裂缝方位不利时裂缝长度对注采单元生产动态影响的数值模拟研究

宋 毅,伊向艺，缪 云，刘俊辰

（1.中国石油西南油气田分公司采气工程研究院，四川广汉618300；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验〈成都理工大学〉，四川成都610059）

裂缝方位不利时裂缝长度对注采单元生产动态影响的数值模拟研究

宋 毅*1,伊向艺2，缪 云1，刘俊辰1

（1.中国石油西南油气田分公司采气工程研究院，四川广汉618300；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验〈成都理工大学〉，四川成都610059）

压裂是低渗透油藏开发的必要手段和有效方式。人工裂缝的扩展主要受目的层现今应力场的控制。人工裂缝对油藏的开发的影响具有双重性。对于注水开发的油藏而言，如果压裂后形成的人工裂缝方位与注采井网不匹配，会给油藏开发带来很大影响。运用数值模拟方法，研究五点井网裂缝方位不利情况下裂缝长度对注采单元生产动态的影响。模拟结果表明，裂缝方位不利时，油水井同时压裂人工裂缝长度对油藏开发影响较大，裂缝穿透比以小于0.2为宜。

裂缝方位；缝长；注采单元；生产动态；数值模拟

1 人工裂缝影响的双重性

对于低渗透油藏而言，进行水力压裂是油气田经济效益开发的必要手段和有效方式。人工裂缝对油藏的开发的影响具有双重性。一方面，压裂形成的人工裂缝可以沟通更多的油气储集区，扩大供油气面积，解除钻完井过程中的污染，改善近井筒附近的渗流条件，从而显著提高油井的增产及注水井的增注能力。另一方面，人工裂缝会进一步加剧储层的非均质性，这就可能给油气藏的开发带来不利影响。人工裂缝的扩展主要受目的层现今应力场的控制。对于注水开发的油藏而言，如果人工裂缝的延伸方位与水驱方位一致，即人工裂缝沿油井和注水井连线方向扩展时，人工裂缝将大大降低注水开发的效果。如果压裂改造时形成的人工裂缝过长，以致人工裂缝将油井和注水井连通，从注水井的注入水可能沿着压裂形成的高导流能力裂缝直接到达生产井，出现无功注水的严重后果。为了研究裂缝方向不利时对注水开发油藏的影响，进行了数值模拟研究。

2 模型的建立

在我国注水开发的油藏中，五点井网和反九点井网比较常见[1]。对五点井网而言，裂缝方位不利即人工裂缝方向为油水井连线方向。根据流线封闭原则，选取一个注采单元进行模拟研究[1]（图1），模拟采用黑油模型进行模拟。

图1 五点井网裂缝方位不利情况下模拟单元示意图

模拟时对模型进行了简化（图2），假设裂缝为垂直裂缝，形状为长方体；裂缝均质，渗透率各向同性；不考虑裂缝的导流能力随时间变化的影响；地层为均质；忽略毛管压力的影响；不考虑温度的影响；无化学反应发生；裂缝长度与支撑缝长相等；油藏流体为油水两相[2-7]。

模拟的油藏模型参数为：井排距：200.0m；水粘度：0.8mPa·s；地层压力：12.0MPa；综合压缩系数：7× 10-5MPa-1；；储层厚度：9.0m；人工裂缝宽度：0.005m；孔隙度：12%；人工裂缝渗透率：100mD；渗透率：5mD；采油井井底流压：8.0MPa；含油饱和度：65%；注水井井底流压：17MPa；原油粘度：4.12mPa·s；井筒半径：0.1m。由于实际的人工裂缝尺寸较小，导流能力高，按照等效导流能力和等效储集能力进行处理。即保持人工裂缝网格的储集能力和导流能力不变，适当增加网格的宽度，减小裂缝网格的渗透率和孔隙度的方法。分别模拟了不压裂、油水井同时压裂且缝长相等裂缝穿透率(式1)分别为0.1、0.2、0.3、0.4、0.5六种情况，其中裂缝穿透率为0.5时即为人工裂缝将油井和水井直接压窜的情况，模拟生产时间为4年。为了尽可能的简化模型，模拟采用块中心网格，网格尺寸采用非均匀网格。图3为穿透率为0.3时模拟的网格平面图。

式中：ζ——穿透率，%；

Xf——支撑裂缝长度，m；

d——注水井与采油井距离，m。

图2 模拟裂缝的物理模型示意图

图3 穿透率为0.3时模拟的网格平面图

3 模拟结果分析

图4、图5分别为不同穿透率下生产时间与日产量和累计产油量的关系图。从图4可以看出，压后初期，裂缝的长度越长日产油量越大，但是对于穿透率为0.5和0.4的井，日产油量很快下降。到后期穿透率为0.5时的日产油量比穿透率为0.1时还低。从图5可以看出，投产初期裂缝长度越长，累计产油量越大。一段时间以后穿透率为0.3的累计产油量超过了穿透率为0.4和0.5的累计产油量，但未压裂的累计产油量相对于压裂井而言有较大差距。

图4 不同穿透率生产时间与单井日产油量

从图6不同时间和累计注水量的关系可以看出，裂缝长度越长增注作用越明显。特别是对于裂缝穿透率为0.5情形下，生产4年后累计注水量达到未压裂井的4倍左右。从图7不同时间下的日产水量关系图可以看出，裂缝长度越长，见水时间越早，见水后日产水量也越高。对于将油井和水井压窜的井，一开井生产很快就见水，并且产水量很快上升到较高水平。

图6 不同穿透率生产时间与累计注水量关系图

图7 不同穿透率生产时间与日产水量

分析了不同穿透率下4年的累积产油量和累计注水量关系（图8），当穿透率为0.1时相比未压裂情况累计产量有较大增加；穿透率大于0.1以后，随着累计注水量的增加累计产油量也增加，但增幅越来越小。当裂缝穿透率大于0.3以后累计注水量增加累计产油量反而减小。

从图9不同裂缝穿透率与存水率（Wf）（式2）的关系图可以看出，裂缝长度越长存水率越低。当将油水井压窜时注入水73%的由采油井采出，仅有很少一部分在地层中起到保持地层压力和驱油的作用。表明裂缝方位不利时裂缝长度过大注水效果将明显降低，注入水很大部分沿着裂缝从注入井流向采油井，对产量没有多大贡献，反而增加了生产成本。

图8 不同穿透率累产油量与累注水量关系图

式中：Wf——存水率，%；

Wi——累计注水量，m3；

图9 不同裂缝穿透率与存水率的关系图

Wp——累计产水量，m3。

4 结论

（1）在低渗透油藏注水开发压裂改造时，人工裂缝方位不利时会对开发带来不利影响。

（2）模拟表明，五点井网在裂缝方位不利情况下，当油水井同时压裂时应当控制裂缝长度，以穿透比小于0.2为宜。

（3）对于注水开发且压裂时形成垂直裂缝的油藏，井网部署时一定要根据地应力方向部署井位，一般以油井连线或水井连线平行于水平最大主应力为宜。

[1]王鸿勋，张士诚.水力压裂设计数值计算方法[M].北京：石油工业出版社，1998:342-344.

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TE357.1

A

1004-5716(2015)03-0051-03

2014-03-21

2014-03-25

宋毅（1982-），男（汉族），四川阆中人，工程师，现从事油气藏增产技术研究及现场服务工作。