州6水平井试验区整体压裂研究

翁定为 雷 群 丁云宏 杨 峰 王文军 李存荣

（1.中国石油勘探开发研究院研究生部，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂酸化中心，河北廊坊 065007；3.新疆油田公司，新疆克拉玛依 834000；4.大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163000）

州6试验区位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷模范屯鼻状构造上，主力油层为FI4、FI7层，有效厚度范围分别为0.8~5.8 m和1.7~8.3 m，平均岩心孔隙度11%，空气渗透率平均1.2×10-3μm2。根据岩心及测井资料解释油层天然裂缝不发育，最大水平主应力方位为近东西向。试验区采用300 m×60 m矩形井网直井与水平井联合开发、线性注水方式布井，井排方向为东西向；共钻井151口井，其中直井142口，水平井9口。该低孔特低渗区块需压裂完井，因此必须进行整体压裂优化研究。

1 模型的建立与验证

水平井裂缝优化方面前人已做过大量研究［1-4］，目前已可实现对各种复杂井网条件下的裂缝优化，因此研究的重点是如何在全面准确描述低渗油藏的渗流特征的前提下进行裂缝优化。

1.1 建立

黑油模型适用于低渗透水平井的数值模拟，采用ECLIPSE 油藏数值模拟软件（黑油模型）来进行水力裂缝优化，模型控制方程见式（1）。采用局部网格加密和等连通系数法来划分油藏与裂缝系统的网格，按块中心五点格式建立IMPES方法求解方程。

式中，下标l为O（油）或W（水）；ρ为密度；k为渗透率；krl为地层内网格点上相对渗透率；μ为流体黏度；p为压力；φ为孔隙度；S为地层中含油、含水饱和度。

大部分低渗透油田开发的特点是：（1）产量下降快；（2）注水压力不断升高；（3）注水效果差。原因主要有2个方面：一是储层渗透率的应力敏感性；另一个是启动压力梯度［5］。因此在建立模型时须考虑以上2个因素的影响。

渗透率的应力敏感性可通过实验获得，通过模拟真实地层环境下不同孔隙压力时的岩心渗透率，并对实验数据进行处理，可得到渗透率应力敏感曲线，得出渗透率与孔隙压力成指数函数关系

在建立模拟模型时，将公式（2）离散化，如表1所示，得到不同孔隙压力时的渗透率，在软件中为传导率因子。

表1 模型中对渗透率应力敏感性的描述

对于启动压力的认识虽然目前仍存在许多争议［6,7］，但无可否认的是，低渗透油田存在非达西流动，目前尚无公认的描述启动压力的模型和方法，对非达西流动最常用的描述方法仍是根据启动压力定义，改变油水井的压差模拟储层的驱动压力改变的过程。具体到本模型，首先根据实验得到启动压力梯度0.0472 MPa/m，然后根据实验结果和水力缝长的变化，相应增加不同的油井井底流压，如表2所示。

表2 模型中对启动压力梯度的描述

储层和流体的基本参数如表3所示。

表3 储层和流体基本参数表

再根据各井组井网布置与地应力相对应关系便可建立各井组的模拟模型。

1.2 验证

以州扶73-49井组为例，从储量和产量2个方面对模型的合理性进行检验。

（1）储量检验。按实际资料得到模型应有的地质储量1.6632×104t，而建立的模型地质储量为1.8472 ×104m3，即1.6045×104t，实际与预计的相对误差为3.7%，该数值在误差范围之内。

（2）产量检验。

①根据相邻州201区块9口井的产量数据，得到一年累积产量与有效厚度的关系为：Q=91.869 h，相关系数0.829。

②以州扶73-49井组为例，根据此产量与厚度相关关系式计算得到州扶73-49井1年累积产量应为514 t；而按本模型计算水力裂缝长度为75~105 m时，压后1年累积产量为487~539 t，两者相吻合。

