劉 哲 郭建春 曾凡輝

1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；

2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007

0 前言

水力壓裂技術是低滲透、 特低滲透油藏中油井增產(chǎn)、水井增注的一項重要技術措施。 隨著水力壓裂裂縫模擬技術的發(fā)展，壓裂技術從單井增產(chǎn)改造向整體壓裂有了飛速的進步。 對于低滲透油藏，保持地層能量開采是保證油井穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的關鍵，因此低滲油田往往采用注采井網(wǎng)結(jié)合壓裂措施即整體壓裂技術來提高油田的采出程度和采油速度。 從提高地層壓力和注水量的角度看，低滲油藏中實施注水井壓裂改造是必要的［1-2］，但注水井壓裂后是否會導致油井過早水淹，降低開采效益也是非常關鍵的問題，為了更好地研究低滲透油藏中注水井是否需要壓裂，以及壓裂裂縫參數(shù)的選取，以勝利油田某區(qū)塊為例采用流線模型進行研究。

1 流線模型建立

流線模型與黑油模型在滲流方程的建立上相同，但流線模型在求得壓力場基礎上沒有直接求解飽和度方程，而是通過建立油藏速度場，進而求得油藏內(nèi)的流線分布，然后求得沿流線方向的飽和度分布情況，再映射到坐標網(wǎng)格中， 由于流體是沿沒有交叉的流線移動，因此可簡化成一系列一維流線模擬的綜合［3-4］。

采用流線模型分析勝利油田某區(qū)塊五點井網(wǎng)注水井壓裂與否時的水驅(qū)情況，并以注水量和地層壓力［5］為目標，優(yōu)化注水井的裂縫參數(shù)。

選取480 m×200 m 的矩形五點井網(wǎng)， 模擬網(wǎng)格數(shù)為96×95×10，x、y、z 方向網(wǎng)格大小分別為10、10、1 m，其中y方向設置三組（每組5 個）網(wǎng)格步長由中間向兩側(cè)呈對數(shù)遞增的網(wǎng)格表征人工裂縫。 地層孔隙度0.12；滲透率x、y 方向為1.3 mD，z 方向為0.13 mD； 地面原油密度0.877 g/cm3；地層原油黏度1.5 mPa·s；原油體積系數(shù)1.172；地層油壓縮系數(shù)9.65×10-3MPa-1；地層水壓縮系數(shù)1×10-4MPa-1；巖石壓縮系數(shù)4×10-5MPa-1；油水相對滲透率數(shù)據(jù)見表1。

運用流線模型分別對注水井壓裂前后進行模擬對比分析，選取五組注水井縫長比分別為0、0.15、0.25、0.35和0.45， 及四組注水井裂縫導流能力分別為10、20、30、40 Dc·cm 進行模擬。

表1 油水相對滲透率數(shù)據(jù)表

2 注水井水驅(qū)動態(tài)對比

通過流線模型模擬，對比注水井未壓裂和壓裂后裂縫導流能力為10 Dc·cm， 縫長比分別為0.15、0.25、0.35和0.45 時，生產(chǎn)3 a 后的水驅(qū)示意見圖1。

從圖1 可知，生產(chǎn)3 a 后，即使注水井縫長比為0.45時，周圍4 口油井也沒有明顯見水，對比水驅(qū)面積的邊界，可知由于注水區(qū)域優(yōu)先沿裂縫方向延伸，注水井縫長比越大，水驅(qū)面積的邊界越趨于不均勻、不規(guī)則的形狀，將導致水驅(qū)范圍不均勻，水驅(qū)效果降低。

圖1 注水井未壓裂和縫長比分別為0.15、 0.25、 0.35 和0.45 時含油飽和度流線示意圖

3 注水井裂縫參數(shù)優(yōu)選

對比注水井不同縫長比，不同裂縫導流能力下的注入量和地層壓力，優(yōu)選注水井的裂縫參數(shù)。

3.1 注水井縫長優(yōu)化

從圖2 可知，裂縫半長越長，對注入量的影響也越好，縫長比為0.45 時，注入量最高，同時，縫長比從0.25增加到0.45，注入量的增加幅度不是很大，并有逐漸減小的趨勢。

