吳昊鏹，彭小龍，朱蘇陽，馮寧，張斯，葉澤禹

（1.西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500；2.中國石油 西部鉆探工程有限公司 地質(zhì)研究院，西安 710000）

礫巖油藏是較難開發(fā)的油藏類型，具有儲集層巖性變化快、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜和非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)[1-5]?？死斠烙吞锏[巖油藏經(jīng)過超50 a的水驅(qū)開發(fā)，已進(jìn)入高含水階段后期，開發(fā)以聚合物驅(qū)為主。中國多數(shù)油藏的水平井多級壓裂產(chǎn)生的裂縫為垂直狀，但克拉瑪依油田七東1 區(qū)三疊系油藏埋深較淺，儲集層以多層疊置為主，在上覆地層壓力為最小主應(yīng)力的情況下，容易導(dǎo)致壓裂后產(chǎn)生的裂縫呈水平狀[6]。壓裂裂縫為水平縫的水平井生產(chǎn)效果較差，驅(qū)替波及效率較低，且非均質(zhì)性強(qiáng)的礫巖油藏，極易形成水流優(yōu)勢通道，含水率快速上升。因此，在油藏高含水后期實(shí)施聚合物驅(qū)，如何通過調(diào)整注采井網(wǎng)、井型和高效率利用壓裂水平縫來最大幅度地提高聚合物的驅(qū)油效率，是亟待解決的技術(shù)難題。大位移弓形井是通過井眼軌跡控制鉆桿形成的弓形水平井，由于其造斜段長度較大，可以鉆遇多個層系。前人利用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析法與數(shù)值模擬法，分析了大位移弓形井壓裂后的產(chǎn)能效果，并且針對不同的滲透性儲集層優(yōu)化了壓裂裂縫的長度[7]。物理模擬和數(shù)值模擬結(jié)果表明，非均質(zhì)地層采用水平井與直井組合開發(fā)，效果要好于單純采用直井開發(fā)[8]，排狀與五點(diǎn)注采井網(wǎng)的采收率較高[9-10]；非均質(zhì)礫巖油藏高含水期改變注采井網(wǎng)后，剩余油主要分布在中—低滲層未波及到的區(qū)域及低滲層的中—小孔隙中[11]；礫巖油藏在聚合物驅(qū)中—后期，聚合物部分堵塞了水驅(qū)階段形成的水流優(yōu)勢通道，出現(xiàn)了近活塞式的驅(qū)動，剩余油被大量動用，聚合物驅(qū)后剩余油以孤立狀分布為主，局部存在連片狀分布[12-13]。針對高含水后期的非均質(zhì)礫巖油藏，利用數(shù)值模擬和物理模擬的方法，確定不同井型組合、不同井網(wǎng)形式以及不同聚合物黏度段塞對聚合物驅(qū)油效率的影響。壓裂水平縫大位移弓形井是否適合應(yīng)用于高含水后期多層系非均質(zhì)性強(qiáng)的礫巖油藏的開發(fā)，亟待通過數(shù)值模擬進(jìn)行研究。

為了充分利用壓裂水平縫的特點(diǎn)，并且最大化的調(diào)整注采井網(wǎng)，本文采用數(shù)值模擬法，設(shè)置大位移弓形井以及多級水平縫壓裂，進(jìn)行油藏開發(fā)后期注聚效果模擬。在模擬的過程中，弓形井和多級水平縫結(jié)合聚合物驅(qū)的水動力調(diào)整方式改變近井筒地帶流體的滲流方式，增加泄油面積和聚合物波及效率，另外采用梯度段塞式注聚的技術(shù)可以進(jìn)一步發(fā)揮聚合物的調(diào)剖作用，進(jìn)一步提高淺層非均質(zhì)礫巖油藏的采收率。

