低滲透油藏不同韻律下壓裂水平縫位置對(duì)注水開發(fā)的影響

高飛龍，張 斯，李 莉，張新印，吳東軍

（1.延長(zhǎng)油田股份有限公司七里村采油廠，陜西延安 717111；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，西南石油大學(xué)，四川成都 610500）

延長(zhǎng)油田位于鄂爾多斯盆地東部，其主力油層為長(zhǎng)6 油層，油層埋深在600 m 左右，由于埋深較淺，所以水平應(yīng)力普遍大于垂向應(yīng)力，長(zhǎng)6 油層特有的地質(zhì)特征和巖石應(yīng)力特征使其壓裂后多形成水平裂縫[1-3]。由于長(zhǎng)6 油層滲透率較低，天然驅(qū)動(dòng)能量弱，遞減速度快，采出程度低，需要補(bǔ)充地層能量來達(dá)到提高采收率的目的，然而延長(zhǎng)東區(qū)注水開采效果不明顯。目前對(duì)于低滲透油田壓裂形成水平縫的提高采收率方式與開發(fā)實(shí)例研究較少，黃波等[4]對(duì)壓裂水平縫的滲流特征和注水開發(fā)特征進(jìn)行了研究，建立了油水兩相油藏和水平裂縫滲流數(shù)學(xué)模型并構(gòu)造了高效數(shù)值算法；孟選剛等[5]研究了低滲油藏壓裂水平縫的滲流特征，建立了基于格林函數(shù)思想的橢圓形壓裂水平縫滲流模型；潘凌等[6]通過數(shù)值模擬方法研究了低滲透油藏平面不同非均質(zhì)性對(duì)注水開發(fā)的影響，研究表明影響低滲透油藏采收率的最主要原因是滲透率各向異性及儲(chǔ)層滲透率；鄧瑞健[7]通過實(shí)驗(yàn)研究，驗(yàn)證了影響注水開發(fā)效率的主要因素是儲(chǔ)層的平面非均質(zhì)性。盡管前人分別從數(shù)值模擬方法，理論數(shù)學(xué)模型以及平面各向異性方面對(duì)低滲透油田壓裂水平縫進(jìn)行了深入的研究，但是如延長(zhǎng)油田長(zhǎng)6 油層這樣的儲(chǔ)層在縱向上儲(chǔ)層物性差異較大，而他們都未考慮在低滲油藏不同儲(chǔ)層韻律下水平縫不同位置以及不同裂縫半長(zhǎng)對(duì)注水開發(fā)效果的影響。

故針對(duì)注水效果不明顯、采收率偏低等問題，為了提高低滲透壓裂水平縫油藏的開發(fā)水平，本文以延長(zhǎng)東區(qū)低滲透儲(chǔ)層為例，通過數(shù)值模擬方法研究了儲(chǔ)層滲透率韻律與水平縫位置以及半長(zhǎng)對(duì)低滲油藏注水開發(fā)效果的影響，并對(duì)各組模擬結(jié)果進(jìn)行了對(duì)比與分析。

1 研究區(qū)域概況

七里村油田延長(zhǎng)組位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部，屬于典型的低滲透油藏，整體呈西傾單斜構(gòu)造，平均傾角小于1°，長(zhǎng)6 油層是其主力油層[8，9]。油層埋藏淺（300～700 m），物性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率總體較低，孔隙度集中分布在1.16%～9.52%，地層壓力低[10，11]。由于儲(chǔ)層壓裂多形成水平縫，延長(zhǎng)東區(qū)水平縫油藏的注采單元通常是由油井與壓裂水平縫共同形成的（見圖1）。由于水平縫特殊的地質(zhì)特征，水平縫油藏開發(fā)過程中流體的流動(dòng)特征與垂直縫油藏開發(fā)過程中流體的流動(dòng)特征存在明顯差異。同時(shí)，油藏的滲透率韻律對(duì)水平縫油藏開發(fā)的影響也明顯大于垂直縫油藏。由于目前對(duì)于水平縫的位置優(yōu)化研究較少，因此本文對(duì)水平縫的位置優(yōu)化問題進(jìn)行研究。在實(shí)際生產(chǎn)中，可根據(jù)需要在不同的目的層壓裂形成水平縫[12-14]。不同滲透率韻律與不同水平縫位置的組合可能產(chǎn)生不同的開發(fā)效果[15-17]。因此，低滲透壓裂水平縫油藏開發(fā)方式的優(yōu)化研究是十分必要的。

