江苏油田低渗透油藏压裂效果影响因素研究

王韵致，张顺康，庄 园，孙东升，金 勇

（1.中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州 225009；2.中国石化江苏油田开发管理部，江苏扬州 225009）

江苏油田低渗、特低渗油藏主要分布在高邮凹陷、金湖凹陷以及海安凹陷的花庄、墩塘、石港、小关、新街等油田，这些油藏普遍具有埋深较大、储量丰度低、储层非均质性严重等特点。早期通过实施压裂实现了该类油藏的有效动用，为油田的产量稳定作出了贡献。但随着开发的不断深入，部分压裂油藏出现了注采井网适应性变差、油井含水上升快、水窜严重等问题，水驱开发效果逐渐变差，目前已处于低产、高含水状态。

对于低渗、特低渗油藏，实施压裂改造措施是实现油藏增产增注的一项重要技术。很多学者对压裂机理、裂缝参数优化、压裂工艺等方面［1-10］开展了大量研究。由于储层的非均质性，加上不同油水井的井筒状况不一样，使得压裂后的增产增注效果差别很大。通过分析不同因素对压裂效果的影响程度，明确影响压裂效果的主控因素，对优化压裂参数，提高压裂效果具有重要意义。目前，对于油水井压裂后增产增注效果的主控因素诊断尚缺乏较系统的理论和方法。本文借助油藏数值模拟技术，分析和研究了油藏渗透率、有效厚度、含水率等参数对油水井压裂效果的影响规律，为下步改善低渗油藏开发效果提供技术支持。

1 压裂效果影响因素及评价方法确定

1.1 影响因素

影响压裂效果的因素可分为油藏和工艺两方面，通过对压裂井单井产能及压裂井网产量理论计算方法的调研分析，认为影响压裂效果的因素主要有油藏渗透率、有效厚度、含水率、注采井距、裂缝方位、裂缝穿透比、裂缝导流能力等参数。

1.2 压裂效果评价方法

油井压裂效果评价指标有：①油井无因次日增产油量；②油井累积增油量，见表1。

表1 油井压裂效果评价指标

水井压裂效果评价指标有：①压裂后水井增注情况；②对应油井增产情况；③注水利用率变化情况，见表2。

表2 水井压裂效果评价指标

2 不同因素对油水井压裂效果的影响

利用油藏数值模拟方法研究不同因素对压裂效果的影响，以黑油模型为基础，建立一注一采概念模型，模型基本参数为：孔隙度18%，渗透率20×10－3µm2，原油黏度10 mPa·s，地层水黏度0.5 mPa·s，有效厚度10 m，注采井距300 m，油井含水达到98%时结束模拟。模拟时通过修改网格渗透率的方法来模拟裂缝，具体处理方法如下：

式中，kx、ky分别为裂缝所在网格x和y方向渗透率，k、kf分别为地层和裂缝渗透率，wf、Δy分别为裂缝宽度和网格宽度。

2.1 油藏渗透率

油藏渗透率与油井压裂后无因次增油的关系见图1。可以看出在油藏渗透率小于20×10－3µm2时，无因次日增油和无因次累积增油数值较高，且随着油藏渗透率的增加呈现快速下降趋势。当油藏渗透率超过20×10－3µm2时，无因次日增油和无因次累积增油下降速度变慢并有最终趋于平缓的趋势。可以看出，当油藏渗透率小于20×10－3µm2时，通过实施压裂措施，油井能够取得较好的增油效果，且油藏渗透率越低，增油效果越明显。

图1 油藏渗透率对油井压裂的影响

水井压裂后无因次增注及对应油井无因次增油的关系见图2，当油藏渗透率小于50×10－3µm2时，压裂后水井累积增注量随渗透率的增加逐渐增大；当渗透率超过50×10－3µm2后，累积增注量增幅逐渐变小。同时，水井压裂后对应油井累积增油量随油藏渗透率增加逐渐减小，当渗透率超过30×10－3µm2时对应油井无因次累积增油随渗透率增加快速下降；当渗透率超过30×10－3µm2后，对应油井累积增油量递减速度有趋于平缓的趋势。

2.2 油藏有效厚度

有效厚度与无因次增油的关系见图3。可以看出：当油藏有效厚度小于15 m时，油井压裂后的无因次日增油量和无因次累积增油量随有效厚度的增加快速增加；无因次日增油量变化规律与累积增油量变化规律类似，在2～15 m油层厚度范围内，累积增油量与油层厚度基本成正比关系。

图3 油藏有效厚度对油井压裂的影响

水井压裂后无因次增注及对应油井无因次增油的关系见图4。可以看出：累积注水量增加比例与层厚基本成正比，厚油层累积增注量大于薄油层累积注入量。无因次累积增油量变化规律与累积增注量变化规律类似，在2～10 m油层厚度范围内，累积增油量与油层厚度基本成正比关系。

图4 油藏有效厚度对水井压裂的影响

2.3 含水率

油井压裂时含水率与无因次增油的关系见图5。可以看出：累积增油量与含水成反比，含水较高的情况下，增油量低于低含水阶段，注入水大多被无效采出，注水利用率随含水上升而下降。

水井压裂后无因次增注及对应油井无因次增油的关系见图6。可以看出：累积注入量随含水率的上升而增加，中低含水阶段累积增注量随含水上升增加幅度较快，含水达到一定程度后，增幅渐缓并趋于稳定。累积增油量与含水率成反比，在含水较高的情况下，虽然水井压裂在一定程度上提高了开采单元注入量，但增油量反而低于低含水阶段，注入水大多被无效采出，注水利用率随含水上升而下降。

