體積壓裂水平井縫網(wǎng)滲流特征與產(chǎn)能分布研究

袁 彬，蘇玉亮，豐子泰，徐 晨，薛繼超，魯明晶

中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東 青島266580

縫網(wǎng)壓裂是在水力壓裂過程中，使天然裂縫不斷擴(kuò)張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成2 級及更多級次生裂縫，最終實(shí)現(xiàn)相互交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而增加改造體積，提高初始產(chǎn)量和最終采收率［1-5］.若成藏壓力較高，加之采用縫網(wǎng)壓裂技術(shù)壓出網(wǎng)絡(luò)裂縫，使儲集層孔喉與裂縫達(dá)到極大限度的溝通，導(dǎo)流能力極大增強(qiáng)，儲集層滲流阻力減小，使低滲透致密儲集層滲流啟動壓力梯度自然“消失”，流體流動將表現(xiàn)出無“啟動壓力梯度”的特征［6-10］.在實(shí)施“體積改造”過程中，由于儲集層形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，使儲集層滲流特征發(fā)生了改變，主要體現(xiàn)在基質(zhì)中的流體可以“最短距離”向各方向裂縫滲流，然后從裂縫向井筒流動，然而，縫網(wǎng)壓裂后次生裂縫網(wǎng)絡(luò)密度、延伸距離、作用范圍和滲流特征都能顯著影響基質(zhì)流動的“最短距離”［11-14］. 因此，針對致密儲集層，明確縫網(wǎng)壓裂次生裂縫網(wǎng)絡(luò)的幾何參數(shù)、滲流特征及縫網(wǎng)產(chǎn)能貢獻(xiàn)對于確定縫網(wǎng)壓裂施工排量、砂比、壓裂液黏度和凈壓力等參數(shù)，形成最優(yōu)“縫網(wǎng)”系統(tǒng)，快速推動“立體體積改造技術(shù)”和“裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)”，促使致密油氣藏的高效開發(fā)至關(guān)重要［15-17］. 為此，本研究基于流線模擬技術(shù)，探討流體質(zhì)點(diǎn)在水平井縫網(wǎng)壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)滲流環(huán)境的運(yùn)動規(guī)律，及油藏空間壓力場變化規(guī)律，明確縫網(wǎng)尤其次生裂縫對縫網(wǎng)壓裂增產(chǎn)的影響及滲流特征，為認(rèn)清縫網(wǎng)壓裂水平井在開發(fā)超低滲油藏中的滲流規(guī)律提供理論依據(jù).

1 縫網(wǎng)壓裂水平井縫網(wǎng)滲流特征

油藏注水開發(fā)過程中，流線軌跡由源(注水井)入?yún)R(采油井)，與等壓線垂直. 一系列流線構(gòu)成流線場，可直觀反映油藏各流體質(zhì)點(diǎn)在某一時(shí)刻的滲流情況，其疏密程度一定程度反映復(fù)雜油藏空間中不同位置流體質(zhì)點(diǎn)在該時(shí)刻的滲流特征. 通過ECLIPSE 流線模擬方法，使流體沿著流線在壓力梯度方向運(yùn)移，形成自然運(yùn)移網(wǎng)絡(luò)，追蹤油、水在油藏中的移動. 本次流線模擬采用油水兩相模型，模擬超低滲油藏參數(shù)為:平均油層厚度為15 m，平均滲透率0.6 ×10-3μm2，平均孔隙度為12.4%，地層原油黏度為1.18 mP·s，原始地層壓力16.7 MPa，原始含油飽和度為54%，地面原油密度0.835 g/cm3. 模擬采用水平井采油和直井注水的5點(diǎn)井網(wǎng)，井距為160 m，排距為310 m，水平段長度為800 m，縫網(wǎng)壓裂8 級，主裂縫長320 m，主/次裂縫導(dǎo)流能力40/4 μm2·m，以注采平衡方式開采，注水井最大井底流壓40 MPa，生產(chǎn)井最低井底流壓8 MPa，產(chǎn)液量上限為50 m3/d.

圖1 水平井縫網(wǎng)壓裂改造示意圖Fig.1 Schematic diagram of volume-fracturing horizontal well

在井網(wǎng)形式、水平段長度和壓裂段數(shù)一定的情況下，首先確定次生裂縫的合理參數(shù)，并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行滲流特征及產(chǎn)能分布研究. 由于次裂縫密度主要受天然裂縫密度控制［18-20］，因此，設(shè)模型次裂縫密度0.025 條/m. 研究主要針對次裂縫延伸帶寬優(yōu)化，先保持其他參數(shù)不變，改變次裂縫帶寬0、10、30、50、70 和90 m，得水驅(qū)特征曲線如圖2.