圖1 長(zhǎng)6 油層注采井壓裂水平縫位置示意圖

2 井組模型研究

2.1 數(shù)值模擬機(jī)理模型建立

以延長(zhǎng)東區(qū)某油田為例，建立數(shù)值模擬機(jī)理模型，針對(duì)研究區(qū)域概況，本次模擬采用黑油模型。以一個(gè)流動(dòng)單元為研究對(duì)象，油層厚度設(shè)為10 m，X 方向網(wǎng)格步長(zhǎng)為5 m，Y 方向網(wǎng)格步長(zhǎng)為5 m，Z 方向上網(wǎng)格步長(zhǎng)為1 m，網(wǎng)格總數(shù)為25×25×10。模型通過調(diào)節(jié)不同層位的滲透率來代表不同韻律的儲(chǔ)層滲透率分布特征（見圖2）。

圖2 井組機(jī)理模型滲透率分布

2.2 模型基礎(chǔ)參數(shù)

直井10 個(gè)小層全部射開，機(jī)理模型中的流體參數(shù)（見表1）。相滲曲線與毛管壓力曲線參數(shù)取自文獻(xiàn)[10]。

表1 模型基礎(chǔ)參數(shù)表

在機(jī)理模型中分別設(shè)置了非均質(zhì)儲(chǔ)層滲透率參數(shù)和均質(zhì)儲(chǔ)層滲透率參數(shù)，將非均質(zhì)儲(chǔ)層各層滲透率按等比數(shù)列的方式進(jìn)行設(shè)置，均質(zhì)儲(chǔ)層的滲透率值通過參考現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)得出，現(xiàn)將模擬所用各非均質(zhì)儲(chǔ)層滲透率值表征（見表2）。

表2 儲(chǔ)層各層滲透率參數(shù)表

結(jié)合研究區(qū)域開發(fā)現(xiàn)狀進(jìn)行生產(chǎn)制度的設(shè)置，注水井按3 m3/d 的注入量注水，生產(chǎn)井按日產(chǎn)液量為2 m3采油，對(duì)不同儲(chǔ)層韻律和水平縫位置的模擬方案（見表3）。

表3 模擬分組表

接下來將在現(xiàn)有模型基礎(chǔ)上，分別在正韻律儲(chǔ)層、反韻律儲(chǔ)層和均質(zhì)儲(chǔ)層條件下，將水平裂縫位置分別設(shè)置在第1，5，9（即上、中、下）層來進(jìn)行注水以及開采模擬，每種儲(chǔ)層分為9 組模擬，三種儲(chǔ)層共進(jìn)行27 組模擬。模擬時(shí)間分別為20 年。