图6 含水率对水井压裂的影响

2.4 注采井距

油井压裂注采井距与无因次增油的关系见图7，可以看出：在压裂穿透比相同的情况下，注采井距大则压开的裂缝长度也较大，裂缝和地层接触的面积增加，可以在一定程度上有效降低注水阻力，增加地层吸水量。随着井距增大，无因次累积增油量也逐渐增加，这是因为井距较大的开采单元控制储量较多，油井压裂后，水驱动用储量增加也较多。累积增油量变化在小井距时增加较快，当井距超过一定范围（300 m）后，增幅减小并趋于平缓。

图7 注采井距对油井压裂的影响

水井压裂后无因次增注及对应油井无因次增油的关系见图8，可以看出：在压裂穿透比相同的情况下，随着井距增大，无因次累积增油量也逐渐增加，这是因为井距较大的开采单元控制储量较多，水井压裂后，水驱动用储量增加也较多。累积增油量变化在小井距时增加较快，当井距超过一定范围（250 m）后，增幅减小并趋于平缓。

图8 注采井距对水井压裂的影响

2.5 裂缝方位

油井压裂裂缝在不同方位时的累积产油与时间关系见图9。可以看出：随着裂缝方向与油水井间连线方向夹角的不断增大，无因次增油量也不断增加；当裂缝方向垂直于油水井间连线方向时，产量递减慢，增产效果最好。

图9 裂缝方位对油井压裂的影响

水井压裂后无因次增注及对应油井无因次增油的关系见图10。可以看出：注水井上裂缝正对油井时，累积增注量最大；当裂缝方向垂直于油水井间连线方向时，累积增注量最小；注入水通过压裂裂缝的流动，角度大的情况下，井组内油层平面上水驱过程较为均匀，水驱效果好；角度减小以后，实际上减小了注水井与油井间的距离，使油井更快水淹，影响了整个井组的产量。

图10 裂缝方位对水井压裂的影响

2.6 裂缝穿透比

水力裂缝穿透比与无因次增油、增注的关系见图11。可以看出：压裂后无因次日增油量、累积增油量随裂缝穿透比增加而增加，裂缝穿透比在0.3以内时，增加幅度较大；当裂缝穿透比超过0.3以后，增福逐渐趋于平缓。

图11 裂缝穿透比对油井压裂的影响

水井压裂后无因次增注及对应油井无因次增油的关系见图12。可以看出：累积注入量随裂缝穿透比的增加而增加，当裂缝穿透比达到0.4以后，增幅渐缓并趋于稳定。累积增油量与裂缝穿透比成反比，虽然水井压裂在一定程度上提高了开采单元注入量，但随着裂缝穿透比的增加，无效注水也同步增加，注水利用率随裂缝穿透比的增加而下降。

图12 裂缝穿透比对水井压裂的影响

2.7 裂缝导流能力

裂缝导流能力与无因次增油、增注的关系见图13。可以看出：油井压裂后，当油井裂缝导流能力从10µm2·cm增加到30µm2·cm时，无因次日增油量、累积增油量增加的幅度较大；当超过30µm2·cm后，增加幅度减小，逐渐趋于平缓。

图13 裂缝导流能力对油井压裂的影响

水井压裂后无因次增注及对应油井无因次增油的关系见图14。可以看出：累积注入量随裂缝导流能力的增加而增加，当裂缝导流能力达到40µm2·cm以后，增幅渐缓并趋于稳定。累积增油量与裂缝导流能力成反比，虽然水井压裂在一定程度上提高了开采单元注入量，但随着裂缝导流能力的增加，无效注水也同步增加，注水利用率随裂缝导流能力的增加而下降。

图14 裂缝导流能力对水井压裂的影响

3 压裂效果主控因素的确定

利用一注一采模型，考虑现场油水井压裂的有效期，设计了7因素3水平的L18（37）正交设计方案，各因素不同水平取值如表3所示。模型计算时间设置为3 a，所有方案生产3 a后考察注采井组的采出程度，作为评价油井压裂增产、注水井压裂增注的效果指标。利用正交试验方差分析方法计算因素离差的平方和、因素的自由度，并对各因素进行显著性检验，见表4。

表3 各因素不同水平数值

表4 油水井压裂效果影响因素评价

从表4可以看出，影响压裂最显著的因素包括渗透率、裂缝方位、裂缝穿透比和裂缝导流能力；影响显著因素包括注采井距、有效厚度；不太显著的因素是含水率。也就是说，在实施压裂的时候，重点要考虑油藏的渗透率及压裂裂缝的相关控制参数，兼顾注采井距和油藏的有效厚度。

4 结论

借助油藏数值模拟技术和正交设计方法，对江苏油田通过实施压裂改造的低渗、特低渗油藏开展了压裂效果的影响因素研究，取得了如下认识：

（1）对于油井压裂，当油藏渗透率小于20×10－3µm2时，通过实施压裂措施，油井能够取得较好的增油效果；在2～15 m油层厚度范围内，累积增油量与油层厚度基本成正比关系；当裂缝穿透比在0.3以内时，压裂后无因次日增油量、累积增油量增加较明显；油井裂缝导流能力从10µm2·cm增加到30µm2·cm时，无因次日增油量、累积增油量增加速度较快。

（2）对于水井压裂，当油藏渗透率小于50×10－3µm2，压裂后水井累积增注量增加较明显；当注水井裂缝正对油井时，累积增注量最大；当裂缝方向垂直于油水井间连线时，累积增注量最小；当裂缝穿透比小于0.4时，累积注入量增加幅度较大；裂缝导流能力小于40µm2·cm时，累积注入量增加较明显。

（3）正交实验结果表明：影响江苏低渗油藏压裂效果最显著的因素包括渗透率、裂缝方位、裂缝穿透比和裂缝导流能力；影响显著因素包括注采井距、有效厚度；不太显著的因素是含水率。