州6水平井試驗區(qū)整體壓裂研究

翁定為 雷 群 丁云宏 楊 峰 王文軍 李存榮

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院研究生部，北京 100083；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院壓裂酸化中心，河北廊坊 065007；3.新疆油田公司，新疆克拉瑪依 834000；4.大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江大慶 163000）

州6試驗區(qū)位于松遼盆地中央坳陷區(qū)三肇凹陷模范屯鼻狀構(gòu)造上，主力油層為FI4、FI7層，有效厚度范圍分別為0.8~5.8 m和1.7~8.3 m，平均巖心孔隙度11%，空氣滲透率平均1.2×10-3μm2。根據(jù)巖心及測井資料解釋油層天然裂縫不發(fā)育，最大水平主應(yīng)力方位為近東西向。試驗區(qū)采用300 m×60 m矩形井網(wǎng)直井與水平井聯(lián)合開發(fā)、線性注水方式布井，井排方向為東西向；共鉆井151口井，其中直井142口，水平井9口。該低孔特低滲區(qū)塊需壓裂完井，因此必須進行整體壓裂優(yōu)化研究。

1 模型的建立與驗證

水平井裂縫優(yōu)化方面前人已做過大量研究［1-4］，目前已可實現(xiàn)對各種復(fù)雜井網(wǎng)條件下的裂縫優(yōu)化，因此研究的重點是如何在全面準確描述低滲油藏的滲流特征的前提下進行裂縫優(yōu)化。

1.1 建立

黑油模型適用于低滲透水平井的數(shù)值模擬，采用ECLIPSE 油藏數(shù)值模擬軟件（黑油模型）來進行水力裂縫優(yōu)化，模型控制方程見式（1）。采用局部網(wǎng)格加密和等連通系數(shù)法來劃分油藏與裂縫系統(tǒng)的網(wǎng)格，按塊中心五點格式建立IMPES方法求解方程。

式中，下標l為O（油）或W（水）；ρ為密度；k為滲透率；krl為地層內(nèi)網(wǎng)格點上相對滲透率；μ為流體黏度；p為壓力；φ為孔隙度；S為地層中含油、含水飽和度。

大部分低滲透油田開發(fā)的特點是：（1）產(chǎn)量下降快；（2）注水壓力不斷升高；（3）注水效果差。原因主要有2個方面：一是儲層滲透率的應(yīng)力敏感性；另一個是啟動壓力梯度［5］。因此在建立模型時須考慮以上2個因素的影響。

滲透率的應(yīng)力敏感性可通過實驗獲得，通過模擬真實地層環(huán)境下不同孔隙壓力時的巖心滲透率，并對實驗數(shù)據(jù)進行處理，可得到滲透率應(yīng)力敏感曲線，得出滲透率與孔隙壓力成指數(shù)函數(shù)關(guān)系

在建立模擬模型時，將公式（2）離散化，如表1所示，得到不同孔隙壓力時的滲透率，在軟件中為傳導(dǎo)率因子。

表1 模型中對滲透率應(yīng)力敏感性的描述

對于啟動壓力的認識雖然目前仍存在許多爭議［6,7］，但無可否認的是，低滲透油田存在非達西流動，目前尚無公認的描述啟動壓力的模型和方法，對非達西流動最常用的描述方法仍是根據(jù)啟動壓力定義，改變油水井的壓差模擬儲層的驅(qū)動壓力改變的過程。具體到本模型，首先根據(jù)實驗得到啟動壓力梯度0.0472 MPa/m，然后根據(jù)實驗結(jié)果和水力縫長的變化，相應(yīng)增加不同的油井井底流壓，如表2所示。

表2 模型中對啟動壓力梯度的描述

儲層和流體的基本參數(shù)如表3所示。

表3 儲層和流體基本參數(shù)表

再根據(jù)各井組井網(wǎng)布置與地應(yīng)力相對應(yīng)關(guān)系便可建立各井組的模擬模型。

1.2 驗證

以州扶73-49井組為例，從儲量和產(chǎn)量2個方面對模型的合理性進行檢驗。

（1）儲量檢驗。按實際資料得到模型應(yīng)有的地質(zhì)儲量1.6632×104t，而建立的模型地質(zhì)儲量為1.8472 ×104m3，即1.6045×104t，實際與預(yù)計的相對誤差為3.7%，該數(shù)值在誤差范圍之內(nèi)。

（2）產(chǎn)量檢驗。

①根據(jù)相鄰州201區(qū)塊9口井的產(chǎn)量數(shù)據(jù)，得到一年累積產(chǎn)量與有效厚度的關(guān)系為：Q=91.869 h，相關(guān)系數(shù)0.829。

②以州扶73-49井組為例，根據(jù)此產(chǎn)量與厚度相關(guān)關(guān)系式計算得到州扶73-49井1年累積產(chǎn)量應(yīng)為514 t；而按本模型計算水力裂縫長度為75~105 m時，壓后1年累積產(chǎn)量為487~539 t，兩者相吻合。

