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特低渗透油田水平井压裂产能参数优化研究
作者：张文 刘赛 李占东 张海翔 来源：《当代化工》2015年第09期
摘 要：根据特低渗透油田储层特点，首先研究了流体在压裂水平井中的渗流特征，流体流动划分为早期拟径向流阶段、裂缝内的线性渗流及椭圆流动。在此基础之上，给出了修正的产能预测解析模型，该模型同时考虑了流体流向裂缝的压降损失、流体在裂缝中流动汇入水平井筒损失的能量以及流体在裂缝内流向井筒的线性流动，在油田试井资料较完善情况下，该方法较简单。当测试资料较少时，本文提供了一种新方法，利用油藏数值模拟软件对压裂水平井的裂缝参数进行优化模拟，包括裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距、裂缝的导流能力、裂缝位置以及裂缝的排布方式，该方法对于评价特低渗透油田压裂水平井产能影响因素具有指导意义。 关 键 词：特低渗透油藏；渗流特征；产能预测解析模型；数值模拟；裂缝参数优化 中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）09-2221-03 Abstract： According to the characteristics of ultra-low permeability oil reservoirs，
characteristics of the fluid flow in fractured horizontal wells were studied. The fluid flow was divided into the early pseudoradial flow stage， linear flow inside the crack and elliptic flow. On this basis， revised production forecast analytical model was given； the model takes into account the pressure drop of fluid flowing in the fractures， energy loss during fluid flowing into horizontal wellbore from the fracture and linear flow from the fracture into wellbore. Under better circumstances of testing data， this method is relatively simple. Under less test data， a new method was put forward， it can use reservoir simulation software to optimize fracture parameters of fractured horizontal wells， including the number of fractures， fracture length， fracture spacing， fracture conductivity， crack location and crack arrangement way. The method has the instructive effect for the productivity evaluation of ultra-low permeability reservoir fracturing horizontal wells.
Key words： ultra-low permeability reservoir； flow characteristics； productivity prediction analytical model； numerical simulation； crack parameter optimization
特低渗透油藏具有渗透率低、储层物性差、油藏导流能力差、流体渗流阻力大、储层连通性差、能量弱的特点，并存在启动压力梯度[1]。常规直井水驱难以开发特低渗透油藏的难点，采用水平井压裂方法能够改善地下流体渗流方式，充分利用地层能量，提高油井产量，最终达到提高采收率的效果。为充分发挥水平井裂缝的增产效果，须采用合理的裂缝参数[2]。本文利用eclipse数值模拟软件，评价了裂缝条数、裂缝半长、裂缝间距、裂缝位置及裂缝位置对开发指标的影响，优选出合理的水平井分段压裂裂缝参数[3]。 1 压裂水平井渗流特征及产量预测
