曹廣勝，徐 謙，程慶超，白玉杰，單繼鵬

(1.東北石油大學(xué)，提高采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318；2.大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163318)

隨著油田注水開(kāi)發(fā)的不斷深入，開(kāi)采對(duì)象已經(jīng)由中高滲透儲(chǔ)層轉(zhuǎn)向低滲透[1]、表外儲(chǔ)層、含油產(chǎn)狀以油浸和油斑為主的薄差儲(chǔ)層[2]。以大慶油田為例，對(duì)于薄差儲(chǔ)層發(fā)育差、注采不完善、同時(shí)受縫間干擾及難壓層的影響[3-4]，最終導(dǎo)致部分薄差層未得到有效動(dòng)用的實(shí)際情況，提出了薄差儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)思路[5]。通過(guò)常規(guī)單井點(diǎn)壓裂轉(zhuǎn)向井組油水井壓裂改造，改造對(duì)象由單卡段多層籠統(tǒng)壓裂轉(zhuǎn)向單砂體對(duì)應(yīng)壓裂，施工規(guī)模由常規(guī)固定加砂量轉(zhuǎn)向根據(jù)砂體發(fā)育“個(gè)性化”優(yōu)化施工[6]。 實(shí)現(xiàn)油水井“個(gè)性化”壓裂改造、完善薄差層注采關(guān)系的目標(biāo)[7]。但由于薄差儲(chǔ)層物性差、水平非均質(zhì)性強(qiáng)[8]，所以對(duì)不同砂體地質(zhì)形態(tài)與其對(duì)應(yīng)的物性參數(shù)相關(guān)的壓裂參數(shù)設(shè)計(jì)十分必要。

筆者主要對(duì)不同砂體的薄差儲(chǔ)層壓裂參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)并對(duì)壓裂后的油井產(chǎn)液效果的評(píng)價(jià)[9-11]。從而研究表外儲(chǔ)層以及表內(nèi)薄差儲(chǔ)層的壓裂參數(shù)優(yōu)選。

1 薄差儲(chǔ)層地層特征分析

對(duì)于薄差層的水平分布，由于水動(dòng)力條件及物源供給不同，導(dǎo)致水平方向所沉積的砂體具有不同的分布特征[12]。A區(qū)塊的儲(chǔ)層形成的砂體類型有河間砂、穩(wěn)定型前緣席狀砂、不穩(wěn)定前緣席狀砂等幾種類型。所以在水平面上所形成的分布類型主要分為以下幾種類型[13-15]：

邊部型，其主要指水平面面積較小、比較分散且不連續(xù)的水平砂體類型；

相間型，其指厚油層砂體局部變差部位的薄差儲(chǔ)層與厚油層相間分布；

連片型，其指大面積發(fā)育的薄差儲(chǔ)層與中高滲透厚層在平面上呈現(xiàn)穩(wěn)定的連續(xù)分布。

根據(jù)以上水平分布類型統(tǒng)計(jì)油層的物性參數(shù)，結(jié)果如表1、表2所示。

表1 A區(qū)塊不同類型儲(chǔ)層物性分析表Table 1 Physical property analysis table of different types of reservoirs in Block A

從表1、表2可以看出，本區(qū)塊的薄層滲透率大約為30×10-3μm2，孔隙度約為25%。表內(nèi)厚油層的平均滲透率為476×10-3μm2，孔隙度為27%左右。該參數(shù)對(duì)建立不同類型砂體的薄差層儲(chǔ)積物性的理想模型具有指導(dǎo)性作用。

表2 A區(qū)塊薄差層油層儲(chǔ)積物性分析表Table 2 Analysis table of reservoir properties of thin and poor oil layers in Block A

2 不同砂體對(duì)應(yīng)壓裂模型的建立

薄差層的井組條件指的是井組開(kāi)發(fā)初期條件下的各種技術(shù)參數(shù)以及原始參數(shù)，包括井組參數(shù)、儲(chǔ)層的初始狀態(tài)和井底壓力值。該模型的井組條件如表3所示。

表3 A區(qū)塊薄差層井組的初始條件Table 3 Initial conditions of thin and poor formation well group in block A

