致密油藏体积压裂水平井渗流特征与产能预测*

杨 飞

(西安石油大学，陕西 西安 710065)

我国致密油藏体积压裂工艺技术目前仍处于发展阶段。通过恰当的方法进行模拟致密油藏的具体渗流特点，可对不同类型压裂水平井产能进一步分析和预测，这对于相关技术的优化升级改造有着重要的影响。

1 致密储层特征及缝网形成基本原理

1.1 致密储层地质特征

致密油藏是由比较复杂的岩性所组成，地层性质也比较特殊，致密储层、渗透率都比较低，开发难度大，所以，深入分析储层的实际特点是非常必要的，其中储层岩石的脆性是非常关键的影响因素。储层脆性会对致密储层体积压裂的状况产生直接的影响，储层脆性如果越高，在实际压裂过程中，便会形成裂缝，有助于流体的储存和转移。岩石内部并不均质，因此，当受到一定外力时，内部受力表现为非均匀性，从而导致岩石局部发生破裂，导致形成裂缝。致密储层岩石脆性也会影响天然裂缝的发展。当人工与天然裂缝之间相交时，便会出现不同起裂方向。致密储层体积压裂使得人工裂缝和天然裂缝之间相互交错，这样能够极大的提升采收率，天然裂缝对于人工裂缝网的实际形成会产生直接的影响[1]。

1.2 缝网形成的基本原理

因为致密储层天然裂缝的分布以及地质环境特征等因素条件有所不同，只有确定合理的部位和层位，并进一步优化体积压裂工艺技术，才能够保障缝网的形成。施工因素主要包括施工排量、射孔方式、裂缝内压力以及支撑剂类型、性能等。致密储层压裂施工排量及总液量存在不同时，会对裂缝的长和宽造成一定的影响。当总液量相对较小时，裂缝长度自然就比较短；相反，则越长，改造机体也就越大。当缝内净压力逐渐提升，人工裂缝延伸，便会形成缝网。裂缝复杂程度也会对储层的渗透性产生不同程度的影响。

力学机理：致密油藏勘探过程中，储层应力方位及大小会对缝网形成产生直接的影响。数据显示，储层中最大水平应力和最小水平应力之间差值也会对裂缝的延伸产生影响，主应力较强时，对裂缝延伸产生的影响是最大的，裂缝会朝着单一方向不断发展，当主应力差值减少时，裂缝会朝着多裂缝方向发展，主应力差异值如果小于5MPa时，储层便形成比较复杂的体积压裂缝网[2]。

2 致密油藏体积压裂水平井渗流特征

2.1 流线模拟

流线主要指的是同一时刻，不同流体质点所共同组成的曲线，也能够反映不同流体运动方向，也被称之为瞬时流场曲线，也是一种高效的可视化工具。油藏流体质点运动过程中，流线垂直等压线，不同压力区域环境下，流线也是各不相同的，反映着流体的渗流特征。和有限差分数值模拟相比较，流线模拟的优势是比较突出的，且能够快速进行求解，计算速度非常快，因此，对于特定的油藏数值模拟，应当采用流线模拟的方法。

2.2 渗流特征

数据显示，压裂级数的不同，会对水平井产量产生一定的影响。压裂级数越高，产能自然也就越好。体积压裂时次裂缝长度为60m。针对不同模型参数，生产井长度一定情况下时，应当先明确体积压裂段数，保障缝网铺满油藏，从而大幅度提升致密油藏开采率。为了深入研究不同段油藏缝网渗流特征，针对不同段数体积压裂进一步模拟开发，并且保持排距与井距一定，从而得出水平井含水率实际变化曲线。不同水平井含水规律曲线能够反映出：1)不同压裂段数下，当压裂段数多的情况下，含水量下降，当含水量一样时，产油量也会增加，开采率也会大大提升；2)致密油藏，油井开采生产之前，随着压裂段数逐渐变化，产量也会逐渐增大，段数如果不断增高，产量也会越来越大，从而大幅度提升了致密油藏的实际产油量；3)油藏生产前期，体积压裂会对含水率产生影响，随着开采程度的不断变化和增加，体积压裂段数也在不断增加，含水量则变小，压裂段数在逐渐增加时，油藏的实际开采程度也在不断提升。当压裂段数超过6段情况下，不会对开采率产生明显的影响，压裂段数也不会受到影响。

