鄭 旭 文自娟 李 翔 呂棟梁 唐 海

1.中海石油(中國)有限公司曹妃甸作業(yè)公司， 天津 300452;

2.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院， 四川 成都 610500;

3.中海油田服務(wù)股份有限公司， 天津 300452

0 前言

B 油田是典型的海洋低滲透油田，主力含油層系具有中孔低滲—特低滲特征，孔隙度平均為13.0，滲透率平均為2.0 ×10-3μm2。低滲透油氣藏儲層物性差、天然能量不足，油氣井自然產(chǎn)能低［1-3］，海上低滲透油田更需高速開發(fā)，因此常規(guī)直井難以達(dá)到理想的生產(chǎn)效果。水平井因可以提高低滲透油藏的采出程度而成為開發(fā)低滲透油藏的主要技術(shù)手段［4］。對水平井進(jìn)行壓裂后，裂縫作為油氣流動的主要通道，其各項參數(shù)都會對增產(chǎn)效果產(chǎn)生影響。針對影響水平井增產(chǎn)效果的裂縫參數(shù)，高海紅等人［5］利用電模擬實驗理論進(jìn)行了單因素研究;陳輝等人［4］在油藏概念模型的基礎(chǔ)上，運(yùn)用數(shù)值模擬方法進(jìn)行了研究。影響水平井產(chǎn)能的因素之間相互關(guān)聯(lián)與干擾，傳統(tǒng)的單因素分析難以定量描述不同參數(shù)影響的主次順序和顯著程度［6］。正交優(yōu)化實驗設(shè)計［7-8］是研究多因素多水平的一種方法，通過直觀分析法來確定最優(yōu)實驗參數(shù)組合，突出特點(diǎn)是以具有代表性的有限個方案反映大量方案中所包含的內(nèi)在本質(zhì)規(guī)律和矛盾主次［9］?；诖?，筆者根據(jù)B 油田的地質(zhì)和開發(fā)情況，利用正交實驗方法和考慮了啟動壓力梯度［10-11］的Eclipse 機(jī)理模型對水平井壓裂參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化研究，得到壓裂參數(shù)對產(chǎn)能影響的主次順序和顯著程度。

1 正交實驗設(shè)計

1.1 實驗參數(shù)及方案設(shè)計

影響水平井產(chǎn)能的因素主要有裂縫條數(shù)、裂縫長度、水平段長度以及裂縫間距等，國內(nèi)外學(xué)者［12-13］對裂縫條數(shù)、水平段長度研究較多，對水平井筒與裂縫夾角以及裂縫間距等因素考慮較少，因此本次實驗主要研究參數(shù)為裂縫條數(shù)、水平段長度、水平段縱向位置、裂縫長度。本次正交實驗的水平段長度取值200 ～600 m;機(jī)理模型5層，其中1、3、5 層為儲層，2、4 層為隔層;水平井位置分為3 類，分別穿過1、3、5 層;裂縫條數(shù)2 ～6 條;裂縫長度120 ～280 m。正交優(yōu)化各因素及因素取值(水平)見表1。

表1 正交實驗各因素的水平值表

根據(jù)表1，采用L25(54)混合正交表，由于各因素的水平不相等，采用合并和部分追加的方法完成混合正交表的設(shè)計［14］。本次實驗共25 種實驗方案，實驗方案及各因素取值見表2。

表2 實驗混合正交表

1.2 啟動壓力梯度的處理

由于Eclipse 數(shù)值模擬軟件沒有考慮啟動壓力梯度對開發(fā)效果的影響，數(shù)值模型中常用“門限壓力”(THPRES)代替啟動壓力梯度，在Eclipse 數(shù)值模擬軟件中將每個網(wǎng)格分為一個區(qū)并為其編號，將同一編號的網(wǎng)格區(qū)域作為一個平衡分區(qū)。模型中的門限壓力值為啟動壓力梯度乘以網(wǎng)格的長度。例如啟動壓力梯度是0.03 MPa /m，模擬的網(wǎng)格大小是40 m，那么兩個網(wǎng)格之間的“門限壓力”即為1.2 MPa。部分網(wǎng)格的啟動壓力梯度值見表3。