2 裂缝参数单因素变化分析

以州扶74-平51井组为例，首先进行裂缝参数的单因素优化。图1所示是该井组的井位及水平井段相对位置图，水平井受周围6口垂直注水井影响，黑色粗线是断层控制的边界，根据水平井与直井的相对位置，确定水平井需要分段改造的位置如红色粗线所示。图2是根据图1中对井位、边界和水平井裂缝的分析建立的三维模型图，考虑断层为封闭断层，对断层外的网格进行了“赋0”处理。

图1 州扶74-平51水平井井组示意图

图2 州扶74-平51水平井井组三维模型

在对水平井井组进行整体压裂优化之前，需要先确定直井井组的最优水力裂缝参数。因为直井的区块整体压裂优化工作相对较为成熟，在此不再赘述。根据直井井组的整体压裂优化工作，确定直井注水井的水力裂缝优化结果为裂缝半缝长80 m左右，裂缝导流能力25 μm2·cm。在此基础上进行水平井的水力裂缝优化工作。如图3所示，分别考察各水平井段半缝长为20 m、40 m、60 m、80 m、100 m、120 m、140 m、160 m和180 m时水平井的日产油和累积产油。可以看出，当缝长从20 m增加到140 m，随着缝长的增加累积产油量增加较为明显，而当缝长超过了140 m之后，半缝长再增加，产量增加不明显，因此确定水平井各段水力裂缝缝长为140 m左右。

同理，考察裂缝导流能力对水平井产油量的影响。当裂缝导流能力从10 μm2·cm增加到30 μm2·cm时，累积产油量随缝长的增加而增加明显，当裂缝导流能力超过30 μm2·cm之后，随裂缝导流的增加累积产油量增加不明显，因此确定水平井的裂缝导流能力为25 μm2·cm左右。

图3 州扶74-平51水平井水力裂缝缝长优化

3 井组综合评价和决策分析

通过单因素优化，可以初步确定水平井井组的水力裂缝参数范围，如表4所示。但根据前人研究［8］，由于水平井分段压裂时，各段的位置不同导致其渗流形态也不尽相同，因而最优的水力裂缝参数也不尽相同，因此需在单因素优化的基础上进行整体优化。

表4 州扶74-平51井组整体压裂优化各参数取值范围

若对表4所示的因素进行组合计算，将需要进行37次共2187个方案的计算，运算次数较多，计算工作量大。采用正交方案L18（2×37）设计，共需要进行18次模拟运算，大大节省了计算工作量和计算时间，优选出少数具有代表性的模型，同时又可以获得较为全面的结论。

对于正交设计各方案在进行最终整体方案优选时，不能只考虑产油量，而需选择合适的评价指标综合评价，本次研究进行方案优选时，对以下指标：30 d的日产量、30 d的累产量、第1年的日产量、1年的累产量、3年累产量、1年时的含水率、3年时的含水率，最终采收率，共8个指标采用模糊模式识别模型［9］综合评价优选方案。比较各方案与最优方案间差异，以各方案的最大值作为理想方案，用欧氏贴近度来表征各方案与理想方案的贴近程度，得到各方案的优劣排序，据此挑选最优方案。各正交设计方案进行综合评价优选的欧式贴近度及排序如表5所示。

表5 州扶74 -平51井组整体压裂优化结果

由表5可知，最优方案为方案17：即水平井第一、二、三段半缝长分别140 m，120 m和160 m，导流能力35 μm2·cm；水井半缝长为80 m，裂缝导流能力25 μm2·cm。可以看出，水平井由于各段裂缝控制的泄油面积不相同，从而各段缝长也不相同，整体呈现出中间缝长较短而两端缝长较长的趋势。

根据整体压裂方案成果，进行裂缝优化，9口水平井共需要分31段改造，共设计加砂量463 m3，完成加砂量453 m3。水平井压后产量为直井的3.4倍，增产效果较好。

4 结论与建议

（1）在考虑低渗透油田储层渗透率的应力敏感和启动压力梯度的基础上，建立了水平井井组的整体压裂优化模型，模型合理准确。

（2）在水平井组单因素优化的基础上，采用正交方案设计和模糊识别方法得到最优的水平井整体压裂方案，最优整体压裂方案整体呈现出中间缝长较短而两端缝长较长的趋势。

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