致密砂岩油藏水平井分段压裂布缝与参数优化

蒲春生， 陈庆栋， 吴飞鹏， 何延龙， 孙 威

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580；2.中国石油大学(华东)复杂油气开采物理-生态化学工程与技术研究中心，山东青岛 266580)

鄂尔多斯盆地长7超低渗透致密砂岩油藏物性差，孔隙结构复杂、吼道细小、面孔率低，天然裂缝发育[1]。油藏开发表明,直井开发效果差，水平井分段压裂可有效增大单井控制面积，获得理想开发效果[2]。分段压裂时多条裂缝间会出现地应力干扰，有利于在储层中形成以水力裂缝为主裂缝和以天然裂缝为次裂缝的复杂裂缝网络，实现储层的有效改造，并大幅度提高单井产能[3-4]。

鄂尔多斯盆地采用直注水井与水平生产井联合的注采井网进行开发，水平生产井的水平段长达1 500 m，在该类井网下，简单地对裂缝长度、裂缝数量和导流能力等参数优化已无法满足开发要求[5-11]，还应根据井网和井型的特点进行裂缝展布形态设计[12-14]，但目前相关理论研究较为欠缺。因此，笔者根据鄂尔多斯盆地长7致密砂岩油藏开发资料，结合致密砂岩油藏分段压裂微地震监测分析结果，基于水电相似原理设计了水力裂缝与天然裂缝相沟通的体积缝网电模拟试验模型，对水平井分段压裂裂缝展布形态进行了分析，在得到最优裂缝展布形态后建立了相应的油藏数值模型，对裂缝几何参数进行了优化。

1 压裂方式优选

电模拟试验是研究储层油气渗流特征的重要试验模拟技术[15-18]，其理论依据为水电相似原理，即储层中不可压缩流体在多孔介质中的稳定渗流符合达西定律及拉普拉斯方程，稳定电压场中的电流满足欧姆定律及拉普拉斯方程，当二者的几何形态和边界条件满足一定关系时，由数学推理可知压力场与电压场是高度相似的。通过测量电场中的电流和不同位置处的电压，利用相似关系即得到储层多孔介质中渗流场中的产量、压力分布等参数。

水电相似包括几何相似、流度相似、压力相似、流速相似以及流量相似，各相似系数满足如下关系：

CpCK/μ=ClCv

(1)

(2)

式中：Cp为压力相似系数；CK/μ为流度相似系数；Cl为几何相似系数；Cv为流速相似系数；CQ为流量相似系数。

根据相似原理，将尺寸为1 000 m×600 m×20 m的油藏设计为100 cm×60 cm×2 cm的试验模型，用60 cm长的铜棒模拟水平段长为600 m的水平井；以电导率为150 μS/cm的KCl溶液模拟黏度2 mPa·s原油在渗透率为0.3 mD储层中的流动。

设计了传统双翼压裂、分段压裂的试验模型:采用绝缘胶带包覆铜棒，并在一定位置露出铜棒导电，用以模拟套管完井的分段射孔，将薄铝片固定在对应的裸露铜棒处模拟传统双翼裂缝；用2片薄铝片结合铜丝插孔构成的导电网架模拟水平井分段压裂形成的复杂缝网。设计了裂缝总长度均为3 000 m的等长裂缝、哑铃形裂缝和纺锤形裂缝3种模型进行模拟试验。

4种试验模型均设置生产井井底流压为10 MPa，注水井注入压力为26 MPa进行模拟，测得稳定生产时的电流、电压，其中电压采集点间距为2.0 cm×2.0 cm。根据水电相似原理，将电流、电压分别转换为水平井产液量及油藏压力，4种模型的试验压力分布如图1所示。

图1 不同压裂模型的油藏压力分布Fig.1 Reservoir pressure of different fracturing models

模拟油藏生产压力区间为10～26 MPa，从低至高将其划分为5个压力等级,对4种模型的试验结果进行统计，得到不同压裂方式下各压力等级油藏区域所占总区域的百分比，如图2所示。