1 地質(zhì)特征及生產(chǎn)情況

1.1 地質(zhì)特征與壓裂情況

準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田七東1 區(qū)構(gòu)造上為一東南傾的單斜，油藏儲集層為三疊系克拉瑪依組下亞組，不整合于石炭系之上，巖性以砂礫巖、砂質(zhì)礫巖和含礫粗砂巖為主。聚合物驅(qū)試驗(yàn)區(qū)整體構(gòu)造比較簡單，斷層不發(fā)育，地層順下傾方向逐漸變陡，傾角為3°～30°。平面上油層分布連續(xù)性較好，但是連續(xù)性由西北向東南總體逐漸變差，隔層普遍發(fā)育[12-15]。儲集層有效孔隙度主要分布在6.40%～24.70%，平均為14.60%；滲透率主要分布在0.10～101.50 mD，平均為15.70 mD（圖1）?？v向上滲透率級差較大，平均為293.76，非均質(zhì)性較強(qiáng)。

區(qū)塊內(nèi)的13 口井均為直井，其中S1 井、S2 井、S4 井、S5 井、S7 井和S11 井為注水井，水驅(qū)開發(fā)若干年后轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)。其中S10 井、S12 井和S13 井3 口油井已經(jīng)進(jìn)行了壓裂。根據(jù)地質(zhì)資料，七東1 區(qū)地應(yīng)力狀態(tài)存在明顯的分界線，分界線大致為北東—南西走向，區(qū)塊西北部最小水平主應(yīng)力大于垂直主應(yīng)力，處于逆斷層應(yīng)力狀態(tài)，最終監(jiān)測解釋結(jié)果表明，S10 井人工裂縫為水平縫，裂縫長軸約60 m，短軸約40 m，延伸方向?yàn)榻鼥|西向[6]。研究區(qū)地面（20 ℃）原油密度為0.857 g/cm3，地層（80 ℃）原油黏度為22.50 mPa·s，地層水黏度為0.65 mPa·s，儲集層平均孔隙度為5.97%，平均滲透率為20.63 mD，原油地質(zhì)儲量為0.293 4×108m3；S10井壓裂縫網(wǎng)長度為60 m，縫網(wǎng)寬度為40 m，壓裂裂縫波及高度為60 m（1 010—1 070 m 井段），壓裂波及體積為18×104m3，以水平縫為主。

1.2 注采井網(wǎng)生產(chǎn)情況

研究區(qū)油藏主要采用五點(diǎn)注采井網(wǎng)生產(chǎn)，經(jīng)過多年注水開發(fā)，綜合含水率高達(dá)91%，采出程度為30.8%，采油井單井含水率上升較快，多數(shù)為凸型上升類型，總體水驅(qū)效果差。前期利用Eclipse 油藏數(shù)值模擬軟件，導(dǎo)入歷史數(shù)據(jù)，通過修正地質(zhì)模型的滲透率、油水相滲曲線與毛細(xì)管壓力的方法進(jìn)行了油藏數(shù)值模擬歷史擬合，擬合率達(dá)85%。

通過油藏工程與數(shù)值模擬方法分析，該區(qū)塊注水井水驅(qū)前緣突破時間較早的原因有以下幾點(diǎn)：①儲集層平均含油飽和度較低，為44.3%，油藏整體動用程度不高；②油藏孔隙結(jié)構(gòu)較差，在非均質(zhì)油藏中，水驅(qū)至高含水階段時，高滲層驅(qū)替作用最強(qiáng)，大孔隙動用明顯，剩余油主要集中在中—低滲層小孔隙，中滲層和低滲層含油飽和度分別大于50%和60%，是水驅(qū)后提高采收率的主要潛力層段[14-16]；③地層原油的黏度高達(dá)22.50 mPa·s，這使得在外加壓差作用下，驅(qū)替水首先進(jìn)入粗毛細(xì)管中，又由于地層水黏度遠(yuǎn)小于原油黏度，水滲入細(xì)毛細(xì)管中，總阻力下降，導(dǎo)致驅(qū)替水出現(xiàn)嚴(yán)重指進(jìn)，甚至水竄。

