致密油藏體積壓裂水平井滲流特征與產能預測*

楊 飛

(西安石油大學，陜西 西安 710065)

我國致密油藏體積壓裂工藝技術目前仍處于發展階段。通過恰當的方法進行模擬致密油藏的具體滲流特點，可對不同類型壓裂水平井產能進一步分析和預測，這對于相關技術的優化升級改造有著重要的影響。

1 致密儲層特征及縫網形成基本原理

1.1 致密儲層地質特征

致密油藏是由比較復雜的巖性所組成，地層性質也比較特殊，致密儲層、滲透率都比較低，開發難度大，所以，深入分析儲層的實際特點是非常必要的，其中儲層巖石的脆性是非常關鍵的影響因素。儲層脆性會對致密儲層體積壓裂的狀況產生直接的影響，儲層脆性如果越高，在實際壓裂過程中，便會形成裂縫，有助于流體的儲存和轉移。巖石內部并不均質，因此，當受到一定外力時，內部受力表現為非均勻性，從而導致巖石局部發生破裂，導致形成裂縫。致密儲層巖石脆性也會影響天然裂縫的發展。當人工與天然裂縫之間相交時，便會出現不同起裂方向。致密儲層體積壓裂使得人工裂縫和天然裂縫之間相互交錯，這樣能夠極大的提升采收率，天然裂縫對于人工裂縫網的實際形成會產生直接的影響[1]。

1.2 縫網形成的基本原理

因為致密儲層天然裂縫的分布以及地質環境特征等因素條件有所不同，只有確定合理的部位和層位，并進一步優化體積壓裂工藝技術，才能夠保障縫網的形成。施工因素主要包括施工排量、射孔方式、裂縫內壓力以及支撐劑類型、性能等。致密儲層壓裂施工排量及總液量存在不同時，會對裂縫的長和寬造成一定的影響。當總液量相對較小時，裂縫長度自然就比較短；相反，則越長，改造機體也就越大。當縫內凈壓力逐漸提升，人工裂縫延伸，便會形成縫網。裂縫復雜程度也會對儲層的滲透性產生不同程度的影響。

力學機理：致密油藏勘探過程中，儲層應力方位及大小會對縫網形成產生直接的影響。數據顯示，儲層中最大水平應力和最小水平應力之間差值也會對裂縫的延伸產生影響，主應力較強時，對裂縫延伸產生的影響是最大的，裂縫會朝著單一方向不斷發展，當主應力差值減少時，裂縫會朝著多裂縫方向發展，主應力差異值如果小于5MPa時，儲層便形成比較復雜的體積壓裂縫網[2]。

2 致密油藏體積壓裂水平井滲流特征

2.1 流線模擬

流線主要指的是同一時刻，不同流體質點所共同組成的曲線，也能夠反映不同流體運動方向，也被稱之為瞬時流場曲線，也是一種高效的可視化工具。油藏流體質點運動過程中，流線垂直等壓線，不同壓力區域環境下，流線也是各不相同的，反映著流體的滲流特征。和有限差分數值模擬相比較，流線模擬的優勢是比較突出的，且能夠快速進行求解，計算速度非常快，因此，對于特定的油藏數值模擬，應當采用流線模擬的方法。

2.2 滲流特征

數據顯示，壓裂級數的不同，會對水平井產量產生一定的影響。壓裂級數越高，產能自然也就越好。體積壓裂時次裂縫長度為60m。針對不同模型參數，生產井長度一定情況下時，應當先明確體積壓裂段數，保障縫網鋪滿油藏，從而大幅度提升致密油藏開采率。為了深入研究不同段油藏縫網滲流特征，針對不同段數體積壓裂進一步模擬開發，并且保持排距與井距一定，從而得出水平井含水率實際變化曲線。不同水平井含水規律曲線能夠反映出：1)不同壓裂段數下，當壓裂段數多的情況下，含水量下降，當含水量一樣時，產油量也會增加，開采率也會大大提升；2)致密油藏，油井開采生產之前，隨著壓裂段數逐漸變化，產量也會逐漸增大，段數如果不斷增高，產量也會越來越大，從而大幅度提升了致密油藏的實際產油量；3)油藏生產前期，體積壓裂會對含水率產生影響，隨著開采程度的不斷變化和增加，體積壓裂段數也在不斷增加，含水量則變小，壓裂段數在逐漸增加時，油藏的實際開采程度也在不斷提升。當壓裂段數超過6段情況下，不會對開采率產生明顯的影響，壓裂段數也不會受到影響。