综合分析图1、图2，可以得出以下结论：

1) 传统双翼压裂模型的压力分布近似为向注水井四周曲率逐渐变大的椭圆形，注水井与水平井间压力非均匀分布明显，端部密集，越靠近水平段中间越稀疏，说明端部压降较大，注入水易沿注水井与水平井端部连线突破，导致中部原油难以驱动。

图2 不同压裂模型油藏压力分布统计Fig.2 Statistics of reservoir pressure of different fracturing models

2) 等长分段压裂模型的压力分布与传统双翼压裂相类似，二者的主要区别在近井区域，等长分段压裂的等压线凹进现象较弱、分布较平缓；从图2可以看出，分段压裂后低压区域进一步增大，说明分段压裂储层改造区域比传统压裂的大，可以更好地改善近井地带的渗流环境。

3) 对比分析等长分段压裂模型、哑铃形分段压裂模型和纺锤形分段压裂模型可知，纺锤形布缝模型等压线分布较等长布缝和哑铃形布缝模型趋于均匀，水平井两端裂缝距注水井距离变长，等压线变均匀，说明其可延缓注入水沿压裂形成的裂缝流入生产井井底，延长无水采油期，增大注入水波及面积，进而提高采收率。

4) 由图2可知，纺锤形、等长形、哑铃形分段压裂的不同压力等级所占比例类似，纺锤形布缝不同压力等级在趋于线性方面略优，结合图1可知，纺锤形布缝的水平井周围等压线分布较平缓，未出现哑铃形及等长布缝的水平井端部等压线过于密集、腰部过于稀疏的现象，在纺锤形布缝的注水井周围表现为较规则的以椭圆形整体往前推进的形态，因此，认为在改造体积相同时，纺锤形布缝形成的压力分布更合理。

试验测得图1中4种模型的电流分别为60.55，104.50，106.88和103.92 mA，由相似准则计算得到水平井产液量分别为13.02，22.47，22.96和22.34 m3/d。由此可知，分段压裂与传统压裂相比，产能增大近一倍。纺锤形布缝产能较等长布缝低2.7%，但纺锤形布缝方式使注采井组内压力分布均匀，可防止过早水窜。因此，认为在五点法联合注采井网中采用纺锤形布缝方式进行分段压裂可取得较好的开发效果，但需根据油藏数值模拟结果优化具体储层及井网中纺锤形布缝的参数。

2 裂缝几何参数优化

使用Eclipse软件油水两相黑油模型BlackOil建立了试验模型，模拟所用超低渗致密砂岩油藏参数为：平均油层厚度12 m，平均渗透率为0.3 mD，平均孔隙度为9%，地层原油黏度为2.25 mPa·s，原始地层压力为18.7 MPa，原始含油饱和度为49.7%，地层原油密度为0.822 5 kg/L，选取平面方向上网格步长为10 m×10 m，垂直方向上步长4 m，水平井垂直于储层最大主应力方向。模拟矿场的每段两簇裂缝，簇间距15 m，根据现场监测资料设置次裂缝间距10 m、缝长50 m、次裂缝导流能力3 D·cm。

模拟应用于矿场的五点法联合注采井网油藏尺寸为1 800 m×600 m，井距600 m，排距150 m，生产水平井水平段长度为1 500 m，在水平井跟部及趾部均预留50 m，4口直注水井位于模型的4个角上，配注量均为12 m3/d；水平生产井位于模型中间，采取定压生产，井底流压为10.7 MPa。