2 數(shù)值模擬

在前人研究的基礎(chǔ)上，利用tNavigator 油藏數(shù)值模擬軟件，選擇剩余油富集的有利區(qū)塊，結(jié)合七東1區(qū)礫巖油藏開發(fā)及相關(guān)實(shí)驗(yàn)參數(shù)，進(jìn)行后期弓形井壓裂水平縫聚合物驅(qū)數(shù)值模擬，分析不同注采井網(wǎng)、不同注聚強(qiáng)度以及壓裂水平縫位置對弓形井采收率的影響。

2.1 模型設(shè)計

為研究高含水油藏后期多水平縫大位移弓形井注聚特征和規(guī)律，選擇剩余油富集區(qū)塊建立壓裂弓形井機(jī)理模型。設(shè)計弓形井在目標(biāo)油藏中的長度約1 450 m，入砂高度15～30 m，橫向長度比例1∶5 000（圖2）。在其周圍新增直井形成注采井網(wǎng)模擬生產(chǎn)，以井底流壓6 MPa 進(jìn)行定壓模擬生產(chǎn)，模擬生產(chǎn)時間為10 a。為了解決軟件精度低和運(yùn)算速度慢的問題，本文采用tNavigator 高精度數(shù)值模擬軟件，利用嵌入式離散方法表征壓裂裂縫[17]。在軟件中設(shè)置的壓裂裂縫為矩形，而地層滲透率的各向異性導(dǎo)致水平縫一般是橢圓狀[18]，由于改變了近井地帶的滲流方式，增產(chǎn)效果與裂縫的導(dǎo)流能力和有效波及面積有關(guān)，因此，可以采用等效面積法，在模擬軟件中設(shè)計水平壓裂裂縫主縫半長為106 m，次級縫半長為35 m，縫寬為0.02 m，來等效水平縫長半軸60 m、短半軸40 m 和縫寬0.02 m 的半縫波及面積。儲集層為典型的反韻律層，從上至下分為4 個小層，小層砂體平均厚度為3.5 m。其中弓形井段長度為1 450 m，在其前部和后部分別設(shè)置4 級壓裂裂縫，壓裂水平縫主半長為106 m，次半長為35 m，水平縫寬為0.02 m，水平縫共8 段，段間距為207.15 m，無因次導(dǎo)流能力為100。

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)得知，該礫巖油藏適合2 500×104分子量的聚合物[19-20]，且根據(jù)礦場資料，確定了適合七東1 區(qū)的聚合物溶液的物化參數(shù)，包括了聚合物零剪切黏度、聚合物吸附量和殘余阻力系數(shù)（表1）。因此，在水驅(qū)模型基礎(chǔ)上，添加注聚參數(shù)，主要設(shè)置聚合物溶液黏度函數(shù)聚合物剪切稀釋數(shù)據(jù)、聚合物/鹽的濃度、聚合物驅(qū)巖石屬性、聚合物吸附函數(shù)、注聚的段塞尺寸等。

表1 聚合物溶液的物化參數(shù)Table 1.Physical and chemical parameters of polymer solution

2.2 模擬流程

為分析不同敏感參數(shù)對弓形井采收率的影響，首先根據(jù)鄰近區(qū)塊的聚合物驅(qū)試驗(yàn)，決定采用段塞式的注聚方式，設(shè)計了聚合物前段、主體和后尾段塞尺寸。在此基礎(chǔ)之上，進(jìn)行了角注和邊注井組、不同的注聚強(qiáng)度以及不同的壓裂裂縫位置的數(shù)值模擬研究。