2.3 滲流特征

針對致密油藏不同階段滲流狀況，通過對不同時期的飽和度、壓力場以及流現場進行對比，可得出：1)致密油藏生產前期：以縫網附近徑向流為主，井筒附近出現橢圓形，受到壓力影響，含油飽和度較低，以縫網和水平井交匯區域為中心，并且逐漸朝著四周擴散；2)生產中期：注水井和生產井相連，流線覆蓋在油藏區域范圍之內，并且形成擬徑向流，因為有次裂縫，這樣便會減少縫網之間的壓力，縫網見水后，便會逐漸朝著縫網前段和裂縫慢慢推進，針對壓力場的實際分布，注入水壓力范圍逐漸變小；3)生產末期：流線通常分布在水平井端或者外側縫網，在交匯處流線比較少，并且形成通道，水由裂縫逐漸滲透到生產井當中，會導致縫網主裂縫分布稀疏，剩余部分不能被代替，在中心縫網段間存在大量剩余油[3]。

3 致密油藏體積壓裂水平井產能預測

當前國內對于致密油藏的滲流特征，主要采用水平井+體積壓裂的方式，可有效提高實際開采率，體積壓裂技術的應用，對致密油藏進行改造，從而改變原油運輸路徑。

3.1 雙重介質模型

雙重介質模型主要是用于模擬裂縫以及巖石基層不同類型的油藏系統。一般情況下，假設儲層基質主要是由多孔巖石共同組成，且儲存能力高，傳導性相對較弱，裂縫儲存能力低時，傳導性能則更強，介質可將其連通。雙重介質模型，裂縫性儲層為正交連接系統，裂縫系統能夠保障流體輸送至生產井筒當中，儲層建模是斷裂的連續體，并且通過常規網格模擬數值。裂縫網絡也能夠體現在不同網格裂縫滲透率方面，定義裂縫空隙指的是儲層巖石與裂縫體積之間的比值，裂縫滲透率與流動方向有著一定關系，通常為裂縫平面滲透率。通過模擬軟件，建立致密油藏體積壓裂模型，并進一步確定滲流以及致密油藏縫網能力，逐步實現對儲層整體體積的改造目標。雙重介質模型的應用，能夠詳細精準的反應致密油藏基質以及天然裂縫狀況及作用，改造區外部為單重介質填充模型，應當保障縫網主裂縫與水平應力平行，這樣也有助于壓裂縫網和天然裂縫之間的溝通，并且能夠最大程度上體現致密油藏體積壓裂縫網主要滲流特征。

3.2 目標區塊

某盆地193井區致密儲層為目標區塊，區塊長為1 100 m，寬1 000 m，油藏厚度約為20 m，水平井長度為800 m，縫網裂縫長為690 m，寬帶為70 m，縫高與儲層厚度大致相同，簇間距在10 m左右，模擬實際油藏生產20 a。

3.3 體積壓裂水平井特征

前面基于水平井縫網的不同位置，進一步研究與分析了體積壓裂縫網分布規律，并通過注水開發進一步分析在不同縫網環境下的實際產油量和含水量。在前期，體積壓裂縫網邊緣部分的整體產量最大，中間部分相對較小，注水增加的同時，含水率會快速上升，之后慢慢遞減，處于平穩狀態，中間部分見水最晚。為了深入探究其特點，可通過建立介質模型，對不同開發環境及方式進行模擬，從而了解油藏的具體生產情況。結合不同開發方式產能特征可得出：衰竭方式模擬開發過程中，初期區塊產油量為42 m3，之后，隨著時間的推移會逐漸下降，累計產油量逐漸趨于平穩狀態，采用5點式注水開發過程中，日產油量快速的減少，在之后的時間里，注水和縫網之間會形成驅替系統，日產油量逐漸下降，下降速度慢慢減少，之后趨于平穩狀態。

4 結語

儲層巖石脆性是評價儲層大小以及優選壓裂井段的重要基礎理論依據。在脆性指數越高的情況下，更加容易形成比較復雜的裂縫網絡，不同方位天然裂縫起裂以及延伸方向之間密切相關，同時也會對油藏的改造體積產生影響，縫網形成和水平應力差大小有著直接的關系。通過優化設計致密油藏體積壓裂技術工藝，可形成復雜的裂縫網絡，增大油藏接觸體積，提升致密油產量。