特低滲透裂縫性油藏矩形井網(wǎng)優(yōu)化實驗研究

田文博，楊正明，徐 軒，肖前華，滕 起

(1.中科院滲流流體力學(xué)研究所，河北 廊坊 065007;2.中油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007)

引 言

低滲透油藏在中國石油工業(yè)中占有重要地位［1］，其中裂縫性油藏占有很大比例。目前，中國裂縫性低滲透油氣藏的儲量動用程度低，已開發(fā)低滲透油田效果普遍不好［2］，必須通過注水和壓裂改造才能進行有效生產(chǎn)。由于實驗條件的限制，通過室內(nèi)實驗對裂縫性儲層的生產(chǎn)特征的研究較少。

與正方形反九點和菱形反九點井網(wǎng)相比，矩形井網(wǎng)具有較大的注采比，沿裂縫方向線狀注水更適合特低滲透油藏的特性。滲透率各向異性的低滲透油藏采用矩形井網(wǎng)壓裂注水開發(fā)具有優(yōu)勢［3］。合理的排距和穿透比有助于建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，提高波及系數(shù)和最終采收率［4］。采用天然砂巖露頭平板模型，針對采用矩形井網(wǎng)開發(fā)的裂縫性儲層進行平板模型的單相滲流實驗，研究排距和穿透比對井網(wǎng)有效動用的影響。該研究對開發(fā)裂縫性儲層具有指導(dǎo)意義。

1 裂縫性特低滲透巖樣的篩選和制作

1.1 篩選方法

在砂巖露頭上鉆取小巖心進行恒速壓汞實驗和黏土礦物含量測試，與實際儲層巖心進行對比(圖1、2)。結(jié)果表明，實驗中所采用的特低滲透露頭喉道分布規(guī)律和長慶油田實際儲層的喉道分布規(guī)律接近，黏土礦物含量相似，用砂巖露頭模型進行實驗?zāi)軌蚍从沉黧w在實際儲層中的滲流特征。

圖1 砂巖露頭與實際儲層喉道半徑的分布曲線

1.2 模型制作

特低滲透油藏由于顆粒細、成巖壓實作用強、孔隙度低、喉道細，固液耦合作用強，滲流曲線呈現(xiàn)明顯的非達西特征［5－8］。實驗中通過平板模型滲透率的各向異性來等效模擬裂縫發(fā)育儲層的滲透率各向異性特征。根據(jù)實際儲層滲透率特點，選取在x、y方向滲透率分別為3.05×10－3μm2和0.81×10－3μm2的模型來模擬裂縫性儲層。對平板模型上小巖心x、y方向進行非線性滲流實驗，得到小巖心非線性滲流曲線(圖3)。

圖2 長慶特低滲透露頭與實際儲層黏土含量對比

圖3 小巖心低滲透滲流曲線

采用矩形井網(wǎng)開發(fā)的長慶油田特低滲透儲層，排距為100～180 m，井距為450～550 m，生產(chǎn)井穿透比(裂縫長與井距的比值)為30%，大規(guī)模壓裂穿透比為70%［9－11］。根據(jù)油田現(xiàn)場情況，選取矩形井網(wǎng)中1個完整單元，制作平板模型。平板模型大小分別為50 cm×16 cm、50 cm×25 cm、50 cm×34 cm，用來模擬井距為500 m，排距為80、125、170 m的情況。井排方向與裂縫方向平行，采出井穿透比均為30%。針對井排距為500 m×125 m的矩形井網(wǎng)進行不同壓裂規(guī)模的模擬，穿透比分別為30%、50%和70%。模型邊界均為不流動邊界。水力壓裂裂縫通過割縫填砂實現(xiàn)。

2 實驗裝置和步驟

2.1 實驗裝置

實驗裝置包括注入系統(tǒng)、壓力采集系統(tǒng)、流速測量系統(tǒng)和天然露頭砂巖模型。注入系統(tǒng)包括氮氣瓶、穩(wěn)壓裝置和中間容器，提供穩(wěn)定的壓力，精度為0.1 kPa;壓力采集系統(tǒng)包括高精度壓力傳感器和計算機;流速測量系統(tǒng)采用中科院力學(xué)所研制的高精度微流量計。實驗流程如圖4所示。

圖4 實驗流程

2.2 實驗步驟

(1)根據(jù)油田現(xiàn)場井網(wǎng)形式以及幾何相似原理，利用天然砂巖露頭制作平板模型。在模型相應(yīng)位置鉆孔模擬注水井和采出井，其中采出井均壓裂。

