榆树林油田树2井区整体压裂裂缝参数优化

2016-12-19蒋建方饶庆峰窦淑萍

石油地质与工程 2016年6期

关键词：产油榆树水井

高翔，蒋建方，饶庆峰，窦淑萍，赵珊

(1.中国石油大庆油田有限责任公司第七采油厂，大庆大同 163517；2.中国石油大学(北京)提高采收率研究院；3.中国石油大庆榆树林油田开发有限责任公司)

榆树林油田树2井区整体压裂裂缝参数优化

高翔1，蒋建方2，饶庆峰1，窦淑萍3，赵珊2

(1.中国石油大庆油田有限责任公司第七采油厂，大庆大同 163517；2.中国石油大学(北京)提高采收率研究院；3.中国石油大庆榆树林油田开发有限责任公司)

针对榆树林油田压裂方案存在的问题，根据树2井区块储层特征和现有开发井网与裂缝方位，采用等效导流能力方法，进行了多参数整体压裂数值模拟。结果显示，在储层有效渗透率分别为0.05×10-3μm2，0.1×10-3μm2，0.2×10-3μm2和0.3×10-3μm2条件下，边油井最优穿透比分别为0.6，0.5，0.4和0.3，角油井分别为0.8，0.8，0.6和0.5，水井裂缝长度分别为0.4，0.4，0.3和0.3；油、水井裂缝导流能力为25～30 μm2·cm。低渗油藏水井裂缝长度应严格控制，要求的导流能力也较低，以免油井见水过早。

榆树林油田；树2井区；油藏压裂；裂缝参数优化

大庆外围油田致密储层油井存在产量下降快，井底压力低，水井存在压力传导慢，井口压力高，注入量小等开发问题，压裂增产改造可以有效解决这些问题，成为油水井增产增注的重要开发措施[1-4]。榆树林油田已经进人注水开发中后期，生产矛盾突出，如何合理进行水井压裂，既实现提高地层压力的目的，又防止油、水井裂缝导致的注入水窜流，需要通过整体压裂技术结合开发井网和地层物性、相对渗透率等进行裂缝参数的优化，为油田水井压裂方案提供依据[5-8]。以榆树林油田典型区块树2井区为例，利用油藏模拟软件Eclipse进行多参数的裂缝参数模拟，优化了整体压裂改造的油、水井裂缝参数。

1 榆树林油田开发概况

榆树林油田扶杨油层是树2区块的主力油层，储层中深2 100 m，平均地层温度91.7 ℃，压力系数1.04。平均孔隙度12.3%，平均空气渗透率为2.71×10-3μm2。油层条件下，原油密度0.814 g/cm2，黏度3.9 mPa·s，原始饱和压力4.97 MPa，原油气油比17.2 m3/m3，平均体积系数1.105，压缩系数10.8×10-4/MPa。水驱初期油相渗透率下降迅速，而水相渗透率上升缓慢，当含水饱和度将近60%后水相渗透率上升较快；束缚水饱和度和水驱残余油饱和度高，油水两相共渗区范围狭窄，显示驱油效率低，产液量难以提升，依靠提高产液量保持油田稳产的难度较大。

2 数值模拟方法

2.1 裂缝方位

根据对榆树林油田17口井双井径曲线资料处理发现，模拟计算区最大主应力的方位，即水力压裂裂缝方位为NE70°～80°，近于东西走向，与井排的走向接近，夹角为5°～8°，在模拟计算的过程中，可以将裂缝方位与井排方向一致进行处理。

2.2 开发井网与储层有效渗透率

树2井区目前采用的是300 m×300 m的正方形反九点井网，局部含加密井，井排方向为东西向。利用Eclipse油藏模拟软件拟合了目标区部分井的动态生产历史，得到了储层的有效渗透率(0.05～0.3)×10-3μm2。

2.3 油藏模拟单元

根据开发井网类型、井排距及裂缝方位，结合注采关系，油井存在边井和角井，如图1所示，P1属于角井，P2属于边井。根据对称性原则，选取模拟计算单元(虚线框内)，计算方案中模拟单元包括1口注水井，1口角井，2口边井。