2.1 裂缝展布形态优化

由电模拟试验结果可知，在五点法联合注采井网下，纺锤形分段压裂有利于油藏的合理开发，但纺锤形的具体展布形态对开发结果有较大影响。

笔者设计了一种连线法对裂缝形态进行优化，即将井距中点与油藏长边界上不同位置连线，使用该连线与油藏边界组成的多边形确定纺锤形的具体展布形态，分别设计了边界上连接点离注水井距离为300，400，500，600，700，800和900 m的试验模型，其夹角β分别为45.0°，37.0°，31.0°，26.6°，23.2°，20.6°和18.5°，将其标识为方案A，B，C，D，E，F和G，其中方案F的裂缝展布如图3所示。

图3 方案F裂缝展布示意Fig.3 Fracture pattern of Scheme F

设计压裂段数为15段30簇，主裂缝导流能力为20 mD，分别对7种方案进行模拟，得到不同裂缝展布形态下水平井在不同开发阶段的技术指标(见表1)和水驱规律曲线(见图4)。

表1 不同裂缝展布形态下各开发阶段的技术指标

图4 不同裂缝展布形态下的水驱规律曲线Fig.4 Water-drive curves of different fracture patterns

从表1和图4可以看出：

1) 随夹角β的变大，控制裂缝展布形态的多边形面积变大，储层改造的体积相应增大，水平井初期单井产能有所增大。

2) 开发前3年，方案A改造体积最大，采出程度最高,比方案G高1.50百分点。

3) 生产5年时，方案A的采出程度最高，但方案A，B和C的注入水前缘已到达水平井两端裂缝，形成水窜，方案A的含水率比方案G高17.32%，差别明显。

4) 生产10年时，方案E的采出程度最高，方案A由于水窜严重采出程度最低。

5) 方案F和G的见水时间最晚，但由于二者储层改造体积过小，产能有限，其生产20年的采出程度较方案E低。

综合以上分析可知，增大油藏的改造体积使生产初期单井产量升高，但随着改造体积变大水平井端部裂缝与注入井的距离变短，在生产一定时间之后，注入水前缘易到达人工裂缝端部形成水窜，难以有效驱替油藏中部原油，导致产油量降低，使其采出程度反而低于储层改造体积较小的模型。综合考虑生产井初期产能、最终采出程度与含水率，确定在该井网下合理的裂缝展布形态为方案E，即边界上连接点距离注水井700 m，夹角β为23.2°。

2.2 压裂段数优化

使用方案E的纺锤形展布形态，主裂缝导流能力为20 D·cm、次裂缝导流能力为3 D·cm，分别设计了10段20簇、11段22簇、12段24簇、13段26簇、14段28簇、15段30簇、16段32簇、17段34簇等8个模型，模拟得到不同压裂段数下水平井在各开发阶段的技术指标(见表2)。

表2 不同压裂段数下各开发阶段的技术指标

分析表2可知：

1) 随压裂段数的增加，单井初期产能变大，压裂段数大于14段时，初期产能随压裂段数增大的幅度变小，这是由于随着压裂段数的增多，裂缝间的距离变得更小，缝间干扰严重，致使每条裂缝的产量降低，水平井的产能达到极限。

2) 在压裂段数少于14段时，在水平井生产的所有阶段内采出程度均随压裂段数的增多而增大，但不同压裂段数的含水率差别较小。

3) 当压裂段数多于14段时，各阶段不同压裂段数的含水率差别明显，表现为压裂段数越多见水越早，生产10年后压裂17段含水率比压裂14段高5.48%，其采出程度开始比压裂14段和15段的采出程度低。

4) 生产20年后压裂14段的采出程度最高，含水处于中等水平。

综合分析各项技术指标可知：适当增加水平井压裂段数有利于改善致密砂岩油藏的开发效果，但过多的压裂段数对初期产能提高影响有限。随着压裂段数的增多，水平井端部裂缝离注水井的距离更短(见图5)，在生产一段时间后注入水更容易沿着水平井端部裂缝流入井底，致使含水率上升、储层最终采收率降低。因此，在确定了最优裂缝展布形态后，综合考虑最终采出程度和含水率等因素，确定水平井合理压裂段数为14段28簇。