3 模擬結(jié)果與分析

3.1 不同韻律儲(chǔ)層壓裂水平縫數(shù)值模擬

3.1.1 正韻律儲(chǔ)層壓裂水平縫數(shù)值模擬 對(duì)于注水開發(fā)，水平縫-不管是注水井的水平縫還是采油井的水平縫-在儲(chǔ)層的不同位置，那么注水受效就會(huì)有所不同[18]。在正韻律儲(chǔ)層中，當(dāng)注水井水平縫位置在上、中、下三個(gè)位置（上注、中注、下注），且相對(duì)應(yīng)的采油井水平縫位置在上、中、下三個(gè)位置（上采、中采、下采）時(shí)的9 組模擬結(jié)果顯示：上注上采、上注中采、上注下采所得的累產(chǎn)油量相對(duì)于其他6 組更高，通過圖3 對(duì)比可得出，在正韻律儲(chǔ)層中，上注上采為最優(yōu)壓裂水平縫位置。隨著采油井水平縫位置從上向下依次移動(dòng)，由于重力分異作用，注水波及效率加快，油井更早見水，可能出現(xiàn)水竄，導(dǎo)致油井產(chǎn)量降低。綜上所述，在正韻律儲(chǔ)層中，注水井與采油井水平縫均位于儲(chǔ)層上部時(shí)，油井產(chǎn)能較高。

圖3 正韻律儲(chǔ)層各組最優(yōu)裂縫位置累產(chǎn)油量對(duì)比

3.1.2 反韻律儲(chǔ)層壓裂水平縫數(shù)值模擬 在反韻律儲(chǔ)層模擬中，由于儲(chǔ)層滲透率從上到下減小，隨著注水井水平縫位置的下移，9 組模擬結(jié)果顯示：上注下采、中注下采、下注下采所得的累產(chǎn)油量相對(duì)于其他6 組更高。由圖4 可以看出，上注下采這種開采模式的累產(chǎn)油量最高。隨著生產(chǎn)的持續(xù)，在反韻律儲(chǔ)層中，水平縫位于中部的采油井最先開始見水，水驅(qū)前緣突進(jìn)較快，含水率不斷上升，產(chǎn)水量不斷增加，下部油無法動(dòng)用，導(dǎo)致油井產(chǎn)量減少，不利于生產(chǎn)。因此，在反韻律儲(chǔ)層模擬中，注水井水平縫位置在儲(chǔ)層上方且采油井水平縫位置在儲(chǔ)層下方時(shí)，油井產(chǎn)量較高，越利于生產(chǎn)的進(jìn)行。

圖4 反韻律儲(chǔ)層各組最優(yōu)裂縫位置累產(chǎn)油量對(duì)比

3.1.3 結(jié)果對(duì)比 通過分析對(duì)比正反韻律儲(chǔ)層條件下，水平縫位置的不同對(duì)油井產(chǎn)量的影響，在此基礎(chǔ)上，分別統(tǒng)計(jì)模擬20 年各組采收率與油井見水時(shí)間（見表4），由表4 可看出，正韻律儲(chǔ)層模擬平均見水時(shí)間相對(duì)更晚，但平均采收率相對(duì)較低，在正韻律儲(chǔ)層中，最高采收率為33.23%，各組模擬得出的采收率差值在0.9%以內(nèi)；在反韻律儲(chǔ)層中，最高采收率為36.82%，各組模擬得出的采收率差值在0.6%以內(nèi)，反韻律儲(chǔ)層最高采收率高出正韻律儲(chǔ)層3.59%。無論韻律層如何分布，各個(gè)井的見水時(shí)間主要受采油井水平縫的位置影響，在正反韻律層的條件下都是采油井水平縫在上部?jī)?chǔ)層的情況下見水時(shí)間最晚；而采收率的大小則主要受注水井水平縫的位置影響，在正反韻律和均質(zhì)韻律層中，都是注水井水平縫處于上部?jī)?chǔ)層時(shí)采收率最大?？梢?，在非均質(zhì)儲(chǔ)層中，正反韻律與水平裂縫位置的不同對(duì)延長(zhǎng)東區(qū)油藏的生產(chǎn)有明顯的影響，反韻律儲(chǔ)層條件更有利于研究區(qū)域的開發(fā)生產(chǎn)。在均質(zhì)儲(chǔ)層中，最高采收率為36.77%，各組模擬得出的采收率差值在0.67%以內(nèi)。可以得出，在均質(zhì)儲(chǔ)層中，壓裂水平縫位置的變化對(duì)油井的產(chǎn)能影響明顯，同理，水平縫的位置對(duì)注入井的注入能力影響也很大。

