王志明

(中石油遼河油田公司采油工藝處，遼寧 盤錦 124010)

1 油藏概況

新歡27區(qū)塊位于歡北杜家臺(tái)中部，南臨新齊14塊，北臨杜4塊，東臨齊11塊，西臨歡26塊。含油面積2.8 km2，估算石油地質(zhì)儲(chǔ)量297×104t。儲(chǔ)層埋深2 650～2 960 m，呈層狀分布，平面上各儲(chǔ)層疊加成片。儲(chǔ)層厚度較大，最大146.8 m，最小44.2 m，平均93.9 m。分為3個(gè)油層組、9個(gè)砂巖組、29個(gè)小層。平均孔隙度15.1%，平均滲透率146.6 ×10－3μm－2。

2 開發(fā)壓裂研究

2.1 注采井網(wǎng)設(shè)計(jì)

低滲地層在均質(zhì)和非均質(zhì)條件下，對(duì)井距與縫長(zhǎng)的優(yōu)化組合需要結(jié)合裂縫在井網(wǎng)系統(tǒng)中的方位［1－4］。根據(jù)歡2－8－5017井的裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果主裂縫走向NE60°來進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。

新歡27塊原油黏度為3～5 mPa·s，低滲儲(chǔ)層滲透率在1×10－3～50×10－3μm2，儲(chǔ)層流體流度在0.2～15.0。為了分析不同滲透率級(jí)別排距和井距的基本標(biāo)準(zhǔn)，取原油黏度為4.0 mPa·s，生產(chǎn)壓差為2.0 MPa，把滲透率分為 1 ×10－3μm2、10 ×10－3μm2，25 ×10－3μm2、35 ×10－3μm2、50 ×10－3μ m2五個(gè)級(jí)別。

根據(jù)歡2-9-5218井壓力恢復(fù)曲線測(cè)試結(jié)果，本塊的泄油半徑為70 m左右，如圖1所示，水井與遠(yuǎn)角(A井)對(duì)應(yīng)兩個(gè)泄油半徑，技術(shù)極限井距大約為150 m，在井距方向上存在壓裂裂縫溝通，根據(jù)一般低滲透油藏壓裂規(guī)模的穿透比，為了防止注入水的水竄，井距一般要大一點(diǎn)，為了便于模擬，把井距定為150、200、250、300 m四個(gè)級(jí)別。

壓裂裂縫注采井網(wǎng)的排距是由儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率決定的，排距大小反映了儲(chǔ)層基質(zhì)的傳導(dǎo)能力，井網(wǎng)排距對(duì)低滲透油藏的影響比對(duì)中高滲透油藏要大。水井與近角井(B井)也對(duì)應(yīng)兩個(gè)泄油半徑，技術(shù)極限井距大約為150 m，在這個(gè)方向上沒有壓裂裂縫溝通，同時(shí)，在邊井方向上也沒有壓裂裂縫溝通，為了便于模擬，把井距定為200 m，把排距定為75、100、125、150、200 m五個(gè)級(jí)別。當(dāng)排距為200 m，正好是正方形反九點(diǎn)。以滲透率為10×10－3μm2的儲(chǔ)層為例進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算，不同井距排距下的結(jié)果如圖2～圖5。

從圖2和圖3可以看出，隨開發(fā)時(shí)間的增大，排距越小，采出程度越高，但也伴隨著含水率上升加劇，總體上看，采出程度的增大幅度沒有含水上升幅度大。從圖4可以看出，在相同含水率下，排距越小，其采出程度越小。從圖5可以看出，在相同含水率下，排距越小，其有效采出程度也越小，因此，排距越小，不一定有利。

2.2 開發(fā)壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化結(jié)果

應(yīng)用美國Schlumberger公司Eclipse三維三相黑油數(shù)模軟件對(duì)新歡27塊在200 m×200 m反九點(diǎn)井網(wǎng)下壓裂參數(shù)優(yōu)化。根據(jù)正方形200 m×200 m反九點(diǎn)井網(wǎng)的對(duì)稱性，選取典型單元的四分之一作為模擬計(jì)算單元，保證模擬單元的四個(gè)邊全部是分流線，如圖6所示。

新歡27井油藏基本參數(shù)見表1。

表1 新歡27塊數(shù)值模擬基本油藏參數(shù)表

主要取平均構(gòu)造頂深、油層厚度、砂巖厚度、孔隙度及滲透率等，由于缺少水平方向各向異性的資料，X方向滲透率與Y方向滲透率取值一致。

評(píng)價(jià)每個(gè)方案的好壞，主要以開發(fā)15年的含水率與采出程度的關(guān)系曲線為評(píng)價(jià)指標(biāo)，同時(shí)兼顧見水時(shí)間的早晚以及含水率大小。對(duì)于新歡27低滲儲(chǔ)層的三個(gè)油層組Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ分別進(jìn)行壓裂優(yōu)化，運(yùn)用正交優(yōu)化設(shè)計(jì)方法，對(duì)于每個(gè)油層組正交排列出16個(gè)方案，同時(shí)為了對(duì)比將油水井不壓裂作為方案17，其正交優(yōu)化方案見表2。

表2 反九點(diǎn)井網(wǎng)壓裂裂縫參數(shù)數(shù)值模擬正交表L16(45)

油層組Ⅰ平均滲透率為31×10－3μm2，模擬結(jié)果見圖7～圖9。油層組Ⅱ平均滲透率為207.6×10－3μm2，油層組Ⅲ平均滲透率為16×10－3μm2，油層組Ⅱ和油層組Ⅲ模擬結(jié)果限于篇幅未列出。

從圖7～圖9可以看出，不同的壓裂規(guī)模，其采收率、含水率不同。如果不壓裂，其15年的采收率以及含水率較低。但是如果壓裂，采出程度的增加必然伴隨著含水率的增加，因此，應(yīng)該以含水率與采出程度的關(guān)系來判斷，其整體壓裂參數(shù)見表3。

表3 油層組Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)結(jié)果

3 結(jié)論

1)開發(fā)壓裂對(duì)于提高低–特低滲透油藏的單井產(chǎn)量及最終采收率作用明顯。

2)采用反九點(diǎn)井網(wǎng)情況下，新歡27塊低滲油藏三個(gè)油組的滲透率差異決定了壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化結(jié)果的差異。

［1］Holditch SA.The optimization of well spacing and fracture length in low permeability gas reservoirs［A］.SPE 7496，1981.

［2］Britt LK.Optimization oil well fracturing of moderate permeability reservoir［A］.SPE 14371，1985.

［3］Eibel JL.Designing hydraulic fracture for efficient reserve recovery［A］.SPE 15231，1986.

［4］Mechan PN.Effect of reservoir heterogeneity and fracture length and well spacing［A］.SPE 17606，1988.