榆樹林油田樹2井區整體壓裂裂縫參數優化

高 翔，蔣建方，饒慶峰，竇淑萍，趙 珊

(1.中國石油大慶油田有限責任公司第七采油廠，大慶大同 163517；2.中國石油大學(北京)提高采收率研究院；3.中國石油大慶榆樹林油田開發有限責任公司)

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榆樹林油田樹2井區整體壓裂裂縫參數優化

高 翔1，蔣建方2，饒慶峰1，竇淑萍3，趙 珊2

(1.中國石油大慶油田有限責任公司第七采油廠，大慶大同 163517；2.中國石油大學(北京)提高采收率研究院；3.中國石油大慶榆樹林油田開發有限責任公司)

針對榆樹林油田壓裂方案存在的問題，根據樹2井區塊儲層特征和現有開發井網與裂縫方位，采用等效導流能力方法，進行了多參數整體壓裂數值模擬。結果顯示，在儲層有效滲透率分別為0.05×10-3μm2，0.1×10-3μm2，0.2×10-3μm2和0.3×10-3μm2條件下，邊油井最優穿透比分別為0.6，0.5，0.4和0.3，角油井分別為0.8，0.8，0.6和0.5，水井裂縫長度分別為0.4，0.4，0.3和0.3；油、水井裂縫導流能力為25～30 μm2·cm。低滲油藏水井裂縫長度應嚴格控制，要求的導流能力也較低，以免油井見水過早。

榆樹林油田；樹2井區；油藏壓裂；裂縫參數優化

大慶外圍油田致密儲層油井存在產量下降快，井底壓力低，水井存在壓力傳導慢，井口壓力高，注入量小等開發問題，壓裂增產改造可以有效解決這些問題，成為油水井增產增注的重要開發措施[1-4]。榆樹林油田已經進人注水開發中后期，生產矛盾突出，如何合理進行水井壓裂，既實現提高地層壓力的目的，又防止油、水井裂縫導致的注入水竄流，需要通過整體壓裂技術結合開發井網和地層物性、相對滲透率等進行裂縫參數的優化，為油田水井壓裂方案提供依據[5-8]。以榆樹林油田典型區塊樹2井區為例，利用油藏模擬軟件Eclipse進行多參數的裂縫參數模擬，優化了整體壓裂改造的油、水井裂縫參數。

1 榆樹林油田開發概況

榆樹林油田扶楊油層是樹2區塊的主力油層，儲層中深2 100 m，平均地層溫度91.7 ℃，壓力系數1.04。平均孔隙度12.3%，平均空氣滲透率為2.71×10-3μm2。油層條件下，原油密度0.814 g/cm2，黏度3.9 mPa·s，原始飽和壓力4.97 MPa，原油氣油比17.2 m3/m3，平均體積系數1.105，壓縮系數10.8×10-4/MPa。水驅初期油相滲透率下降迅速，而水相滲透率上升緩慢，當含水飽和度將近60%后水相滲透率上升較快；束縛水飽和度和水驅殘余油飽和度高，油水兩相共滲區范圍狹窄，顯示驅油效率低，產液量難以提升，依靠提高產液量保持油田穩產的難度較大。

2 數值模擬方法

2.1 裂縫方位

根據對榆樹林油田17口井雙井徑曲線資料處理發現，模擬計算區最大主應力的方位，即水力壓裂裂縫方位為NE70°～80°，近于東西走向，與井排的走向接近，夾角為5°～8°，在模擬計算的過程中，可以將裂縫方位與井排方向一致進行處理。

2.2 開發井網與儲層有效滲透率

樹2井區目前采用的是300 m×300 m的正方形反九點井網，局部含加密井，井排方向為東西向。利用Eclipse油藏模擬軟件擬合了目標區部分井的動態生產歷史，得到了儲層的有效滲透率(0.05～0.3)×10-3μm2。

2.3 油藏模擬單元

根據開發井網類型、井排距及裂縫方位，結合注采關系，油井存在邊井和角井，如圖1所示，P1屬于角井，P2屬于邊井。根據對稱性原則，選取模擬計算單元(虛線框內)，計算方案中模擬單元包括1口注水井，1口角井，2口邊井。

3 模擬結果與分析

圖1 油藏模擬單元示意圖

根據儲層有效滲透率分布，將滲透率等級分為0.05×10-3μm2，0.1×10-3μm2，0.2×10-3μm2和0.3×10-3μm2進行覆蓋，分別考慮不同物性條件及不同壓裂裂縫幾何參數下的井組的日產油量、累積產油量和日注水量及累積注水量，從而優化油水井裂縫的有效長度和導流能力。