2 裂縫參數(shù)單因素變化分析

以州扶74-平51井組為例，首先進行裂縫參數(shù)的單因素優(yōu)化。圖1所示是該井組的井位及水平井段相對位置圖，水平井受周圍6口垂直注水井影響，黑色粗線是斷層控制的邊界，根據(jù)水平井與直井的相對位置，確定水平井需要分段改造的位置如紅色粗線所示。圖2是根據(jù)圖1中對井位、邊界和水平井裂縫的分析建立的三維模型圖，考慮斷層為封閉斷層，對斷層外的網(wǎng)格進行了“賦0”處理。

圖1 州扶74-平51水平井井組示意圖

圖2 州扶74-平51水平井井組三維模型

在對水平井井組進行整體壓裂優(yōu)化之前，需要先確定直井井組的最優(yōu)水力裂縫參數(shù)。因為直井的區(qū)塊整體壓裂優(yōu)化工作相對較為成熟，在此不再贅述。根據(jù)直井井組的整體壓裂優(yōu)化工作，確定直井注水井的水力裂縫優(yōu)化結(jié)果為裂縫半縫長80 m左右，裂縫導(dǎo)流能力25 μm2·cm。在此基礎(chǔ)上進行水平井的水力裂縫優(yōu)化工作。如圖3所示，分別考察各水平井段半縫長為20 m、40 m、60 m、80 m、100 m、120 m、140 m、160 m和180 m時水平井的日產(chǎn)油和累積產(chǎn)油。可以看出，當縫長從20 m增加到140 m，隨著縫長的增加累積產(chǎn)油量增加較為明顯，而當縫長超過了140 m之后，半縫長再增加，產(chǎn)量增加不明顯，因此確定水平井各段水力裂縫縫長為140 m左右。

同理，考察裂縫導(dǎo)流能力對水平井產(chǎn)油量的影響。當裂縫導(dǎo)流能力從10 μm2·cm增加到30 μm2·cm時，累積產(chǎn)油量隨縫長的增加而增加明顯，當裂縫導(dǎo)流能力超過30 μm2·cm之后，隨裂縫導(dǎo)流的增加累積產(chǎn)油量增加不明顯，因此確定水平井的裂縫導(dǎo)流能力為25 μm2·cm左右。

圖3 州扶74-平51水平井水力裂縫縫長優(yōu)化

3 井組綜合評價和決策分析

通過單因素優(yōu)化，可以初步確定水平井井組的水力裂縫參數(shù)范圍，如表4所示。但根據(jù)前人研究［8］，由于水平井分段壓裂時，各段的位置不同導(dǎo)致其滲流形態(tài)也不盡相同，因而最優(yōu)的水力裂縫參數(shù)也不盡相同，因此需在單因素優(yōu)化的基礎(chǔ)上進行整體優(yōu)化。

表4 州扶74-平51井組整體壓裂優(yōu)化各參數(shù)取值范圍

若對表4所示的因素進行組合計算，將需要進行37次共2187個方案的計算，運算次數(shù)較多，計算工作量大。采用正交方案L18（2×37）設(shè)計，共需要進行18次模擬運算，大大節(jié)省了計算工作量和計算時間，優(yōu)選出少數(shù)具有代表性的模型，同時又可以獲得較為全面的結(jié)論。

對于正交設(shè)計各方案在進行最終整體方案優(yōu)選時，不能只考慮產(chǎn)油量，而需選擇合適的評價指標綜合評價，本次研究進行方案優(yōu)選時，對以下指標：30 d的日產(chǎn)量、30 d的累產(chǎn)量、第1年的日產(chǎn)量、1年的累產(chǎn)量、3年累產(chǎn)量、1年時的含水率、3年時的含水率，最終采收率，共8個指標采用模糊模式識別模型［9］綜合評價優(yōu)選方案。比較各方案與最優(yōu)方案間差異，以各方案的最大值作為理想方案，用歐氏貼近度來表征各方案與理想方案的貼近程度，得到各方案的優(yōu)劣排序，據(jù)此挑選最優(yōu)方案。各正交設(shè)計方案進行綜合評價優(yōu)選的歐式貼近度及排序如表5所示。

表5 州扶74 -平51井組整體壓裂優(yōu)化結(jié)果

由表5可知，最優(yōu)方案為方案17：即水平井第一、二、三段半縫長分別140 m，120 m和160 m，導(dǎo)流能力35 μm2·cm；水井半縫長為80 m，裂縫導(dǎo)流能力25 μm2·cm。可以看出，水平井由于各段裂縫控制的泄油面積不相同，從而各段縫長也不相同，整體呈現(xiàn)出中間縫長較短而兩端縫長較長的趨勢。

根據(jù)整體壓裂方案成果，進行裂縫優(yōu)化，9口水平井共需要分31段改造，共設(shè)計加砂量463 m3，完成加砂量453 m3。水平井壓后產(chǎn)量為直井的3.4倍，增產(chǎn)效果較好。

4 結(jié)論與建議

（1）在考慮低滲透油田儲層滲透率的應(yīng)力敏感和啟動壓力梯度的基礎(chǔ)上，建立了水平井井組的整體壓裂優(yōu)化模型，模型合理準確。

（2）在水平井組單因素優(yōu)化的基礎(chǔ)上，采用正交方案設(shè)計和模糊識別方法得到最優(yōu)的水平井整體壓裂方案，最優(yōu)整體壓裂方案整體呈現(xiàn)出中間縫長較短而兩端縫長較長的趨勢。

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