表3 部分網(wǎng)格門限壓力值

1.3 壓裂裂縫的處理

在數(shù)值模擬中壓裂裂縫的模擬常用的方法有非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格加密法、局部井網(wǎng)加密法、等效導(dǎo)流能力法［15］。而局部網(wǎng)格加密法和非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格加密法均不能用門限壓力來模擬啟動壓力，所以本次實驗方案將裂縫處理成普通網(wǎng)格，選用等效導(dǎo)流能力法來模擬，將裂縫所在網(wǎng)格的X 方向長度設(shè)為1 m，Y 方向的長度不變，裂縫所在網(wǎng)格的滲透率根據(jù)等效滲流原理賦值為50 ×10-3μm2。部分實驗方案的水平井裂縫分布示意圖見圖1 ～2。

圖1 方案3 水平井裂縫分布示意圖

圖2 方案13 水平井裂縫分布示意圖

2 正交實驗結(jié)果分析

根據(jù)以上實驗方案及數(shù)值模擬處理方法，完成25 個實驗方案的機(jī)理模型建立。以單井年累計產(chǎn)油量為實驗結(jié)果進(jìn)行直觀分析，單井年累計產(chǎn)油量結(jié)果見表4，實驗方案直觀分析見表5。

表4 不同方案對應(yīng)的單井年累計產(chǎn)油量

表5 實驗方案直觀分析

R 值反映參數(shù)對實驗指標(biāo)影響大小，從表5 中的R值可以看出各參數(shù)的極差從大到小的順序是:R(T)＞R(L)＞R(C)＞R(F)。裂縫條數(shù)極差最大，水平段長度極差其次，裂縫長度極差最小，說明裂縫條數(shù)是影響壓裂水平井產(chǎn)能的主要因素。因此在進(jìn)行水平井壓裂時要特別考慮裂縫條數(shù)。在參數(shù)優(yōu)選過程中，各水平中Ki最大的水平值為該組試驗的優(yōu)選參數(shù)，因此通過表5 中的Ki可以得到各個因素的最優(yōu)水平值為:裂縫條數(shù)5 條、水平段長度600 m、水平段縱向位置為第3 層、裂縫長度為240 m。

就水平段長度而言由正交實驗優(yōu)化出的結(jié)果顯示水平段越長，壓裂水平井單井累計產(chǎn)油量越高，但考慮到海洋低滲油田的水平井鉆井成本高，水平段長度的增加勢必導(dǎo)致開發(fā)成本的增加，所以有必要對水平段長度進(jìn)行單因素優(yōu)化。因此在上述正交實驗優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上建立機(jī)理模型，水平段長度設(shè)置為200 ～700 m，對水平段長度進(jìn)行單因素優(yōu)化實驗。單因素優(yōu)化的單井年累計產(chǎn)油量見圖3。

圖3 不同水平段長度對應(yīng)的單井年累計產(chǎn)油量柱狀圖

由圖3 可知，隨著水平段長度的增加，單井年累計產(chǎn)油量逐漸增加，但增加幅度有差別，具體表現(xiàn)為:

1)水平段長度從300 m 增加到400 m，年累計產(chǎn)量增加14 464.13 m3，增加幅度18.57。

2)水平段長度從400 m 增加到500 m，年累計產(chǎn)量增加3 086.17 m3，增加幅度3.33。

3)水平段長度從400 m 增加到700 m，年累計產(chǎn)量增加10 439.55 m3，增加幅度11.2。

綜合考慮水平段長度增加對水平井的年累計產(chǎn)油量的增加貢獻(xiàn)量以及投入成本，推薦水平段長度選擇400 m。

通過正交實驗和單因素分析綜合分析，最終確定水平井壓裂參數(shù)的最優(yōu)選擇為:裂縫條數(shù)5 條、水平段長度400 m、水平段縱向位置第3 層、裂縫長度240 m。

3 結(jié)論

1)采用正交實驗設(shè)計方法分析了在海洋低滲油藏水平井壓裂時，裂縫條數(shù)、裂縫長度、水平段縱向位置及水平段長度這4 個參數(shù)對增產(chǎn)效果的影響，規(guī)避了傳統(tǒng)單因素定量分析的不足。

2)對正交實驗設(shè)計選出的25 個方案的計算結(jié)果進(jìn)行了極差分析，結(jié)果表明裂縫條數(shù)是影響壓裂水平井產(chǎn)能的主要因素，因此在進(jìn)行水平井壓裂之前，尤其要對裂縫條數(shù)進(jìn)行模擬研究。

3)通過正交實驗和單因素分析確定出水平井壓裂參數(shù)的最優(yōu)選擇為:裂縫條數(shù)5 條、水平段長度400 m、水平段縱向位置第3 層、裂縫長度240 m。

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