǎng)幾何模型示意

圖2 平衡區(qū)設置局部示意

圖2中的任意非改造網(wǎng)格（藍色區(qū)或綠色區(qū)網(wǎng)格）都處在其他平衡區(qū)網(wǎng)格包圍中，在不同平衡區(qū)的網(wǎng)格之間設置啟動壓力梯度。本模擬啟動壓力梯度設置為2.5×10-3MPa/m［9-12］。如圖3所示，啟動壓力梯度會阻礙油水的流動，造成產(chǎn)量的變化，所以在研究特低滲儲層產(chǎn)能時應考慮該因素的影響。

模型中井筒摩擦損失使用井筒摩擦選項模擬。如圖4所示，井筒摩擦的存在使得靠近根部位置（井口P1處）壓力降低快，端部位置壓力降低慢。本文研究將每段射孔位置設為節(jié)點，水平段生產(chǎn)套管的絕對粗糙度取ε=4.57×10-5m。

圖3 啟動壓力梯度對累計產(chǎn)油量的影響

圖4 水平井筒有摩擦損失時壓力分布特征

2 裂縫參數(shù)單因素優(yōu)化

2.1 水平段長

特低滲儲層水平井開發(fā)過程中，水平井的產(chǎn)能隨水平段長度的增加而增加，但是由于油氣在水平井筒中流動的摩擦阻力明顯大于其在直井中的摩擦阻力，則會造成水平井長度增加、 產(chǎn)量增加幅度逐步下降的情況，所以，應存在適合于一定經(jīng)濟和技術(shù)條件下的最優(yōu)水平段長［13］。設定水平段長分別為400，500，600，700，800 m，用Eclipse 模擬得到累計產(chǎn)油量的結(jié)果如圖5所示。水平段長超過700 m 時，水平井的產(chǎn)能增加趨緩，并且產(chǎn)能已經(jīng)達到較高值?？梢?，在控制面積為2 km×1 km 的地層中，水平井最優(yōu)段長為700 m。

圖5 累計產(chǎn)量與時間的關系

2.2 裂縫夾角

水平井分段壓裂的裂縫夾角可以應用Eclipse 軟件的NWM 模塊或是采用LGR 方法進行模擬，但這都無法模擬水平井縫網(wǎng)壓裂的裂縫夾角，同時國內(nèi)外還缺乏針對縫網(wǎng)壓裂裂縫夾角的優(yōu)化研究。本文采用角點坐標劃分網(wǎng)格，通過編程獲得角點網(wǎng)格的數(shù)據(jù)，實現(xiàn)了縫網(wǎng)壓裂的裂縫夾角模擬。

水平段與主裂縫的夾角越小，流動阻力越大；在主縫總長一定的情況下，夾角越小，改造油藏的總體積就越?。哼@兩方面原因?qū)е驴偖a(chǎn)量降低。如圖6所示，當水平井與主縫垂直時，總產(chǎn)量達到最大。隨著裂縫與水平井筒的夾角從90°逐漸減小到15°，總產(chǎn)量呈下降趨勢，且夾角越小總產(chǎn)量遞減越多。75～90°范圍內(nèi)，總產(chǎn)量差別不大，小于75°后，產(chǎn)量遞減加快。所以，主裂縫與水平段的最優(yōu)夾角要保持在75～90°。

圖6 生產(chǎn)半年時累計產(chǎn)油量隨夾角的變化

2.3 改造段數(shù)

設水平段長700 m，裂縫半長170 m，導流能力20 μm2·cm，研究累計產(chǎn)油量與縫網(wǎng)改造段數(shù)的關系。裂縫段數(shù)較少的情況下，改造區(qū)內(nèi)壓力下降較慢，而段數(shù)越多，則壓力下降越快，縫間干擾現(xiàn)象在段數(shù)較多的時候首先顯現(xiàn)。當改造段數(shù)超過8 段后，受裂縫間干擾影響，累計產(chǎn)油量增幅明顯變緩。所以，700 m 長的水平段改造縫網(wǎng)的最優(yōu)段數(shù)為8 段，主縫間距優(yōu)化值為100 m。

2.4 裂縫半長

設水平段長為700 m，改造段數(shù)為8 段，導流能力為20 μm2·cm，研究累計產(chǎn)油量與裂縫半長的關系。由圖7可以看出，裂縫網(wǎng)絡的存在極大地增加了產(chǎn)油量。改造裂縫越長，累計產(chǎn)油量越大，其環(huán)比增幅在裂縫半長200 m 左右出現(xiàn)拐點，說明裂縫半長超過200 m 后累計產(chǎn)油量增加變緩。因此可知，改造裂縫半長200 m為最優(yōu)裂縫半長。