對(duì)于砂體形狀來(lái)說(shuō)，在基于不同砂體類型的基礎(chǔ)上設(shè)置不同形狀砂體。由于砂體的不連續(xù)性，所以在進(jìn)行模擬不同形狀砂體的過(guò)程中主要分為以下幾種類型：

2.1 滲透率邊界位置

滲透率邊界位于整體1/3處模型如圖1所示。理想模型是在五點(diǎn)法基礎(chǔ)上研究“一注一采”模型，對(duì)于滲透率邊界位于不同位置的情形，其主要是為了模擬薄差儲(chǔ)層在不連續(xù)條件下對(duì)井組產(chǎn)量的影響，并對(duì)砂體的動(dòng)用程度進(jìn)行分析。

圖1 滲透率邊界位于整體1/3處模型Fig.1 Model with permeability boundary located at 1/3 of the whole

2.2 三角形砂體

采出端為薄差層模型，如圖2所示。該模型是模擬當(dāng)薄差層為規(guī)則性狀的、不連續(xù)的砂體，進(jìn)而研究其對(duì)最終的產(chǎn)量以及動(dòng)用程度的影響。

圖2 采出端為薄差層模型示意圖Fig.2 Schematic diagram of the model with a thin layer at the production end

2.3 半菱形砂體

注入端為薄差層模型如圖3所示。該模型是為了模擬出薄差層為較不規(guī)則形狀、不連續(xù)的砂體類型。

圖3 注入端為薄差層模型示意圖Fig.3 Schematic diagram of the model with a thin layer at the injection end

3 不同砂體對(duì)應(yīng)壓裂參數(shù)優(yōu)化

3.1 均質(zhì)地層條件下的對(duì)應(yīng)壓裂效果

不同壓裂參數(shù)(水油井壓裂裂縫半徑比)在一定生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)累積產(chǎn)油量對(duì)比情況如圖4所示。

圖4 不同壓裂參數(shù)條件下的區(qū)塊累積產(chǎn)油量Fig.4 Cumulative oil production of blocks under different fracturing parameters

由圖4中可以看出，在均質(zhì)油藏、不同的壓裂組合條件下，隨著開(kāi)采時(shí)間的增加，累積產(chǎn)油量均有放緩的趨勢(shì)。

增大油井的裂縫半徑對(duì)累積產(chǎn)油量影響較大，隨著油井的裂縫長(zhǎng)度的增加，最終的累積產(chǎn)油量也隨之增加，但是增大水井的裂縫半徑對(duì)最終的累積產(chǎn)油量影響較小。故在同一壓裂規(guī)模條件下應(yīng)盡量增加油井的裂縫半徑。

在水油井壓裂半徑比值為15∶30、30∶20、25∶25時(shí)其最終的產(chǎn)油量影響不大。

3.2 滲透率邊界位于不同處壓裂效果

3.2.1 滲透率邊界位于1/3處壓裂效果

滲透率邊界位于1/3處的壓裂效果如圖5所示。

圖5 滲透率邊界位于1/3處壓裂效果Fig.5 Fracturing effect with permeability boundary at 1/3

由圖5中可以看出，對(duì)于滲透率邊界位于整體模型的1/3處時(shí)，其最終效果與均質(zhì)薄差層結(jié)論大體相同；在非均質(zhì)性產(chǎn)生時(shí)，與均質(zhì)低滲透油藏相比，發(fā)現(xiàn)油井裂縫長(zhǎng)度對(duì)A區(qū)塊的產(chǎn)油量影響越來(lái)越大。

3.2.2 滲透率邊界位于模型1/2處壓裂效果

滲透率邊界位于1/2處壓裂效果如圖6所示。

圖6 滲透率邊界位于1/2處壓裂效果Fig.6 Fracturing effect with permeability boundary at 1/2

由圖6中可以看出，滲透率邊界位于整體模型的1/2處時(shí)，其最終效果與滲透率邊界位于模型的1/3處的結(jié)論大體相同。

3.2.3 滲透率邊界位于模型2/3處壓裂效果

滲透率邊界位于2/3處壓裂效果如圖7所示。

圖7 滲透率邊界位于2/3處壓裂效果Fig.7 Fracturing effect with permeability boundary at 2/3

由圖7中可以看出，滲透率邊界位于整體模型的2/3處時(shí)，其最終效果與均質(zhì)薄差層的結(jié)論基本相同，均隨著油井裂縫增加，其最終的累積產(chǎn)油量增高。

