低渗致密油藏水平井缝网压裂裂缝参数优化

徐创朝，陈存慧，王波，吴亚红，彭长江

（1.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院，陕西 西安710021；2.中国石油长庆油田公司工程技术管理部，陕西 西安710021；3.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249）

水平井缝网压裂是低渗致密油藏开发的一项前沿技术，在提高水平井产能、延长稳产时间方面发挥了重要作用。与常规水平井分段压裂相比，水平井缝网压裂的主要优势在于通过缝网压裂在垂直于主裂缝方向形成人工多裂缝，同时沟通天然裂缝网络，从而形成复杂的裂缝网络系统，改善储层渗流通道，提高储层改造效果，延长增产有效期［1-4］。

黄陵长6 储层属于伊陕斜坡西倾单斜构造，层内物性较差，平均孔隙度为9.14%，平均渗透率为0.13×10-3μm2，为致密岩性油藏。储层地应力差小、微裂缝发育、脆性指数高，适合缝网压裂改造［5-6］。

目前，水平井缝网压裂还处在探索研究阶段，针对水平井缝网压裂裂缝参数优化的研究很少，不能满足当前特低渗储层缝网压裂开发的需要。本文采用Eclipse 油藏数值模拟工具，针对缝网特征参数如裂缝长度、裂缝夹角、改造段数、导流能力、缝网几何参数等开展优化研究工作。

1 缝网压裂数值模型建立

以黄陵长6 浅层低渗透致密储层为基础，使用Eclipse 油藏数值模拟软件，考虑启动压力梯度和井筒摩擦阻力等影响因素，通过局部网格加密（LGR）和等效导流能力的方法模拟人工裂缝网络。

油藏基本参数： 油的体积系数1.224，油密度0.748×103kg/m3，地层原油黏度2.626 mPa·s，油的压缩系数8.2×10-4MPa-1，水的压缩系数5.4×10-4MPa-1。

模型设置：油藏中深1 200 m，平均原始地层压力10 MPa，岩石压缩系数1.33×10-4MPa-1；采用黑油模型，模型中流体为油、水两相；模型采用块中心网格进行划分，网格划分为100×50×1，网格步长20 m×20 m×15 m，LGR 加密网格共计27 180 个。

缝网的几何模型［7-8］如图1所示。模型中启动压力梯度采用划分平衡区的方法模拟，将模拟区域分为3个平衡区，如图2所示。

图1 缝网几何模型示意

图2 平衡区设置局部示意

图2中的任意非改造网格（蓝色区或绿色区网格）都处在其他平衡区网格包围中，在不同平衡区的网格之间设置启动压力梯度。本模拟启动压力梯度设置为2.5×10-3MPa/m［9-12］。如图3所示，启动压力梯度会阻碍油水的流动，造成产量的变化，所以在研究特低渗储层产能时应考虑该因素的影响。

模型中井筒摩擦损失使用井筒摩擦选项模拟。如图4所示，井筒摩擦的存在使得靠近根部位置（井口P1处）压力降低快，端部位置压力降低慢。本文研究将每段射孔位置设为节点，水平段生产套管的绝对粗糙度取ε=4.57×10-5m。

图3 启动压力梯度对累计产油量的影响

图4 水平井筒有摩擦损失时压力分布特征

2 裂缝参数单因素优化

2.1 水平段长

特低渗储层水平井开发过程中，水平井的产能随水平段长度的增加而增加，但是由于油气在水平井筒中流动的摩擦阻力明显大于其在直井中的摩擦阻力，则会造成水平井长度增加、 产量增加幅度逐步下降的情况，所以，应存在适合于一定经济和技术条件下的最优水平段长［13］。设定水平段长分别为400，500，600，700，800 m，用Eclipse 模拟得到累计产油量的结果如图5所示。水平段长超过700 m 时，水平井的产能增加趋缓，并且产能已经达到较高值。可见，在控制面积为2 km×1 km 的地层中，水平井最优段长为700 m。

图5 累计产量与时间的关系

2.2 裂缝夹角

水平井分段压裂的裂缝夹角可以应用Eclipse 软件的NWM 模块或是采用LGR 方法进行模拟，但这都无法模拟水平井缝网压裂的裂缝夹角，同时国内外还缺乏针对缝网压裂裂缝夹角的优化研究。本文采用角点坐标划分网格，通过编程获得角点网格的数据，实现了缝网压裂的裂缝夹角模拟。

水平段与主裂缝的夹角越小，流动阻力越大；在主缝总长一定的情况下，夹角越小，改造油藏的总体积就越小：这两方面原因导致总产量降低。如图6所示，当水平井与主缝垂直时，总产量达到最大。随着裂缝与水平井筒的夹角从90°逐渐减小到15°，总产量呈下降趋势，且夹角越小总产量递减越多。75～90°范围内，总产量差别不大，小于75°后，产量递减加快。所以，主裂缝与水平段的最优夹角要保持在75～90°。