圖7 累計產(chǎn)油量環(huán)比增幅變化曲線

2.5 主裂縫導流能力

設水平段長為700 m，改造段數(shù)為8 段，裂縫半長為200 m，研究累計產(chǎn)油量與導流能力的關系。由實驗結(jié)果可知，隨著主裂縫導流能力的增加，累計產(chǎn)油量也增加，但增加幅度逐漸減小。主裂縫導流能力超過20 μm2·cm 后，累計產(chǎn)油量增加幅度趨于平緩。從節(jié)省施工費用和保證施工效果的角度看，主裂縫導流能力需達到20 μm2·cm。

3 縫網(wǎng)參數(shù)組合優(yōu)化

3.1 主縫參數(shù)

研究主縫參數(shù)對產(chǎn)能的影響，需要考慮裂縫半長、改造段數(shù)、主縫導流能力等因素。選取這3 個主要因素設計正交方案進行模擬研究。正交設計如表1所示，模擬結(jié)果的極差分析如圖8所示。由圖可知，本地區(qū)縫網(wǎng)壓裂產(chǎn)能的最大影響因素是裂縫半長，影響較小的是改造段數(shù)和主縫導流能力。

表1 主縫參數(shù)正交試驗因素水平取值

分析認為，裂縫長度的增加可以有效增加儲層的改造面積，這對于長期產(chǎn)能的影響最大，也是低滲透儲層壓裂需要造長縫的理論依據(jù)。正交優(yōu)化的研究表明裂縫的導流能力影響比半縫長小，所以導流能力只需要達到一定的值即可，并不必過分追求高導流能力，這也符合縫網(wǎng)壓裂施工低砂比的要求和特點。

圖8 影響水平井縫網(wǎng)壓裂效果的主縫參數(shù)極差圖

3.2 縫網(wǎng)形狀

縫網(wǎng)形狀對產(chǎn)能的影響的因素主要有： 分支縫數(shù)量、分支縫間距、分支縫擴展長度、次縫與水平井距離、次縫連通情況等。對縫網(wǎng)形狀采用五因素四水平正交試驗優(yōu)化設計進行研究，如表2所示。模擬結(jié)果的極差分析如圖9所示。由圖可知，影響產(chǎn)能的縫網(wǎng)形狀因素由大到小依次為分支縫數(shù)量、分支縫擴展長度、橫向次縫擴展長度、分支縫間距、橫向次縫與井的距離。

分支縫條數(shù)、分支縫擴展長度、橫向次縫的水平擴展長度3 個因素數(shù)值越大，產(chǎn)能越高。這是因為這3 個因素數(shù)值越大，裂縫縫網(wǎng)溝通的體積越大，改造體積越大；而分支縫間距、橫向次縫與井的距離2 個因素存在最優(yōu)值，主要是這2 個因素會受到縫間干擾的影響。

表2 裂縫形狀正交試驗因素水平取值

圖9 影響水平井縫網(wǎng)壓裂效果的縫網(wǎng)因素極差圖

4 應用實例

黃陵地區(qū)縫網(wǎng)壓裂采用水力噴砂、環(huán)空加砂、分段多簇壓裂工藝，通過環(huán)空加砂進行大排量、 大液量壓裂，目的是形成復雜的裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)。對11 口水平井進行了優(yōu)化設計，并實施了縫網(wǎng)壓裂改造。優(yōu)化段間距為100 m；考慮注水井網(wǎng)的存在［14-15］，裂縫采用雙紡錘形布放；本地區(qū)水平井筒與最小主應力方向的夾角小于15°，從而保證了人工裂縫與水平井筒夾角大于75°。應用三維壓裂軟件進行施工設計，結(jié)果見表3。

表3 水平井實例優(yōu)化及施工設計參數(shù)

黃陵長6 儲層屬于低滲致密油藏，水平井均為壓裂后試油投產(chǎn)。11 口井實施縫網(wǎng)壓裂后的生產(chǎn)情況見表4。目前，11 口井的日產(chǎn)油量在2.37～9.10 m3，絕大部分井日產(chǎn)油量穩(wěn)定在2.37～4.37 m3，與數(shù)值模擬的結(jié)果相符。與初期相比，目前日產(chǎn)液量均有所下降，前4 口井日產(chǎn)油下降50%左右，但是后面的井日產(chǎn)油有所提高，說明縫網(wǎng)壓裂在提高水平井產(chǎn)能、延長穩(wěn)產(chǎn)時間方面是有效的。11 口井累計產(chǎn)油11 709 m3，說明縫網(wǎng)壓裂的增產(chǎn)效果較好。

表4 水平井縫網(wǎng)壓裂效果評價結(jié)果

5 結(jié)論

1）低滲致密油藏壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化要考慮啟動壓力梯度的影響?？p網(wǎng)壓裂改造應保證主縫與水平段夾角在75～90°范圍內(nèi)，使因夾角引起的滲流阻力在最低水平。

2）正交試驗研究表明，裂縫長度和裂縫條數(shù)是影響低滲透致密儲層產(chǎn)能的最主要因素。

3）現(xiàn)場應用表明，裂縫參數(shù)優(yōu)化研究對低滲致密油藏的高效開發(fā)和水平井縫網(wǎng)壓裂施工，具有重要的指導和借鑒意義。

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