鄢雪梅，王欣，謝正凱，王永輝，李永平，段瑤瑤

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；2.中國石油集團科技管理部，北京 100007）

斜交裂縫對水平井產(chǎn)量影響模擬方法探討

鄢雪梅1，王欣1，謝正凱2，王永輝1，李永平1，段瑤瑤1

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；2.中國石油集團科技管理部，北京 100007）

為了探討水平井筒方向?qū)Ψ侄螇毫旬a(chǎn)量的影響，文中采用數(shù)值模擬方法，在系統(tǒng)劃分網(wǎng)格的基礎(chǔ)上，運用Eclipse軟件中的近井模型（NWM），建立起包含水平井筒和斜交裂縫的數(shù)值模擬模型，通過定義水平井筒與最小水平主應(yīng)力不同夾角相對于0°時的減產(chǎn)率來表征斜交裂縫對壓后產(chǎn)量的影響。結(jié)果表明：隨著地層滲透率的增加，井筒方向?qū)毫旬a(chǎn)量影響程度減小；地層滲透率大于0.005×10-3μm2，當(dāng)水平井筒與最小水平主應(yīng)力夾角小于30°時，減產(chǎn)率小于3%。該研究成果為水平井鉆井方向的選擇提供了理論依據(jù)。

水平井；分段壓裂；近井模型；斜交裂縫；減產(chǎn)率

0 引言

目前，水平井和分段壓裂技術(shù)已成為低滲油氣藏開發(fā)的主體技術(shù)。為了最大限度地提高單井產(chǎn)量，要求所鉆井筒與最小水平主應(yīng)力方向一致，以期壓裂時形成多條橫切裂縫，但最小水平主應(yīng)力方向的井壁穩(wěn)定性最差，導(dǎo)致鉆井事故頻發(fā)，影響了鉆井速度和井筒質(zhì)量，因此急需找到井筒方向和壓后產(chǎn)量的平衡點。對于水平井壓后產(chǎn)量的計算已有一系列的研究[1-17]，但無論是解析方法還是數(shù)值方法，都只能模擬橫切裂縫和縱向裂縫時的產(chǎn)量，而對于與水平井筒呈一定夾角裂縫，即斜交裂縫下的產(chǎn)量計算未見報道。2006年，徐嚴波等應(yīng)用復(fù)位勢理論和勢疊加原理等基本滲流理論，建立了壓裂水平井多條裂縫相互干擾的產(chǎn)能計算新模型，該模型可以模擬裂縫與水平井筒成任意角度時的產(chǎn)量，但由于該模型為解析方法，僅針對單相流體進行計算，只能反映擬穩(wěn)態(tài)時的產(chǎn)能特征。

本文采用數(shù)值模擬方法，在系統(tǒng)劃分網(wǎng)格的基礎(chǔ)上，運用Eclipse軟件中的近井模型（NWM），建立了包含水平井筒和斜交裂縫的數(shù)值模擬模型，通過定義水平井筒與最小水平主應(yīng)力成不同夾角相對于0°時的減產(chǎn)率來表征斜交裂縫對產(chǎn)量的影響。

1 模型建立

1.1 全局模型

模擬壓裂斜交裂縫對水平井產(chǎn)量的影響，最重要也是最困難的是網(wǎng)格的處理方式，因為劃分的網(wǎng)格需要同時考慮裂縫位置、裂縫長度、裂縫角度和裂縫與井筒的連接。以往，建立數(shù)值模擬模型時局限于沿著井筒方向和垂直井筒方向建立塊中心網(wǎng)格，使得后期無法正確放置多條斜交裂縫。本文建立的模型主軸分別為最小水平主應(yīng)力和最大水平主應(yīng)力方向，即垂直于裂縫方向和沿著裂縫方向，使得后續(xù)對裂縫和井筒的處理都相對簡單。

根據(jù)單井控制面積、水平井筒與最小水平主應(yīng)力夾角、油田實際壓裂段數(shù)、裂縫長度，建立物理模型（見圖1）。根據(jù)對稱原則，只需劃分右半邊的網(wǎng)格。劃分x軸方向的網(wǎng)格時，需要考慮每條裂縫與井筒連接點在x方向的分量、井筒端部E點在x方向的分量、單井控制區(qū)域邊界點B在x方向的分量，同時，對于每條裂縫所處x方向，采用局部網(wǎng)格加密和“等效導(dǎo)流”的方法進行描述。劃分y軸方向的網(wǎng)格時，需要充分考慮每條裂縫的長度、井筒端部C點在y方向的分量、單井控制區(qū)域邊界點A在y方向的分量。

圖1 井筒與最小水平主應(yīng)力斜交模擬物理模型

1.2 有效模型

全局模型建立之后，需要通過設(shè)置紅色框所示的邊界來建立單井控制的有效模型。本文運用了Eclipse軟件中的近井模型NWM。

NWM模型主要是為了方便數(shù)模研究人員將某一口特殊井從全區(qū)地質(zhì)模型中抽取出來，進行針對性的研究。利用NWM模型從全局模型中劃分局部模型的功能，首先，根據(jù)全局模型中所對應(yīng)的單井控制區(qū)域的4個邊界點（如圖1所示的A，B，C，D）所在的網(wǎng)格位置，劃分出如圖2a紅色框所示的局部模型，這對應(yīng)于圖1紅色框所示的單井控制區(qū)域；其次，將邊界條件設(shè)置為非流動邊界，使得除單井控制區(qū)域以外的全局模型部分不參與流動，如圖2b所示；再次，運用NWM對水平井筒進行連接，如圖2c所示。這樣就建立起了包含水平井筒和斜交裂縫的有效數(shù)值模擬模型。