圖2 不同縫網(wǎng)帶寬下縫網(wǎng)壓裂水平井水驅(qū)規(guī)律曲線Fig.2 Water flooding curve of horizontal well with of different network width

由圖2 可知:①隨次裂縫延伸帶寬增大，開發(fā)末期(含水率95%)縫網(wǎng)壓裂水平井采出率越大，但當(dāng)次裂縫延伸帶寬大于70 m 后，采出率的增加不再明顯，采出率比分段壓裂水平井(縫網(wǎng)帶寬0 m)提高約10%;②相同采出率下，次裂縫延伸帶寬越大，縫網(wǎng)壓裂水平井含水率越低;但當(dāng)次裂縫帶寬大于70 m 后，含水降幅明顯變小. 研究表明，增大次裂縫延伸帶寬，有利于改善油藏水驅(qū)效果，提高致密油藏的最終采收率. 因此，在該5 點(diǎn)井網(wǎng)井排距和水平段長度下，縫網(wǎng)壓裂水平井最優(yōu)次裂縫延伸帶寬為70 m，穿透比約0.35.

致密油藏縫網(wǎng)壓裂水平井注水開發(fā)過程中，其滲流可分為3 個(gè)階段，但與常規(guī)分段壓裂水平井流線形態(tài)存在差異:

1)縫網(wǎng)附近線性流. 流線垂直于壓裂裂縫，以線性流方式流入水平井井筒，形成垂直裂縫線性流，見圖3 (a)和圖3 (b). 由于次裂縫的存在，縫網(wǎng)壓裂線性流明顯復(fù)雜，流線縱橫交錯(cuò)，表明縫網(wǎng)壓裂較分段壓裂裂縫兩側(cè)區(qū)域流體明顯加速流入井筒.

2)縫網(wǎng)附近擬徑向流. 縫網(wǎng)段與段間流線較為密集，同時(shí)流線以縫網(wǎng)指端為中心呈徑向散射狀，見圖3 (c)和圖3 (d). 縫網(wǎng)壓裂縫網(wǎng)內(nèi)部平行次裂縫流線密集，表明此時(shí)縫網(wǎng)壓裂除流線連接區(qū)域的流體開始流動外，縫網(wǎng)內(nèi)部流動強(qiáng)度要強(qiáng)于分段壓裂.

3)油水井連通后的擬徑向流:油水井井流線溝通，壓力波及整個(gè)油藏，整個(gè)區(qū)域的流動近似看成平面徑向流;縫網(wǎng)壓裂較分段壓裂明顯存在平行主、次裂縫流線，次裂縫溝通縫間，流線明顯富集，縫間流體流動加強(qiáng).

圖4 為縫網(wǎng)壓裂水平井在開發(fā)初期、中期(含水率約80%)和末期(含水率大于95%)的流線場和飽和度場分布. 結(jié)果表明:①開發(fā)初期. 流線形態(tài)以平行主次裂縫的線性流和縫網(wǎng)附近擬徑向流為主，飽和度場形成以水平井及縫網(wǎng)為中心的橢圓形區(qū)域，注水井附近壓力較高;②開發(fā)中期. 油水井間流線連通，流線呈平面擬徑向流形態(tài)，流線富集，注水前緣首先突破外端縫網(wǎng)、裂縫指端及次裂縫，并逐漸推進(jìn)，剩余油形成以水平段為中心的十字形分布，水平井中部兩側(cè)高含油飽和度分布范圍廣;③開發(fā)末期. 流線大部分富集水平井最外端縫網(wǎng)內(nèi)外側(cè)，中部附近流線明顯稀疏，仍存在平行次裂縫流線，注入水沿裂縫形成優(yōu)勢通道導(dǎo)致縫網(wǎng)段間流線減少，剩余油主要分布在注水井間及縫網(wǎng)段間，但次裂縫的存在使得段間剩余油富集不再明顯.

圖3 縫網(wǎng)壓裂與分段壓裂水平井不同流線形態(tài)特征Fig.3 Different streamline characteristics of volume-fractured and multiple-fractured horizontal well

2 縫網(wǎng)產(chǎn)能分布與產(chǎn)水上升規(guī)律

分析圖5 縫網(wǎng)壓裂水平井的不同位置縫網(wǎng)產(chǎn)液量分布曲線可知，除水平井中部縫網(wǎng)外，其他位置各縫網(wǎng)產(chǎn)液量均先減少后增加至趨于穩(wěn)定;中部縫網(wǎng)產(chǎn)液量先減后增，然后趨于穩(wěn)定;在水驅(qū)前緣位未到達(dá)縫網(wǎng)之前，產(chǎn)液量主要來自近井帶流體，且隨地層壓力下降，產(chǎn)液量逐漸減少;水驅(qū)前緣突破縫網(wǎng)后，即各縫網(wǎng)產(chǎn)液量最低點(diǎn)對應(yīng)時(shí)刻，注入水與壓裂縫網(wǎng)間形成優(yōu)勢通道，產(chǎn)液量逐漸增大至趨于穩(wěn)定;注入水首先突破外端縫網(wǎng)，外端縫網(wǎng)產(chǎn)液量增大，而中間縫網(wǎng)供液能力最差，產(chǎn)液量貢獻(xiàn)最小(不同位置縫網(wǎng)累積產(chǎn)油貢獻(xiàn)率如圖6)，由于定產(chǎn)液量生產(chǎn)導(dǎo)致后期產(chǎn)液量下降至趨于穩(wěn)定.