當(dāng)油井的裂縫沒(méi)有穿過(guò)模型滲透率分界時(shí)，其油井的裂縫長(zhǎng)度為主要的影響因素。從水油井裂縫半徑比40∶10和30∶20可以看出，其累積產(chǎn)油量的增幅較大，此時(shí)裂縫還沒(méi)有穿過(guò)滲透率分界；當(dāng)裂縫穿過(guò)滲透率分界時(shí)，如水油井裂縫半徑比為30∶20～10∶40時(shí)，隨著油井裂縫長(zhǎng)度的增加，其累計(jì)產(chǎn)油量增幅不是很明顯。

3.3 三角形砂體下的對(duì)應(yīng)壓裂

具體對(duì)應(yīng)壓裂方案見(jiàn)均值砂體對(duì)應(yīng)壓裂參數(shù)設(shè)計(jì)。

3.3.1 生產(chǎn)井位于低滲透區(qū)域

生產(chǎn)井位于低滲透區(qū)域?qū)鄯e產(chǎn)油量的影響如圖8所示。

圖8 生產(chǎn)井位于低滲透區(qū)域Fig.8 The production well is located in a low-permeability area

從圖8中可以看出，其變化趨勢(shì)與均質(zhì)低滲透砂體大體相同，因?yàn)榱芽p沒(méi)有突破滲透率邊界。

此時(shí)得最優(yōu)壓裂參數(shù)為：油井壓裂裂縫半徑為40 m，水井壓裂裂縫為10 m。

3.3.2 生產(chǎn)井位于高滲透區(qū)域

不同壓裂參數(shù)在一定生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)累積產(chǎn)油量對(duì)比情況如圖9所示。

圖9 生產(chǎn)井位于高滲透區(qū)域Fig.9 The production well is located in a high permeability area

從圖9中可以看出，其與均質(zhì)低滲油藏規(guī)律有所不同，并不是隨著油井的裂縫半徑比的增大而增大。但是最高的累產(chǎn)油與采收率(其趨勢(shì)與累積產(chǎn)油量相同，下同)仍為水油井壓裂半徑比為10∶40。所以最優(yōu)裂縫參數(shù)為：油井壓裂裂縫為40 m，水井壓裂裂縫為10 m。

當(dāng)注水井位于低滲透區(qū)域時(shí)，其裂縫半徑影響最終產(chǎn)油較大，水油井壓裂半徑比為40∶10時(shí)，其累積產(chǎn)油與采收率較高，故當(dāng)水井裂縫半徑小于等于40 m時(shí)存在最優(yōu)的壓裂參數(shù)。

由于砂體形狀的影響，在后期強(qiáng)化開(kāi)采過(guò)程中對(duì)儲(chǔ)層改造后的累積產(chǎn)油率與采收率低于不進(jìn)行儲(chǔ)層改造，原因是由于其形成優(yōu)勢(shì)通道，從而使得在一定壓裂參數(shù)條件下最終采收率低于不壓裂條件下的最終采收率。

位于油井高滲區(qū)的油開(kāi)發(fā)效果不好，由于水井位于低滲區(qū)，未波及到高滲區(qū)的剩余油，在井網(wǎng)中這種情況會(huì)得到改善。這就是儲(chǔ)層改造后的累積產(chǎn)油率與采收率低于不進(jìn)行儲(chǔ)層改造的一個(gè)原因。

3.4 半菱形砂體的對(duì)應(yīng)壓裂

生產(chǎn)井位于低滲透區(qū)域時(shí)不同壓裂參數(shù)在一定生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)累積產(chǎn)油量對(duì)比情況如圖10所示。

圖10 生產(chǎn)井位于低滲透區(qū)域時(shí)不同壓裂參數(shù)下的累積產(chǎn)油量Fig.10 Cumulative oil production under different fracturing parameters when the production well is located in low permeability area