為了對比不同生產(chǎn)井組的聚合物驅(qū)效果，在確保不同井型的壓裂段數(shù)、壓裂裂縫波及面積、聚合物注入量相同的前提下，設(shè)計了弓形井角注井組和邊注井組[21-22]（圖2），其中弓形井長1 450 m，設(shè)計聚合物注入油藏總量為0.15 PV，設(shè)計注入速度依次為0.01 PV/a、0.02 PV/a、0.03 PV/a、0.04 PV/a和0.05 PV/a，弓形井壓裂裂縫位置為高、中、低3個部位。依據(jù)鄰近區(qū)塊礫巖油藏的聚合物注聚模式，確定采用聚合物分段梯度段塞式注入法，即注入井針對目標(biāo)油藏的不同滲透性地層，采用不同的聚合物黏度，高、中和低滲儲集層注入聚合物濃度分別為500 mg/L、1 000 mg/L和1 500 mg/L。即克拉瑪依組下亞組S27小層為高滲儲集層，注入聚合物濃度為500 mg/L（段塞Ⅰ）；和小層為中滲儲集層，注入聚合物濃度為1 000 mg/L（段塞Ⅱ），小層為低滲儲集層，注入聚合物濃度為1 500 mg/L（段塞Ⅲ）（圖3）。通過直井向不同滲透性儲集層注入不同濃度的聚合物段塞，可減少注入壓差的能量損失[23-25]。

這是因?yàn)槿绻⑷刖来巫⑷胍欢坎煌再|(zhì)黏度的多個聚合物段塞，不同濃度的聚合物段塞可以匹配不同級別滲透率的儲集層，當(dāng)較低黏度的段塞遇到較高黏度的段塞后，在段塞前后壓差的作用下，低黏度段塞將自動分流，進(jìn)入較低滲透率層段。因此，對于非均質(zhì)礫巖油藏，從高到低可以依次封堵不同滲透率的孔隙，在地層深部形成立體柱塞墻，并近似于活塞式驅(qū)替，立體柱塞墻將平行移動。該方法降低了在輸送驅(qū)替劑和被驅(qū)替液過程中的壓力損失，可以增大驅(qū)替段塞的壓力梯度。局部壓力梯度增大后驅(qū)替流體可以進(jìn)入更小的孔隙，儲集層可動用孔隙體積隨之增大，油層深部低滲區(qū)波及體積擴(kuò)大，采收率提高。

3 主要參數(shù)優(yōu)化

3.1 注聚強(qiáng)度

在弓形井壓裂條件、聚合物總注入量以及聚合物的段塞尺寸相同的情況下，模擬了不同注聚強(qiáng)度下的弓形井5 a 的采出程度與含水率。根據(jù)模擬結(jié)果，在相同的聚合物用量和注入段塞濃度下，隨著注聚強(qiáng)度的增加，聚驅(qū)效果逐漸變好。因此，為了延長注聚周期，擴(kuò)大聚合物波及系數(shù)與洗油效率，該區(qū)塊最佳的注聚強(qiáng)度為0.05 PV/a（圖4）。

根據(jù)模擬結(jié)果，聚驅(qū)強(qiáng)度越大，采出程度也越大，含水率也隨之升高。但是當(dāng)注聚強(qiáng)度超過0.05 PV/a時，采出程度的增量變小，且含水率增量變大，聚驅(qū)效果變差，聚合物的注聚強(qiáng)度存在最佳值。當(dāng)注聚強(qiáng)度為0.01～0.05 PV/a 時，聚合物段塞近似于活塞平行向前移動；而超過0.05 PV/a 時，部分高滲層出現(xiàn)聚驅(qū)指進(jìn)現(xiàn)象，聚合物驅(qū)效果變差。因此，最優(yōu)注聚強(qiáng)度為0.05 PV/a。

3.2 注采井組

通過調(diào)整注入井的位置，形成角注與邊注井組，在弓形井壓裂條件、聚合物總注入量、注聚強(qiáng)度以及聚合物的段塞尺寸相同的情況下，研究不同的注采井網(wǎng)對弓形井聚驅(qū)效果的影響（圖5）?？梢钥闯觯亲⒕M和邊注井組的采出程度差距較小，生產(chǎn)初期，聚合物對水驅(qū)優(yōu)勢通道具有明顯的封堵，弓形井含水率降低，優(yōu)勢通道周圍的剩余油得以動用；生產(chǎn)后期，由于聚合物突破了快速水流通道，弓形井含水率逐漸上升，但呈現(xiàn)階梯型的上升規(guī)律，說明周圍的聚驅(qū)剩余油呈活塞式驅(qū)替，驅(qū)替效率增加。但邊注井組的含水率在中—后期的上升速率較快，分析原因?yàn)檫呑⒕M雖然在前期能動用弓形井邊部大量剩余油，但是由于邊部注入井離弓型井壓裂裂縫較近，在相同的時間下聚合物驅(qū)突破時間早，由此又形成了快速水流通道（圖6）。