3 模拟结果与分析

图1 油藏模拟单元示意图

根据储层有效渗透率分布，将渗透率等级分为0.05×10-3μm2，0.1×10-3μm2，0.2×10-3μm2和0.3×10-3μm2进行覆盖，分别考虑不同物性条件及不同压裂裂缝几何参数下的井组的日产油量、累积产油量和日注水量及累积注水量，从而优化油水井裂缝的有效长度和导流能力。

3.1 边井裂缝缝长优化

在储层渗透率为0.2×10-3μm2时，设置边井的裂缝穿透比为0，0.1，0.2，0.3，0.4，0.5，0.6，0.7，0.8，角井裂缝穿透比取0.5，注水井裂缝穿透比取0.2，裂缝导流能力设置为20 μm2·cm。模拟结果显示，随着边井裂缝穿透比的增加，日产油量和累积产油量都升高，且初期产量为4～12 m2/d，产量较高。但当穿透比大于0.4时，产量的增加下降，图2为穿透比Lf对模拟单元累产油Q的影响，从图中可以看出，边井的穿透比可控制在0.4左右，即裂缝长度为70 m 时最优。

图2 渗透率0.2×10-3 μm2条件下10年累产油对边井穿透比的优化

3.2 角井裂缝缝长优化

储层有效渗透率为0.2×10-3μm2时，分别设置角井裂缝穿透比为0.1，0.2，0.3，0.4，0.5，0.6，0.7，0.8，边井裂缝穿透比取0.6，注水井裂缝穿透比取0.2，裂缝导流能力设置为20 μm2·cm。结果显示(图3)，角井裂缝穿透比为0.6～0.7时产量增幅减小，有效渗透率为0.2×10-3μm2时，角井优化缝长取穿透比0.6或0.7，即裂缝半长105～120 m为宜。

图3 渗透率0.2×10-3 μm2条件下10年累产油对角井穿透比的优化

3.3 水井缝长优化

设置水井裂缝穿透比为0，0.1，0.2，0.3，0.4，0.5，0.6，0.7，0.8，边井和角井裂缝穿透比分别取0.6、0.8，裂缝导流能力设置为20 μm2·cm。分别模拟计算有效渗透率为0.2×10-3μm2条件下模拟单元的日注水、累注水和累产油随裂缝长度的变化，从而对水井裂缝长度进行优化。如图4所示，水井穿透比越大，也就是裂缝越长，日注水量越大，当穿透比达到0.1时，裂缝长度达到25 m时，初期注水量Q可达到16 m3/d，满足注水要求，但如果不进行压裂，即穿透比为0，日注水量Q很低，不适应实际生产要求；水井穿透比越大，裂缝越长，日注水量Q越大时，累计注水量也越大，注水效果越好；模拟单元的累计产油量也是随穿透比增大而增加，这主要是由于水相的相对渗透率差，水线推进较缓，增加裂缝长度，注水量增加，同时对于油井不会在短期内出现暴性水淹，而注水保持了地层压力，使得累产油增加。但当穿透比超过0.3，即裂缝长度超过53 m时，累积产油量开始增加不明显(图5)，主要原因是此裂缝长度、有效渗透性导致了油井见水加快。因此，对0.2×10-3μm2的有效渗透性储层，优化的水井穿透比不应大于0.3，裂缝长度53 m为最优。

3.4 裂缝导流能力优化

从对储层有效渗透率为0.2×10-3μm2下单元的日产油﹑累产油、日注水和累注水随裂缝导流能力的变化可知，日产油﹑累产油、日注水和累注水随导流能力的增加而增加，裂缝导流能力达到25 μm2·cm时，增产效果最明显，但进一步提高裂缝导流能力时，累积产油量虽然可以增加，但增幅减缓(图6)。因此，有效渗透率为0.2×10-3μm2时，裂缝的导流能力取25 μm2·cm为宜。高导流能力不能显著增加产油量，主要是由储层的低渗特性决定的，即低渗特低渗储层无必要达到很高的导流能力。