圖2 單井控制有效模型的建立

2 實例應(yīng)用

2.1 模型的建立

以某砂巖氣藏為例，建立水平井筒與最小水平主應(yīng)力成5種不同夾角α（0°，30°，45°，60°，90°）的模型（見圖3）。主要模擬參數(shù):水平井筒長度1 000m，區(qū)域面積2 000m×1 000m，人工裂縫5條，人工裂縫半長150m，人工裂縫導(dǎo)流能力30×10-3μm2·cm。

2.2 模擬結(jié)果及分析

為了解不同滲透率情況下水平井筒方向?qū)汉螽a(chǎn)量的影響，模擬過程中地層滲透率取值（0.005，0.010，0.100，0.300）×10-3μm2，基本覆蓋了該區(qū)塊滲透率的范圍。同時定義減產(chǎn)率:

式中:q為水平井筒與最小水平主應(yīng)力成α夾角下的累計產(chǎn)量，104m3；q0為α=0°時的累計產(chǎn)量，104m3。

圖3 水平井筒與最小水平主應(yīng)力不同夾角模型

從模擬結(jié)果可以看出（見圖4）:對于所取4種滲透率的致密地層，當(dāng)α=0°時，壓裂形成橫切裂縫時的產(chǎn)量最高；α=90°時，壓裂形成縱向裂縫時的產(chǎn)量最低。隨著水平井筒與最小水平主應(yīng)力夾角的增大，減產(chǎn)率增大；滲透率越低，減產(chǎn)率越大。如:α為90°情況下，滲透率為0.300×10-3μm2時，減產(chǎn)率僅為2.41%，而滲透率為0.005×10-3μm2時，減產(chǎn)率達到19.29%；當(dāng)α小于30°時，減產(chǎn)率小于3.00%，滲透率為0.005×10-3μm2時的減產(chǎn)率也只有2.80%，因此，鉆井研究者可以根據(jù)地層實際滲透率和該研究結(jié)果合理選擇鉆井方向。

圖4 不同滲透率下斜交裂縫減產(chǎn)率

3 結(jié)論

1）建立水平井筒與最小水平主應(yīng)力成不同夾角時，壓裂斜交裂縫對產(chǎn)量影響的數(shù)值模擬方法。

2）對于低滲氣藏，橫切裂縫下的產(chǎn)量最大。

3）隨著地層滲透率的增加，水平井筒方向?qū)汉螽a(chǎn)量影響程度減小。地層滲透率大于0.005×10-3μm2，水平井筒與最小水平主應(yīng)力夾角小于30°時，減產(chǎn)率小于3.00%。

4）所建模型適用于致密砂巖水平井分段壓裂形成雙翼對稱裂縫，而對于頁巖水平井壓裂形成復(fù)雜網(wǎng)格裂縫時斜交裂縫對產(chǎn)量的影響還有待進一步研究。

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（編輯 朱麗）

Prelim inary simulationmethod of hydraulic heterotropic fractures on production of horizontalwell

Yan Xuemei1,W ang Xin1,Xie Zhengkai2,Wang Yonghui1,Li Yongping1,Duan Yaoyao1

(1.Langfang Branch,Research Institu te of Petroleum Exp loration&Developm ent,PetroCh ina,Langfang 065007,China;2.Science and Technology M anagement Department,CNPC,Beijing 100007,China)

In order to investigate the influence of horizontal well direction on the production aftermulti-stage fracturing,based on the systematical gridding,thispaper uses reservoir simulationmethod and the NWMmodel in Eclipse to build the simulationmodel containing the horizontalwell and heterotropic fractures,which is the key to simulation of heterotropic fractures.In addition,we define the production reduction rate to indicate the influence ofhorizontalwelldirection on the production after fracturing.Results indicate that the influence of horizontal well direction on production reduces as the formation permeability increases;when the formation permeability ishigher than 0.005md and the intersection angle between the horizontalwelland theminimalhorizontal insitu stressof the formation issmaller than 30°,the production reduction rate is less than 3%.Thisstudy can provide theoreticalbasis for the drilling direction design ofhorizontalwell.

horizontalwell;staged fracturing;NWM;heterotropic fracture;production reduction rate

國家科技重大專項“低滲、特低滲透油氣田經(jīng)濟開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)（二期）”（2011ZX05013）；中石油股份公司重大專項“體積壓裂設(shè)計、實時監(jiān)測及改造后評估技術(shù)研究”（2012FCGYLGZ001）

TE357

A

2013-06-15；改回日期：2013-09-12。

鄢雪梅，女，1982年生，工程師，2005年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，主要從事儲層改造方面的工作。E-mail: yanxuemei69@petrochina.com.cn。

鄢雪梅，王欣，謝正凱，等.斜交裂縫對水平井產(chǎn)量影響模擬方法探討[J].斷塊油氣田，2013，20（6）:788-790.

Yan Xuemei，Wang Xin，Xie Zhengkai，et al.Preliminary simulation method of hydraulic heterotropic fractures on production of horizontal well[J].Fault-Block Oil&Gas Field，2013，20（6）:788-790.

10.6056/dkyqt201306027