低渗透油藏仿水平井压裂参数优化研究

2016-08-24朱红云

石油地质与工程 2016年4期

关键词：采收率水平井渗透率

朱红云，徐　良

(1.中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津大港300280；2.中海石油能源发展股份有限公司工程技术分公司)

低渗透油藏仿水平井压裂参数优化研究

朱红云1，徐良2

(1.中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津大港300280；2.中海石油能源发展股份有限公司工程技术分公司)

为提高低渗透油藏储层动用程度，可采用仿水平井(直井大型压裂)注水开发技术，但地层参数与压裂参数对仿水平井注水开发的影响有多大尚不清楚，为此，以胜利油田某区块地质数据及生产动态为基础，建立随机模型，对影响仿水平井的主要因素进行研究。主要运用单变量法和正交试验设计方法设定不同的注采参数方案，利用数值模拟技术预测各方案对应的开发指标；通过极差、方差分析，研究了地层渗透率、原油黏度、裂缝角度、裂缝半缝长、裂缝与地层渗透率倍数等对开发效果的影响。研究表明应用仿水平井注水开发效果理想。

低渗透油藏；仿水平压裂；正交试验；参数优选

低渗透砂岩油藏普遍具有非达西渗流特点，常规压裂由于施工规模小，造成有效压裂裂缝短、沟通泄油面积小，压后产能递减快、有效期短。“仿水平井”是指直井通过超大规模人工压裂，在油层中形成长达数百米的超长压裂裂缝，裂缝方向平行于最大主应力方向，相当于在油层中钻穿数百米长的水平段，有效增大了导流能力，达到与水平井相仿的扩大油藏泄油面积、大幅度增加单井产能的目的[1-2]。

但是地层参数与压裂参数对仿水平井注水开发的影响大小尚不清楚，因此，需要对其进行研究。本文首先采用随机建模技术，确保模型的通用性，然后通过单变量法和正交设计试验，研究了不同参数对最终采收率的影响。

1　模型建立

为了确保模型及结论的普遍适用性，将地层渗透率分为4个区间，分别为(3～5)×10-3μm2，(5～10)×110-3μm2，(10～20)×10-3μm2，(20～50)×10-3μm2，并对其进行随机建模。对裂缝的处理采用Eclipse中的NWM模块，此模块可以方便快捷地处理不同裂缝，与实际情况较吻合。使用仿水平井技术中已证实采收率较高的交错排状井网，结合渗透率与压裂规模，选用200 m×600 m的井排距。

2　单变量法分析

影响最终采收率的参数有：地层渗透率、流体特征、裂缝角度、裂缝半缝长和裂缝与地层渗透率倍数[3-6]。在这里分析某一变量时，固定其他变量，对比判断其对压裂注水开发的影响，优选出最佳值。

2.1地层渗透率

固定原油黏度5 mPa·s，裂缝角度0°，半缝长200 m，设定地层渗透率分别为(3～5)×10-3μm2，(5～10)×10-3μm2，(10～20)×10-3μm2，(20～50)×10-3μm2，得到不同地层渗透率下采收率随时间变化曲线。从图1中可以看出，随着地层渗透率的增加，原油采收率相应增加。

图1　不同地层渗透率下采收率随时间变化曲线

2.2原油黏度

地层原油黏度影响其在地下的运移的流动能力，当原油黏度过大时，将导致油井无法正常生产。由图2、图3可知，地层原油黏度越大，采收率越低，但是含水率越高，这是由于随着原油黏度增大，油水流度比持续增大，使得注入水在地层中更加容易发生指进现象，采油井提早见水，削弱开发效果。因此原油黏度越小越有利于开发。

图2　不同原油黏度下采收率随时间变化曲线

图3　不同原油黏度下含水率随时间变化曲线

2.3压裂裂缝角度

受地应力的控制，压裂形成的水力裂缝具有一定的方向性，在进行井网部署时，须考虑井网系统与水力裂缝系统的合理匹配关系[7-8]。裂缝方向发生不正确的偏转，极有可能造成沿其方向上的生产井过早见水，使实际生产动态达不到设计效果，给油田开发带来风险。从图4中可知，裂缝方向与井排方向(主应力方向)的夹角越小，采出程度越高。这是由于夹角越小，注采井压裂裂缝距离越大，油井见水时间越晚，开发效果更好；反之，注水井附近采油井过早见水，使得含水率过高，影响开发效果。

2.4压裂裂缝长度

由表1可知，初期不同半缝长的裂缝对生产影响不大，开发中期长裂缝采收率略高。这是由于长裂缝波及范围广，裂缝之间垂直距离较短，开发后期油井普遍见水后，较短裂缝采收率高，因此，需要全面考虑经济效益因素，合理选择压裂缝长。综合考虑200 m最为合适。

2.5压裂裂缝渗透率与地层渗透率倍数

裂缝导流能力是水力压裂中一个重要的设计参数，可以用裂缝渗透率与地层渗透率的比值来表示。

图4　不同裂缝角度下含水率随时间变化曲线

表1　不同裂缝半长时采收率随时间变化情况

设定倍数分别为20，50，100，500，选用地层渗透率为(10～20)×10-3μm2，由图5可知，高渗透率倍数下，采收率也相应较高，20倍到50倍时，采收率增加幅度较大，50倍到500倍时，采收率增幅较小，因此选用50倍渗透率即可。导流能力越大，裂缝处渗流阻力与压力损失变小，使得地层中的驱替压力梯度变大，流体流动性越好，油井见水时间提前，增产效果提高。但增加导流能力的同时，也意味着压裂成本的上升。

图5　不同裂缝渗透率倍数下采收率随时间变化曲线

3　正交试验方法分析

单变量法只是研究单一变量变化对目标结果的影响情况，而不能体现多变量交互作用对目标结果的不同影响程度。正交试验就是对实验进行整体设计、综合比较、统计分析，体现多变量共同作用对结果的影响。选取地层渗透率、原油黏度、裂缝角度、裂缝半长、裂缝与地层渗透率倍数5个因素为优化参数，设计5因素4 水平正交设计方案 L16( 45) ，在模型中设定对应的参数模拟计算15年，以模拟阶段末的累积采收率作为评价结果(表2)。

根据模拟结果计算各因素水平均值极差，结果见表3。

表2　正交设计方案及模拟结果

表3　极差分析结果

极差越大说明此因素对结果影响越大，其影响因素主要排序为：地层渗透率>原油黏度>裂缝渗透率倍数>半缝长>裂缝角度。各因素水平均值为该因素对结果的最优值，因此，5个因素各水平最优组合为：地层渗透率(20～50)×10-3μm2、原油黏度5 mPa·s以下，裂缝渗透率倍数50倍左右，半缝长200 m左右，裂缝角度45°左右。结果与单因素分析结果基本一致，说明分析比较合理。

正交试验设计的极差分析简便易行，计算量小，也较直观，但极差分析精度较差，判断因素的作用时缺乏一个定量的标准。这些问题要用方差分析解决(表4)。由于裂缝角度对采收率影响最小，因此可以将其作为误差项，根据显著性判断，地层渗透率和原油黏度对采收率影响特别显著，相比之下，裂缝渗透率倍数与裂缝半缝长影响不太显著。