圖3 中地層壓力的變化曲線也呈現(xiàn)出注水井壓裂后地層壓力下降幅度更小的現(xiàn)象，說明注水井壓裂后可導致注入量增加，使得地層壓力保持較好。 但縫長比增加并沒有顯著提高地層壓力下降的減緩幅度。

圖2 不同縫長比下注入量的變化曲線

綜上所述，注水井壓裂對于提高注入量和保持地層壓力是非常重要的，但是注水井縫長比增加，對注入量提高幅度和地層壓力下降減緩幅度的影響并不是很大，因此注水井縫長比可選取0.15。

圖3 不同縫長比下地層壓力的變化曲線

3.2 注水井導流能力優(yōu)化

圖4 所示注水井不同裂縫導流能力下的注入量變化曲線，壓裂后的注入量隨著生產(chǎn)時間增加逐漸趨于平穩(wěn)，可看出不同裂縫導流能力下的注入量不同。 裂縫導流能力從10 Dc·cm 增加至20 Dc·cm 時， 注入量增加幅度明顯大于裂縫導流能力從20 Dc·cm 增加至40 Dc·cm時，因此比較適宜的導流能力可選取20 Dc·cm 左右。 圖5 為注水井不同裂縫導流能力下的地層壓力變化曲線，地層壓力隨著生產(chǎn)時間增加而下降。 但由于壓裂后注水量的明顯上升，使得地層壓力下降減緩；注水井裂縫導流能力越小，地層壓力下降明顯。 但裂縫導流能力從20 Dc·cm 增加至30 Dc·cm 以及從30 Dc·cm 增加至40 Dc·cm，地層壓力下降的減緩幅度不大。

圖4 不同裂縫導流能力下注入量的變化曲線

圖5 不同裂縫導流能力下地層壓力的變化曲線

由圖6 可看出壓裂后累計注入量明顯上升，但縫長比達到0.15 后注入量增加幅度減小， 因此縫長比取0.15 左右比較適宜； 不同裂縫導流能力下的幾條曲線對比看出，導流能力達到20 Dc·cm 后，累計注入量增加幅度不大，因此裂縫導流能力可取20 Dc·cm。 從圖7 可知，注水井壓裂后地層壓力將保持較高值，且隨著注水井縫長比和裂縫導流能力的增加，地層壓力下降幅度會有所減緩，說明注水井壓裂對保持地層壓力有很好的效果。

綜上分析，以注入量和地層壓力保持程度為主要的評價指標， 此注采單元中注水井最佳縫長比為0.15 左右，裂縫導流能力可選取20 Dc·cm。

圖6 裂縫參數(shù)與累計注入量的關系曲線

圖7 裂縫參數(shù)與地層壓力的關系曲線

4 結(jié)論

a） 運用流線模型模擬分析注水井網(wǎng)水驅(qū)動態(tài)和壓裂前后的生產(chǎn)動態(tài)，由于流線模型中流體沿壓力梯度方向運移，因此更為接近流體的真實流動情況，更為直觀地表現(xiàn)注水井壓裂前后的水驅(qū)動態(tài)，解決了注水井壓裂與否的問題。

b） 采用流線模型模擬運算了不同壓裂參數(shù)下的注水井水驅(qū)情況，選取注入量、累計注入量和地層壓力三個指標優(yōu)選了注水井的裂縫參數(shù)，同時可以看出低滲透油藏中注水井需要壓裂以增加注入量和保持地層壓力，但注水井的縫長比對注入量提高幅度和地層壓力減小幅度影響范圍較小，因此可采取較短的裂縫半長。

c） 運用流線模型可以很好地對低滲透油藏整體壓裂進行參數(shù)優(yōu)化和生產(chǎn)動態(tài)預測，為現(xiàn)場壓裂設計提供指導。

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