從圖10中可以看出，當(dāng)?shù)蜐B砂體為半菱形形狀、油井位于低滲區(qū)域、油井的裂縫半徑大于30 m時(shí)，裂縫面積已經(jīng)接近低滲區(qū)域，油井裂縫半徑對(duì)最終產(chǎn)量以及采收率影響較小。在油井裂縫半徑小于30 m時(shí)，水井裂縫與油井裂縫對(duì)最終的累積產(chǎn)油率以及采收率影響都較大。

在只考慮累積產(chǎn)油率以及采收率的情況下，最佳的裂縫參數(shù)為油井壓裂裂縫半徑為40 m，水井壓裂裂縫半徑為10 m。

生產(chǎn)井位于高滲透區(qū)域時(shí)不同壓裂參數(shù)一定生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)累積產(chǎn)油量與該區(qū)塊采收率如圖11所示。

圖11 生產(chǎn)井位于高滲透區(qū)域時(shí)不同壓裂參數(shù)下的累積產(chǎn)油量Fig.11 Cumulative oil production under different fracturing parameters when the production well is located in a high permeability area

由圖11中可以看出，在開(kāi)始生產(chǎn)的2.5 a內(nèi)，由于地層能量較為充足，水油井裂縫半徑比為10∶40時(shí)的累積產(chǎn)油量以及采收率最高，但隨著生產(chǎn)時(shí)間的增長(zhǎng)，形成優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致最終的累計(jì)產(chǎn)油量下降，所以此時(shí)的裂縫參數(shù)并不是最佳的裂縫組合。

由于注水端為低滲透區(qū)域，水油井裂縫半徑比為40∶10時(shí)，增加裂縫半徑會(huì)導(dǎo)致其波及區(qū)域增大，使得最終累計(jì)產(chǎn)油量和采出率增大。

對(duì)于其他參數(shù)下的對(duì)應(yīng)壓裂，最終的產(chǎn)油量與流場(chǎng)以及高滲透區(qū)域油井周圍的受效面積有關(guān)。此時(shí)的最佳裂縫參數(shù)為：油井裂縫半徑為10 m，水井裂縫半徑為40 m。

4 結(jié)論

(1)采油井位于低滲透區(qū)域、砂體形狀為三角形時(shí)，因裂縫未突破滲透率邊界，其變化趨勢(shì)與均質(zhì)低滲透砂體大體相同，故最優(yōu)裂縫參數(shù)為：油井端裂縫半徑為40 m，水井端為10 m；在砂體形狀為半菱形時(shí)，當(dāng)裂縫面積已經(jīng)接近低滲區(qū)域，油井裂縫半徑對(duì)最終產(chǎn)量以及采收率影響較小。在裂縫面積小于低滲透區(qū)域時(shí)，油井裂縫與水井裂縫半徑對(duì)最終產(chǎn)油影響都較大。此時(shí)若只考慮累積產(chǎn)油率以及采收率的情況下，最佳的裂縫參數(shù)為：油井壓裂裂縫半徑為40 m，水井壓裂裂縫半徑為10 m。

(2)采油井位于高滲透區(qū)域、砂體形狀為三角形時(shí)，注水井位于低滲透區(qū)域的裂縫半徑影響最終產(chǎn)油較大，水井裂縫半徑小于等于40 m時(shí)存在最優(yōu)的壓裂參數(shù)。此時(shí)砂體的形狀對(duì)滲流流場(chǎng)存在較大的影響。由于砂體形狀的影響，對(duì)儲(chǔ)層改造后的累積產(chǎn)油率與采收率低于不進(jìn)行儲(chǔ)層改造，其主要原因是在油井周圍的高滲透儲(chǔ)層沒(méi)有很好的動(dòng)用。但是最終最高的累積產(chǎn)油率與采收率仍為水油井壓裂半徑比為10∶40。所以此時(shí)得最優(yōu)裂縫參數(shù)為：油井壓裂裂縫為40 m，水井壓裂裂縫為10 m；砂體為半菱形時(shí)，由于注水端為低滲透區(qū)域，油水井裂縫半徑比為1∶4時(shí)，增加裂縫半徑會(huì)導(dǎo)致其波及區(qū)域增大，使得最終累積產(chǎn)油率和采出率增大。此時(shí)得最優(yōu)壓裂參數(shù)為：油井壓裂裂縫半徑10 m，水井壓裂裂縫為40 m。