图5 不同压裂段数下端部裂缝距注水井的距离Fig.5 Distance between fracture tip and injection well of different number of sections

2.3 裂缝导流能力优化

对方案E确定的油藏裂缝展布形态进行14段28簇压裂，设计了主裂缝导流能力为10，15，20和25 D·cm的模型，模拟得到不同裂缝导流能力下水平井在各开发阶段的技术指标(见表3)。

表3 不同裂缝导流能力下各开发阶段的技术指标

从表3可以看出：采出程度随裂缝导流能力增大而增大，当裂缝导流能力低于15 D·cm时采出程度随导流能力增大的幅度较大;裂缝导流能力为15，20和25 D·cm时，不同阶段的生产状况基本一致，说明当裂缝导流能力超过15 D·cm时,裂缝导流能力的变化对生产状况影响较小。因此，可认为在该储层及井网井型下导流能力为15 D·cm的裂缝可实现较好的开发效果。

3 现场应用

YP-8 井为位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口水平井，生产层位为长7层，水平段长1 536 m，采用五点法联合注采井网注水开发，4口直注水井的配注量均为12 m3/d。该井钻遇油层939 m，差油层398 m，油层钻遇率100%，平均孔隙度7.99%，储层平均渗透率0.269 mD，含油饱和度46.88%，采用套管固井完井方式。

根据上述研究结果，建议缝网形态如图6所示，即压裂14段28簇，段间距92.7 m，裂缝导流能力15 D·cm。

现场施工基本按研究结果进行，压裂15段30簇、段间距85.8 m、裂缝导流能力16.7 D·cm，具体改造裂缝参数见表4。

该井初期日产液量22.66 m3，日产油量18.11 t，含水率20.08%，从生产动态曲线(见图7)可以看出：初期产能较高，基本达到预期效果；生产形势较为稳定，产量递减率相对较小。

图6 YP-8 井建议缝网形态Fig.6 Proposed fracture pattern of Well YP-8

段数喷点1位置/m喷点2位置/m垂深/m簇间距/m半缝长/m第1段3 659.003 644.002 058.5015.00100.00第2段3 556.003 541.002 056.4015.00135.00第3段3 475.003 460.002 056.1015.00160.00第4段3 389.003 374.002 055.9015.00205.00第5段3 288.003 273.002 055.7015.00245.00第6段3 186.003 171.002 054.6015.00285.00第7段3 089.003 074.002 054.6015.00300.00第8段3 009.002 994.002 054.2015.00300.00第9段2 916.002 901.002 053.8015.00300.00第10段2 839.002 824.002 053.7015.00275.00第11段2 768.002 753.002 053.0015.00250.00第12段2 711.002 696.002 052.3015.00205.00第13段2 592.002 577.002 050.9015.00170.00第14段2 483.002 468.002 049.9015.00140.00第15段2 262.002 247.002 049.9015.00105.00

图7 YP-8 井生产动态曲线Fig.7 Production data of YP-8

4 结 论

1) 在天然裂缝发育的特低渗透致密砂岩油藏中采用水平井分段压裂，可实现天然裂缝和水力裂缝相交错的复杂缝网，有效改善近井地带渗流环境,提高开发速度和效益。

2) 通过电模拟试验可知，在五点法联合注采井网中生产水平井分段压裂时，采用纺锤形布缝方式产能较高、且储层压力分布均化，裂缝端部与注水井之间距离较长，能防止过早水窜。

3) 1 800 m×600 m五点法联合注采井网中，两水井中点与油藏长边界上距注水井700 m处连线时开发效果最好，其对应夹角β为23.2°。

3) 增加压裂段数可提高单井初期产能，但生产一定时间后，过多的裂缝会导致注入水沿水平井端部裂缝水窜，影响注入水波及面积，致使最终采出程度降低，水平段长1 500 m水平井的合理压裂段数为14段，段间距为92.7 m。

4) 对于鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏，15 D·cm导流能力的裂缝即可实现较好的开发效果。

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