圖4 縫網(wǎng)壓裂水平井不同開發(fā)階段滲流場圖Fig.4 Fluid flow field figures of volume-fractured horizontal well at different time

由圖6 可知，水平井最中間縫網(wǎng)貢獻(xiàn)率最高(32%)，最外端縫網(wǎng)次之(27%)，其他位置縫網(wǎng)貢獻(xiàn)相當(dāng)(20%)，主要因?yàn)橥舛丝p網(wǎng)見水早，后期含水率高，產(chǎn)油量偏低;而外端縫網(wǎng)見水見效后有利中間縫網(wǎng)附近剩余油驅(qū)替，而此時(shí)中間縫網(wǎng)含水率低，產(chǎn)油量增加.

圖5 縫網(wǎng)壓裂水平井不同位置縫網(wǎng)產(chǎn)液分布曲線Fig.5 Fracture network liquid production distribution curve at different position of horizontal well

圖6 體積壓裂水平井不同位置縫網(wǎng)產(chǎn)液產(chǎn)油貢獻(xiàn)率Fig.6 Fracture network liquid ＆ oil production at different position of horizontal well

圖7 和圖8 為縫網(wǎng)壓裂水平井不同位置縫網(wǎng)的產(chǎn)油分布和含水上升曲線，結(jié)果表明，低滲透油藏注水開發(fā)初期，縫網(wǎng)壓裂水平井最外端縫網(wǎng)產(chǎn)油量最大，之后迅速下降，后期見水后含水率迅速上升，產(chǎn)油量趨于穩(wěn)定;越靠近水平井中部的縫網(wǎng)初期產(chǎn)油量越低，隨之略有增加后迅速下降，見水后趨于穩(wěn)定;端部縫網(wǎng)見水之后中部縫網(wǎng)見水之前，中部縫網(wǎng)附近壓力上升，但含水率增加不明顯，產(chǎn)油量增加，生產(chǎn)中后期(含水率80% ～90%)中部縫網(wǎng)產(chǎn)油量高于外端縫網(wǎng);中部縫網(wǎng)見水后，含水率迅速上升，產(chǎn)油量下降漸趨穩(wěn)定，達(dá)到與外端縫網(wǎng)產(chǎn)油量相當(dāng)?shù)乃剑涞秃a(chǎn)期最長，外端縫網(wǎng)含水達(dá)95%時(shí)，中部縫網(wǎng)僅約58%.

圖7 縫網(wǎng)壓裂水平井不同位置縫網(wǎng)產(chǎn)油分布曲線Fig.7 Fracture network oil production distribution curve at different position of horizontal well

圖8 體積壓裂水平井不同位置縫網(wǎng)含水上升曲線Fig.8 Fracture network water cut rising curve at different position of horizontal well

結(jié) 語

綜上可知，水平井縫網(wǎng)壓裂技術(shù)可明顯改善致密油藏注水開發(fā)效果，提高最終采收率，其縫網(wǎng)特征、滲流特征及產(chǎn)能分布主要有:

1)在本例中，水平井縫網(wǎng)壓裂次裂縫帶寬最優(yōu)穿透比約0.35，整個(gè)滲流過程分3 個(gè)階段，縫網(wǎng)附近線性流、縫網(wǎng)附近擬徑向流和油水井連通后擬徑向流;

2)隨著開發(fā)時(shí)間延續(xù)，縫網(wǎng)壓裂水平井外端縫網(wǎng)與注水井間流線越密集，水平井中部及縫網(wǎng)間流線相對稀疏，剩余油主要分布在注水井間壓力平衡區(qū)及縫網(wǎng)間低壓區(qū)，次裂縫的存在可明顯改善縫網(wǎng)間低壓區(qū)剩余油分布;

3)不同位置的縫網(wǎng)產(chǎn)能及含水上升不同. 最外端縫網(wǎng)產(chǎn)液水平最高，含水率也高，導(dǎo)致產(chǎn)油能力低于中部縫網(wǎng)，外端縫網(wǎng)見水后上升速度較快.因此，合理優(yōu)化縫網(wǎng)裂縫參數(shù)設(shè)計(jì)，保持各縫網(wǎng)間產(chǎn)液/油量均勻分布和減緩?fù)獠靠p網(wǎng)含水上升速度是高效發(fā)揮縫網(wǎng)壓裂在致密油藏開發(fā)優(yōu)勢的關(guān)鍵.

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