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1.1 压裂水平井渗流特征
压裂水平井改变了近井筒地层的渗流模式，将水平井的平面径向流模式转化为裂缝平面的线性渗流和拟径向渗流模式，有效减小了渗流阻力。压裂水平井流动长分为三个阶段。（1）早期拟径向流阶段：渗透率的各向异性导致近裂缝端部及水平井筒端部产生椭圆形形态的渗流场，称为早期拟径向流阶段，但当储层厚度较小或垂相渗透率与水平渗透率差别较大时，不会出现早期拟径向流；（2）裂缝内的线性流动：流体进入压裂裂缝沿着裂缝平面流向水平井筒内产生线性流动，同时，裂缝长度与导流能力决定了流体通过裂缝之后的能量变化情况。（3）椭圆流：流体从远处流向裂缝的椭圆流，对于特低渗油藏，此阶段消耗能量最大[4]。 1.2 压裂水平井产能预测油藏工程方法 1.2.1 宁正福预测模型
已有的宁正福产能预测模型只考虑了流体流向裂缝的椭圆流和近井筒部分的径向流，当考虑裂缝中流体流向井筒的线性流时，产能模型更符合实际。改进的产能预测模型为： 等号右边括号里第一项为流体流向裂缝的压降损失，为椭圆形渗流；第二项为流体在裂缝中流动汇入水平井筒损失的能量，为径向流动；第三项为流体在裂缝内流向井筒的线性流动。 1.2.2 郎兆新产能预测模型
应用位势理论和压降叠加原理，在不考虑裂缝间相互干扰情况下，并假设裂缝具有无限导流能力的产能解析方程如下。 2 油藏数值模型
以大庆油田某特低渗透油田为例，利用eclipse油藏数值模拟软件，采用黑油模型块中心网格，建立数值模型[5]。网格数为60×60×3，平面正交网格步长为60 m，纵向网格步长为2 m。采用局部网格加密划分裂缝与油藏网格系统，用高渗透率加密网格模拟裂缝系统使裂缝导流能力不变。定井底流压方式开发，注水井井底流压为32 MPa，水平井底流压为10 MPa，注水井不压裂，水平井段长度为800 m，生产20 a。
油田和流体基本参数：平均孔隙度15.3%，平均渗透率 ，原始地层压力为19 MPa，饱和压力为5.3 MPa，地层水体积系数为1.003 4，地层水粘度0.96 mPa·s，原油为活油，粘度随泡点压力变化而变化，流体压缩系数1.0×10-5/MPa，原油密度860 kg/m3，水密度1 000 kg/m3，井筒半径为0.15 m。 3 裂缝参数优化
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影响压裂水平井产能的因素有裂缝条数、裂缝半长、裂缝间距、裂缝位置、裂缝导流能力及裂缝位置，影响程度都存在极限值，因此，须对裂缝参数进行模拟，优选最合适的裂缝参数[6]。
3.1 裂缝条数
设置裂缝长度为200 m，均匀分布在水平井段两侧。模拟裂缝为1～10条时单条裂缝平均产能变化情况（图1）。
随裂缝条数的增加，采出程度逐渐增加，但当裂缝条数大于5时，采出程度增加速度变小，单条裂缝平均产量降低，这是因为当水平井段长度一定时，裂缝条数越多，裂缝间距越小，地层能量下降较快，裂缝间的相互干扰越严重，使得单条裂缝的产量减小[7]。对于该油藏来说5条裂缝较合适。 3.2 裂缝长度
在水平井压裂5条裂缝的前提下，设置50～300 m裂缝长度，预测20 a，各方案采出程度随裂缝长度变化情况见图2。
由图2看出，随裂缝长度的增加，采出程度增加，这是因为裂缝长度影响油藏与井筒的接触面积，裂缝长度越大，流体椭圆渗流区域随之增大，降低了流体渗流阻力，进而提高了压裂水平井产能，但当裂缝长度超过220 m之后，采出程度增长速度变慢，且长裂缝要求更高的施工成本和难度，裂缝过长还会引起水窜，降低波及体积，油井水淹等[8]。优选220 m裂缝长度，裂缝半长为110 m左右。 3.3 裂缝角度
由于地应力分布的非均质性影响，所钻水平井筒不一定沿着最大或最小主应力方向，因此裂缝与水平井筒会产生夹角，为研究夹角对产能的影响，在5条裂缝，110 m裂缝半长条件下，分别对 、30o、45o、60o、90o五种方案进行模拟（图3），产生裂缝为垂直于水平井筒的横向裂缝。各方案累产情况见图5。
随着裂缝平面与水平井筒夹角增大，水平井的累产量增加，且相差不大，这是由于夹角增大使得各裂缝之间垂直距离变大，各裂缝之间相互干扰减小，增大了单条裂缝的泄油面积[9]。最佳裂缝角度为90o。 3.4 裂缝间距
为研究裂缝间距对压裂水平井产能的影响，假设存在3条裂缝，设计裂缝间距为100，150，200，250 m四种方案，得出累产油变化（图4）。