(2)在模型上布置壓力測量點。

(3)封裝模型，將其抽真空，飽和一定濃度的礦化度水模擬地層水。

(4)連接實驗設(shè)備。

(5)進行單相驅(qū)替實驗，測量不同壓差下各測點的壓力和壓力場穩(wěn)定后各采出井的流速。

3 實驗結(jié)果分析

由滲流規(guī)律、流場勢場分布規(guī)律可知，壓力變化能夠反映油藏流體的流動狀況，可以通過壓力梯度場的變化分析流體的流動變化。因此，在實驗過程中，需要測量各測點壓力和驅(qū)替達到穩(wěn)定后的單井流速。

3.1 矩形井網(wǎng)不同排距開發(fā)特征

針對矩形井網(wǎng)，設(shè)計3塊不同排距的模型，分別在20、40、70 kPa的壓差下進行驅(qū)替實驗，測量了各壓力點的壓力和驅(qū)替達到穩(wěn)定時各采出井的采液速度。

3.1.1 壓力梯度場研究

由矩形井網(wǎng)不同排距(80、125、170 m)壓力梯度場(圖5)可以看出，采用相同井網(wǎng)形式、不同排距的模型壓力梯度場有顯著差異。隨著注采壓差的增大，模型中壓力梯度高值區(qū)所占比例增大，壓力梯度低值區(qū)比例減小。大排距模型壓力梯度低值區(qū)多于小排距模型，較難動用。注采井周圍壓力梯度較大，容易動用。y方向采出井之間壓力梯度較低，難動用，而x方向壓力梯度值相對較高，說明裂縫發(fā)育方向流體易動用。此外，水力壓裂裂縫周圍的壓力梯度值較高，尤其是縫端，說明壓裂有利于模型的有效動用。

圖5 矩形井網(wǎng)不同排距模型在不同驅(qū)替壓差下的壓力梯度場

根據(jù)小巖樣非線性滲流曲線將平板模型平面劃分為不同的滲流區(qū)域:壓力梯度小于0.048 MPa/m的區(qū)域流體不發(fā)生流動，為不流動區(qū);壓力梯度為0.048～0.160 MPa/m的區(qū)域為非線性滲流區(qū);壓力梯度大于0.160 MPa/m的區(qū)域為擬線性區(qū)。為了更方便地描述模型的動用程度，提出壓力系數(shù)的概念。根據(jù)小巖心低速非線性滲流實驗曲線，將模型劃分為3個滲流區(qū)域，其中能夠發(fā)生流動的面積與整個模型面積的比值稱為壓力系數(shù)，其表達式為:

模型的滲流區(qū)域及壓力系數(shù)見表1。

表1 矩形井網(wǎng)不同排距滲流區(qū)域劃分

由表1可以看出。

(1)隨著注采壓差的增加，80 m排距的模型不流動區(qū)從11%減小到0%，擬線性區(qū)由21%增大到93%，壓力系數(shù)增加11%;排距170 m的模型不流動區(qū)由57%減小到16%，擬線性區(qū)由0增加到37%，壓力系數(shù)增加41%。在升壓的過程中，模型的擬線性滲流區(qū)域增加，不流動區(qū)域減小，壓力系數(shù)增加，說明增大注采壓差，模型的有效動用區(qū)增加。

(2)相同的注采壓差下，小排距模型的不流動區(qū)域明顯低于大排距模型，而擬線性滲流區(qū)域大于大排距。可動用區(qū)域包含非線性滲流區(qū)域和擬線性滲流區(qū)域，大排距模型的動用區(qū)域主要為非線性滲流區(qū)，擬線性區(qū)所占比例較小，而小排距模型的擬線性滲流區(qū)占有較大比例，小排距的開發(fā)效果更好。縮小排距意味著增大了井網(wǎng)密度，考慮到經(jīng)濟因素，并非排距越小越好。

3.1.2 采液速度分析

測量每塊模型驅(qū)替達到穩(wěn)定時各采出井的采液速度，計算單井平均流速(圖6)。驅(qū)替壓差較小時，模型的壓力梯度值較低，流體不發(fā)生流動。隨著注采壓差的增大，模型壓力梯度增加，單井的流速隨之增加。相同驅(qū)替壓差下，小排距模型的單井平均流速明顯高于大排距模型。

圖6 矩形井網(wǎng)不同排距單井流速曲線

圖7 矩形井網(wǎng)不同穿透比模型在不同驅(qū)替壓差下的壓力梯度場

3.2 矩形井網(wǎng)不同穿透比開發(fā)特征

對于低滲透油藏，水力壓裂是提高油井產(chǎn)量的有效手段。針對井排距為500×125 m的矩形井網(wǎng)進行不同穿透比(30%、50%、70%)實驗研究。通過測量模型的壓力梯度場和驅(qū)替達到穩(wěn)定時各采出井的采液速度對矩形井網(wǎng)的滲流規(guī)律進行了研究。