2.3 渗流特征

针对致密油藏不同阶段渗流状况，通过对不同时期的饱和度、压力场以及流现场进行对比，可得出：1)致密油藏生产前期：以缝网附近径向流为主，井筒附近出现椭圆形，受到压力影响，含油饱和度较低，以缝网和水平井交汇区域为中心，并且逐渐朝着四周扩散；2)生产中期：注水井和生产井相连，流线覆盖在油藏区域范围之内，并且形成拟径向流，因为有次裂缝，这样便会减少缝网之间的压力，缝网见水后，便会逐渐朝着缝网前段和裂缝慢慢推进，针对压力场的实际分布，注入水压力范围逐渐变小；3)生产末期：流线通常分布在水平井端或者外侧缝网，在交汇处流线比较少，并且形成通道，水由裂缝逐渐渗透到生产井当中，会导致缝网主裂缝分布稀疏，剩余部分不能被代替，在中心缝网段间存在大量剩余油[3]。

3 致密油藏体积压裂水平井产能预测

当前国内对于致密油藏的渗流特征，主要采用水平井+体积压裂的方式，可有效提高实际开采率，体积压裂技术的应用，对致密油藏进行改造，从而改变原油运输路径。

3.1 双重介质模型

双重介质模型主要是用于模拟裂缝以及岩石基层不同类型的油藏系统。一般情况下，假设储层基质主要是由多孔岩石共同组成，且储存能力高，传导性相对较弱，裂缝储存能力低时，传导性能则更强，介质可将其连通。双重介质模型，裂缝性储层为正交连接系统，裂缝系统能够保障流体输送至生产井筒当中，储层建模是断裂的连续体，并且通过常规网格模拟数值。裂缝网络也能够体现在不同网格裂缝渗透率方面，定义裂缝空隙指的是储层岩石与裂缝体积之间的比值，裂缝渗透率与流动方向有着一定关系，通常为裂缝平面渗透率。通过模拟软件，建立致密油藏体积压裂模型，并进一步确定渗流以及致密油藏缝网能力，逐步实现对储层整体体积的改造目标。双重介质模型的应用，能够详细精准的反应致密油藏基质以及天然裂缝状况及作用，改造区外部为单重介质填充模型，应当保障缝网主裂缝与水平应力平行，这样也有助于压裂缝网和天然裂缝之间的沟通，并且能够最大程度上体现致密油藏体积压裂缝网主要渗流特征。

3.2 目标区块

某盆地193井区致密储层为目标区块，区块长为1 100 m，宽1 000 m，油藏厚度约为20 m，水平井长度为800 m，缝网裂缝长为690 m，宽带为70 m，缝高与储层厚度大致相同，簇间距在10 m左右，模拟实际油藏生产20 a。

3.3 体积压裂水平井特征

前面基于水平井缝网的不同位置，进一步研究与分析了体积压裂缝网分布规律，并通过注水开发进一步分析在不同缝网环境下的实际产油量和含水量。在前期，体积压裂缝网边缘部分的整体产量最大，中间部分相对较小，注水增加的同时，含水率会快速上升，之后慢慢递减，处于平稳状态，中间部分见水最晚。为了深入探究其特点，可通过建立介质模型，对不同开发环境及方式进行模拟，从而了解油藏的具体生产情况。结合不同开发方式产能特征可得出：衰竭方式模拟开发过程中，初期区块产油量为42 m3，之后，随着时间的推移会逐渐下降，累计产油量逐渐趋于平稳状态，采用5点式注水开发过程中，日产油量快速的减少，在之后的时间里，注水和缝网之间会形成驱替系统，日产油量逐渐下降，下降速度慢慢减少，之后趋于平稳状态。

4 结语

储层岩石脆性是评价储层大小以及优选压裂井段的重要基础理论依据。在脆性指数越高的情况下，更加容易形成比较复杂的裂缝网络，不同方位天然裂缝起裂以及延伸方向之间密切相关，同时也会对油藏的改造体积产生影响，缝网形成和水平应力差大小有着直接的关系。通过优化设计致密油藏体积压裂技术工艺，可形成复杂的裂缝网络，增大油藏接触体积，提升致密油产量。