表4 正反韻律不同裂縫位置的采收率對(duì)比

3.2 壓裂水平縫半長(zhǎng)對(duì)注水的影響

為了探究壓裂水平縫半長(zhǎng)在正反韻律儲(chǔ)層中對(duì)注水的影響，本模型模擬了不同韻律下，裂縫半長(zhǎng)分別為25 m，30 m，35 m，40 m，45 m，50 m，55 m，60 m 時(shí)油井生產(chǎn)20 年所得的累產(chǎn)油量，本次模擬結(jié)果顯示，不同水平縫的縫長(zhǎng)對(duì)油井產(chǎn)量有不同程度的影響，縫長(zhǎng)在一定范圍內(nèi)，油井的產(chǎn)量隨著縫長(zhǎng)的增大而增加，而當(dāng)縫長(zhǎng)超過一定值后，隨著縫長(zhǎng)的增大，沿縫長(zhǎng)方向注入水波及越快，且裂縫上部和下部油層未波及區(qū)域越大，因此驅(qū)油效率降低或者不明顯。模擬20 年（見圖5），在正韻律儲(chǔ)層中，水平縫縫長(zhǎng)為45 m 時(shí)油井的累產(chǎn)油量最高，較縫長(zhǎng)為60 m 時(shí)的情況多采出1.14%的原油，而較水平縫縫長(zhǎng)為25 m 時(shí)的情況多采出1.13%的原油。在反韻律儲(chǔ)層中，水平縫縫長(zhǎng)為35 m 時(shí)累產(chǎn)油量最高，較縫長(zhǎng)為60 m 時(shí)的情況多采出1.9%的原油，而較水平縫縫長(zhǎng)為25 m 時(shí)的情況多采出0.6%的原油，本次模擬得出，對(duì)于長(zhǎng)6 油層的開發(fā)，正韻律儲(chǔ)層最優(yōu)裂縫半長(zhǎng)應(yīng)保持在45 m 左右，反韻律儲(chǔ)層壓裂水平縫最優(yōu)裂縫半長(zhǎng)應(yīng)保持在35 m 左右。

圖5 不同韻律儲(chǔ)層不同縫長(zhǎng)下的累產(chǎn)油量對(duì)比

4 結(jié)論

根據(jù)模擬結(jié)果，本文分析了低滲透壓裂水平縫油藏中不同裂縫位置與注入流體的流動(dòng)過程，通過研究得到以下結(jié)論：

（1）延長(zhǎng)東區(qū)注水開發(fā)過程中，可根據(jù)需要在儲(chǔ)層不同位置壓裂形成水平縫，水平裂縫位置對(duì)油藏注水開發(fā)的采收率影響較大，同時(shí)，儲(chǔ)層的韻律特征對(duì)油藏開發(fā)影響較為顯著。

（2）在非均質(zhì)油藏壓裂水平縫注水模擬過程中，正韻律儲(chǔ)層上注上采以及反韻律儲(chǔ)層上注下采時(shí)對(duì)應(yīng)的采收率分別是兩種韻律中最高的。在均質(zhì)儲(chǔ)層注水模擬過程中，上注上采的采收率最高，這說明水平裂縫位置對(duì)油井產(chǎn)量有較大影響。在實(shí)際生產(chǎn)中，可根據(jù)儲(chǔ)層韻律選擇最優(yōu)注水位置。

（3）反韻律儲(chǔ)層條件更有利于低滲透壓裂水平縫油藏的開發(fā)生產(chǎn)。在延長(zhǎng)東區(qū)注水開發(fā)及重復(fù)壓裂過程中應(yīng)考慮水平裂縫的位置和儲(chǔ)層韻律對(duì)開發(fā)生產(chǎn)的影響，針對(duì)不同類型的儲(chǔ)層采取不同的水平縫注水方式。