根據(jù)不同的注采井組模擬結(jié)果，該礫巖油藏具4 個韻律層段，角注井組的波及范圍更大，但是對于克拉瑪依組下亞組S47低滲層的驅(qū)替效果不佳，應(yīng)增大對該層的注聚強(qiáng)度或者擴(kuò)大壓裂裂縫的范圍。而邊注井組弓形井兩側(cè)易水淹，且四角的剩余油無法波及（圖6a）。總體來看二者的最終采出程度相差較小，而邊注井組的含水率上升更快。通過剩余油飽和度分析可知，邊注井組由于井距較小，聚驅(qū)突破時間較早，四角周圍的剩余油較為富集（圖6）。因此，對于水平縫弓形井的注聚開發(fā)，角注井組的效果要優(yōu)于邊注井組。

3.3 水平縫位置

為提高聚合物的波及效率，研究了水平縫在層內(nèi)不同位置對弓形井采出程度的影響。由于該礫巖油藏的縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，因此可以設(shè)置壓裂裂縫在每個韻律層層內(nèi)的位置，分為上、中、下3個部位模擬優(yōu)化聚合物驅(qū)效果。在角注井組中，裂縫處于上部時注聚驅(qū)油效果最佳，下部注聚效果最差（圖7）。分析原因得知，在高黏度的聚合物油水重力分異作用下，聚合物不僅可以增加油藏上部驅(qū)替，也可對下部原油進(jìn)行有效驅(qū)替，從而提高波及系數(shù)和驅(qū)油效率。

為了更好地體現(xiàn)裂縫在層內(nèi)不同位置下聚合物的波及范圍，定義了單個網(wǎng)格聚合物的波及系數(shù)Ep來展示聚合物的波及范圍。

式中Ep——聚合物波及系數(shù)，kg/m3；

cp——單個網(wǎng)格的聚合物濃度，kg/m3；

∑Qw——單個網(wǎng)格累計過水量，m3；

Vφ——單個網(wǎng)格孔隙體積，m3。

統(tǒng)計的模擬結(jié)果分析表明，油相由壓裂裂縫向油井線性流動，壓裂裂縫處于層內(nèi)上部的位置在重力分異的作用下剩余油驅(qū)動效果較好，驅(qū)替前緣相對穩(wěn)定，儲集層總體的聚合物波及系數(shù)達(dá)30%以上，從聚合物波及系數(shù)圖上看（圖8），壓裂裂縫設(shè)置在韻律層層內(nèi)上部縱向的剩余油分布較少，無論是波及范圍還是驅(qū)替效果都是最佳。裂縫位于層內(nèi)下部的井，注入井在增大注聚強(qiáng)度后容易在底部發(fā)生錐進(jìn)，對層內(nèi)底部裂縫的開采產(chǎn)生不利影響。

4 結(jié)論與建議

（1）試驗(yàn)區(qū)塊內(nèi)角注井組效果要優(yōu)于邊注井組，驅(qū)替效率隨著注聚強(qiáng)度的增加而降低，且層內(nèi)水平縫位于韻律層層內(nèi)上部時，驅(qū)替效果最優(yōu)。

（2）多級水平縫壓裂大位移弓形井的開發(fā)效果要優(yōu)于常規(guī)水平井開發(fā)和直井開發(fā)，其主要優(yōu)勢在于弓形井可鉆遇多個儲集層，且將每級水平縫的優(yōu)勢發(fā)揮出來，擴(kuò)大了近井地帶的泄油面積，一定程度上提高了高含水后期非均質(zhì)淺層礫巖油藏的采收率。