3.1 邊井裂縫縫長優化

在儲層滲透率為0.2×10-3μm2時，設置邊井的裂縫穿透比為0，0.1，0.2，0.3，0.4，0.5，0.6，0.7，0.8，角井裂縫穿透比取0.5，注水井裂縫穿透比取0.2，裂縫導流能力設置為20 μm2·cm。模擬結果顯示，隨著邊井裂縫穿透比的增加，日產油量和累積產油量都升高，且初期產量為4～12 m2/d，產量較高。但當穿透比大于0.4時，產量的增加下降，圖2為穿透比Lf對模擬單元累產油Q的影響，從圖中可以看出，邊井的穿透比可控制在0.4左右，即裂縫長度為70 m 時最優。

圖2 滲透率0.2×10-3 μm2條件下10年累產油對邊井穿透比的優化

3.2 角井裂縫縫長優化

儲層有效滲透率為0.2×10-3μm2時，分別設置角井裂縫穿透比為0.1，0.2，0.3，0.4，0.5，0.6，0.7，0.8，邊井裂縫穿透比取0.6，注水井裂縫穿透比取0.2，裂縫導流能力設置為20 μm2·cm。結果顯示(圖3)，角井裂縫穿透比為0.6～0.7時產量增幅減小，有效滲透率為0.2×10-3μm2時，角井優化縫長取穿透比0.6或0.7，即裂縫半長105～120 m為宜。

圖3 滲透率0.2×10-3 μm2條件下10年累產油對角井穿透比的優化

3.3 水井縫長優化

設置水井裂縫穿透比為0，0.1，0.2，0.3，0.4，0.5，0.6，0.7，0.8，邊井和角井裂縫穿透比分別取0.6、0.8，裂縫導流能力設置為20 μm2·cm。分別模擬計算有效滲透率為0.2×10-3μm2條件下模擬單元的日注水、累注水和累產油隨裂縫長度的變化，從而對水井裂縫長度進行優化。如圖4所示，水井穿透比越大，也就是裂縫越長，日注水量越大，當穿透比達到0.1時，裂縫長度達到25 m時，初期注水量Q可達到16 m3/d，滿足注水要求，但如果不進行壓裂，即穿透比為0，日注水量Q很低，不適應實際生產要求；水井穿透比越大，裂縫越長，日注水量Q越大時，累計注水量也越大，注水效果越好；模擬單元的累計產油量也是隨穿透比增大而增加，這主要是由于水相的相對滲透率差，水線推進較緩，增加裂縫長度，注水量增加，同時對于油井不會在短期內出現暴性水淹，而注水保持了地層壓力，使得累產油增加。但當穿透比超過0.3，即裂縫長度超過53 m時，累積產油量開始增加不明顯(圖5)，主要原因是此裂縫長度、有效滲透性導致了油井見水加快。因此，對0.2×10-3μm2的有效滲透性儲層，優化的水井穿透比不應大于0.3，裂縫長度53 m為最優。

3.4 裂縫導流能力優化

從對儲層有效滲透率為0.2×10-3μm2下單元的日產油﹑累產油、日注水和累注水隨裂縫導流能力的變化可知，日產油﹑累產油、日注水和累注水隨導流能力的增加而增加，裂縫導流能力達到25 μm2·cm時，增產效果最明顯，但進一步提高裂縫導流能力時，累積產油量雖然可以增加，但增幅減緩(圖6)。因此，有效滲透率為0.2×10-3μm2時，裂縫的導流能力取25 μm2·cm為宜。高導流能力不能顯著增加產油量，主要是由儲層的低滲特性決定的，即低滲特低滲儲層無必要達到很高的導流能力。

圖4 滲透率0.2×10-3 μm2條件下日注水隨水井穿透比變化

圖5 滲透率0.2×10-3 μm2條件下10年累產油對水井穿透比的優化

圖6 滲透率0.2×10-3 μm2條件下10年累產油隨裂縫導流能力的變化

模擬其它儲層有效滲透率條件下油水井穿透比和導流能力，結果見表1。可以看出，隨著儲層有效滲透率的增加，最優裂縫半長減小，最優裂縫導流能力增加，但是增加的范圍不明顯。

表1 樹2井裂縫參數優化

注：K——儲層有效滲透率；Lf——穿透比(無因次)；Xf——裂縫半長；Fcd——裂縫導流能力。

4 結論

(1)油、水井裂縫存在最佳長度，超過該值，油井見水加快，產油量增加緩慢；

(2)儲層有效滲透率越高，油、水井最優穿透比越小，裂縫越短，但最優裂縫導流能力增加不明顯；

(3)油、水井導流能力大小對產油的影響不是很敏感，25～30 μm2·cm即可滿足生產要求。

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編輯：王金旗

1673-8217(2016)06-0118-04

2016-05-19

高翔，工程師，碩士，1988年生，中國石油大學(北京)油氣田開發工程專業，主要從事儲層增產改造科研工作。

國家科技重大專項“復雜油氣田地質與提高采收率技術”下屬專題“低滲透油田彈性驅替界限與開發后期井網優化調整技術研究”(2011ZX05009-004)。

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