3.2.1 壓力梯度場研究

在20、40、70 kPa的驅(qū)替壓差下進行實驗，待模型壓力場穩(wěn)定后，根據(jù)所測壓力數(shù)據(jù)繪制壓力梯度場(圖7)。由圖7可知，壓力梯度高值區(qū)依然出現(xiàn)在注采井的周圍，采出井之間為壓力梯度低值區(qū)，較難驅(qū)動。隨著注采壓差的增加或者穿透比的增大，模型的壓力梯度高值區(qū)增加，壓力梯度低值區(qū)減少。模型的穿透比由30%增加到50%，壓力梯度場變化較為明顯，再繼續(xù)增加到70%，改善效果變化不大。

根據(jù)小巖心非線性滲流曲線將模型劃分滲流區(qū)域，結(jié)果見表2。

表2 矩形井網(wǎng)不同穿透比模型滲流區(qū)域劃分

由表2可以看出，隨著驅(qū)替壓差由20 kPa增加到70 kPa，3塊模型的壓力系數(shù)分別增加19%、15%、13%。當驅(qū)替壓差為20 kPa時，隨穿透比的增加，模型的不流動區(qū)減少8%，擬線性區(qū)增加2%;驅(qū)替壓差為40 kPa時，模型的不流動區(qū)減少4%，擬線性區(qū)增加11%;驅(qū)替壓差為70 kPa時，模型的不流動區(qū)減少2%，擬線性區(qū)增加6%。說明隨著穿透比和驅(qū)替壓差的增加，模型的壓力系數(shù)增大，擬線性區(qū)所占比例增加。但是，當驅(qū)替壓差較高時或者穿透比較大時，模型的壓力系數(shù)提高不明顯。驅(qū)替壓差較低時，模型的主要動用區(qū)域為非線性滲流區(qū);當壓差較高時，擬線性滲流區(qū)域所占的比例增大，動用效果較好。

3.2.2 采液速度分析

測量各模型驅(qū)替達到穩(wěn)定時各采出井的采液速度，計算不同模型單井平均流速曲線(圖8)。隨著穿透比的增加，單井的流速加快，但是與減小排距產(chǎn)生的效果相比，流速增大并不明顯。

圖8 矩形井網(wǎng)不同穿透比單井流速曲線

4 結(jié)論

(1)通過研發(fā)天然露頭模型可以模擬實際儲層的生產(chǎn)情況，針對裂縫性儲層矩形井網(wǎng)開展?jié)B流規(guī)律實驗研究。

(2)繪制模型的壓力梯度場圖，根據(jù)小巖心非線性滲流曲線將模型劃分為不同的滲流區(qū)域，提出壓力系數(shù)的概念，評價井網(wǎng)的有效動用程度。

(3)隨著驅(qū)替壓差的增大，模型的單井流速逐漸增大，壓力系數(shù)增大，模型的可動用區(qū)增加，所以低滲透油藏應(yīng)采用較大的注采壓差進行開采。

(4)矩形井網(wǎng)縮小排距和增大穿透比都會增大模型的壓力系數(shù)，可動用區(qū)域增加，單井的流速增大，當壓裂規(guī)模增大到一定程度后，繼續(xù)增大對有效驅(qū)動影響不夠明顯。

［1］王俊魁，孟憲君.魯建中.裂縫性油藏水驅(qū)油機理與注水開發(fā)方法［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，1997，16(1):35－40.

［2］曾聯(lián)波，劉洪濤，房寶才，等.大慶油田臺肇地區(qū)低滲透儲層裂縫及其開發(fā)對策研究［J］.中國工程科學(xué)，2004，6(11):73 －78.

［3］丁云宏，陳作，曾斌，等.滲透率各向異性的低滲透油藏開發(fā)井網(wǎng)研究［J］.石油學(xué)報，2002，23(2):65－67.

［4］趙驚蟄，李書恒，屈雪峰，等.特低滲透油藏開發(fā)壓裂技術(shù)［J］.石油勘探與開發(fā)，2002，29(5):93－95.

［5］黃延章.低滲透油層滲流機理［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1998:57－82.

［6］李道品.低滲透砂巖油田開發(fā)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1997:33－55.

［7］汪偉英，張磊，楊文新，等.低滲透油藏非線性滲流規(guī)律研究［J］.新疆石油天然氣，2008，4(3):53－55.

［8］李中鋒，何順利.低滲透儲層非達西滲流機理探討［J］.特種油氣藏，2005，12(2):35 －38.

［9］史成恩，李健，雷啟鴻，等.特低滲透油田井網(wǎng)形式研究及實踐［J］.石油勘探與開發(fā)，2002，29(5):59－61.

［10］侯建鋒.安塞特低滲透油藏合理開發(fā)井網(wǎng)系統(tǒng)研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2000，27(1):72 －75.

［11］龐宏偉，鄧江洪.特低滲透裂縫型油藏矩形井網(wǎng)開發(fā)的實踐［J］.西安石油學(xué)院學(xué)報:自然科學(xué)版，2002，17(5):37－39.