图6 生产半年时累计产油量随夹角的变化

2.3 改造段数

设水平段长700 m，裂缝半长170 m，导流能力20 μm2·cm，研究累计产油量与缝网改造段数的关系。裂缝段数较少的情况下，改造区内压力下降较慢，而段数越多，则压力下降越快，缝间干扰现象在段数较多的时候首先显现。当改造段数超过8 段后，受裂缝间干扰影响，累计产油量增幅明显变缓。所以，700 m 长的水平段改造缝网的最优段数为8 段，主缝间距优化值为100 m。

2.4 裂缝半长

设水平段长为700 m，改造段数为8 段，导流能力为20 μm2·cm，研究累计产油量与裂缝半长的关系。由图7可以看出，裂缝网络的存在极大地增加了产油量。改造裂缝越长，累计产油量越大，其环比增幅在裂缝半长200 m 左右出现拐点，说明裂缝半长超过200 m 后累计产油量增加变缓。因此可知，改造裂缝半长200 m为最优裂缝半长。

图7 累计产油量环比增幅变化曲线

2.5 主裂缝导流能力

设水平段长为700 m，改造段数为8 段，裂缝半长为200 m，研究累计产油量与导流能力的关系。由实验结果可知，随着主裂缝导流能力的增加，累计产油量也增加，但增加幅度逐渐减小。主裂缝导流能力超过20 μm2·cm 后，累计产油量增加幅度趋于平缓。从节省施工费用和保证施工效果的角度看，主裂缝导流能力需达到20 μm2·cm。

3 缝网参数组合优化

3.1 主缝参数

研究主缝参数对产能的影响，需要考虑裂缝半长、改造段数、主缝导流能力等因素。选取这3 个主要因素设计正交方案进行模拟研究。正交设计如表1所示，模拟结果的极差分析如图8所示。由图可知，本地区缝网压裂产能的最大影响因素是裂缝半长，影响较小的是改造段数和主缝导流能力。

表1 主缝参数正交试验因素水平取值

分析认为，裂缝长度的增加可以有效增加储层的改造面积，这对于长期产能的影响最大，也是低渗透储层压裂需要造长缝的理论依据。正交优化的研究表明裂缝的导流能力影响比半缝长小，所以导流能力只需要达到一定的值即可，并不必过分追求高导流能力，这也符合缝网压裂施工低砂比的要求和特点。

图8 影响水平井缝网压裂效果的主缝参数极差图

3.2 缝网形状

缝网形状对产能的影响的因素主要有： 分支缝数量、分支缝间距、分支缝扩展长度、次缝与水平井距离、次缝连通情况等。对缝网形状采用五因素四水平正交试验优化设计进行研究，如表2所示。模拟结果的极差分析如图9所示。由图可知，影响产能的缝网形状因素由大到小依次为分支缝数量、分支缝扩展长度、横向次缝扩展长度、分支缝间距、横向次缝与井的距离。

分支缝条数、分支缝扩展长度、横向次缝的水平扩展长度3 个因素数值越大，产能越高。这是因为这3 个因素数值越大，裂缝缝网沟通的体积越大，改造体积越大；而分支缝间距、横向次缝与井的距离2 个因素存在最优值，主要是这2 个因素会受到缝间干扰的影响。

表2 裂缝形状正交试验因素水平取值

图9 影响水平井缝网压裂效果的缝网因素极差图

4 应用实例

黄陵地区缝网压裂采用水力喷砂、环空加砂、分段多簇压裂工艺，通过环空加砂进行大排量、 大液量压裂，目的是形成复杂的裂缝网络系统。对11 口水平井进行了优化设计，并实施了缝网压裂改造。优化段间距为100 m；考虑注水井网的存在［14-15］，裂缝采用双纺锤形布放；本地区水平井筒与最小主应力方向的夹角小于15°，从而保证了人工裂缝与水平井筒夹角大于75°。应用三维压裂软件进行施工设计，结果见表3。

表3 水平井实例优化及施工设计参数

黄陵长6 储层属于低渗致密油藏，水平井均为压裂后试油投产。11 口井实施缝网压裂后的生产情况见表4。目前，11 口井的日产油量在2.37～9.10 m3，绝大部分井日产油量稳定在2.37～4.37 m3，与数值模拟的结果相符。与初期相比，目前日产液量均有所下降，前4 口井日产油下降50%左右，但是后面的井日产油有所提高，说明缝网压裂在提高水平井产能、延长稳产时间方面是有效的。11 口井累计产油11 709 m3，说明缝网压裂的增产效果较好。

表4 水平井缝网压裂效果评价结果

5 结论

1）低渗致密油藏压裂裂缝参数优化要考虑启动压力梯度的影响。缝网压裂改造应保证主缝与水平段夹角在75～90°范围内，使因夹角引起的渗流阻力在最低水平。

2）正交试验研究表明，裂缝长度和裂缝条数是影响低渗透致密储层产能的最主要因素。

3）现场应用表明，裂缝参数优化研究对低渗致密油藏的高效开发和水平井缝网压裂施工，具有重要的指导和借鉴意义。

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