低渗透油藏压裂水平井设计技术

［收稿日期］20090120［基金项目］国家科技重大专项课题(2008ZX05022)。［作者简介］牛祥玉(1974),男，1996年大学毕业，工程师，现主要从事油藏工程研究工作。低渗透油藏压裂水平井地质优化设计技术牛祥玉(胜利油田有限公司地质科学研究院，山东东营257015)［摘要］压裂水平井技术是开发低渗透油藏的优势技术，地质设计是压裂水平井成功的基础。通过数值模拟和油藏工程方法，对水平井与地层应力方向的配置、裂缝间距、裂缝长度和裂缝导流能力进行了优化。结果表明，压裂水平井应垂直于地层最大主应力，合理的裂缝间距为极限控油半径的2彳§,无因次裂缝长度为05~06,不同的储层渗透率具有与之匹配的最佳裂缝导流能力。现场应用压裂水平井6口，日产油均在在10t以上，为相邻直井的2倍以上。［关键词］低渗透油藏；压裂水平井；优化设计；裂缝间距；裂缝导流能力［中图分类号］TE348;TE3572［文献标识码］A［文章编号］1000-9752(2009)02-0120-03胜利油田是国内应用水平井最早、技术发展最快的油田之一，水平井广泛应用在底水油藏、屋脊断块油藏、稠油油藏、地层不整合油藏、整装油藏等多种类型油藏中，已经形成成熟的地质设计配套技术［1］。在低渗透油藏中应用水平井也进行了一些有益的探索，但由于胜利油田低渗透油藏天然裂缝不发育，水平井钻遇裂缝的机会少，常规水平井产能递减快，采出程度普遍较低，经济有效动用难度较大，总体开发效果不理想。近年来在低渗透油藏水平井压裂工艺技术上已取得了突破性的进展，在加拿大、美国部分油田已形成了规模应用，国内大庆、辽河、吉林等油田也取得了较好的应用效果。胜利油田针对低渗透多层油藏砂体个数多、油层薄、储量丰度低的特点，采用分段压裂水平井技术，在水平段上产生垂直裂缝，将不同深度的不同产层连接起来［2］,有效提高了水平井控制储量和产能，同时形成了压裂水平井地质优化设计技术。1区块适应性筛选同时还要立足于目标区，全在低渗透油藏中设计水平井必须符合一定的油藏地质条件同时还要立足于目标区，全在压裂选井面评价应用水平井开发的经济技术指标是否优于直井在同期内的经济技术指标。在压裂选井中，应重点考虑两个方面的问题，一是油层的可采储量，它是压裂后提高产量的物质基础；二是地层的能量，它是影响压裂成败及有效期的关键。通过调研国内外低渗透油藏水平井开发技术现状，结合胜利油田常规低渗透油藏水平井筛选条件，制定了压裂水平井的油藏地质筛选条件：①水平段所在目的层单层含油砂岩厚度一般要求大于4m,保证水平段轨迹具有一定的摆动余地；②储层的渗透率大于1X103um2；③油层压力应在原始地层压力的0.5倍以上，保证储层具有一定的驱替能量；④直井具有产能或压裂后可正常生产；⑤目标区具有一定的经济可采储量（大于1X10t可作为参考值）。2压裂水平井数值模拟技术21压裂裂缝描述技术1）网格系统戈U分技术压裂后裂缝渗透率远大于地层渗透率，但裂缝宽度一般只有0.002~0005m。如果将实际裂缝宽度作为网格尺寸，为了保证计算的收敛性和稳定性，必然会增加总的网格数和时间步长数，也就增加了计算机内存占有量和计算时间。为此采用了不等距油藏裂缝系统网格划分技术，即在裂缝区域采用细网格，基质区域逐渐增大网格尺寸。2）压裂裂缝处理技术采用等连通系数法对裂缝网格参数进行处理。等连通系数法就是保持裂缝的连通系数固定不变，通过增加裂缝宽度和降低渗透率达到求解的目的［3］。裂缝渗透率和裂缝宽度的乘积定义为裂缝的导流能力，对于垂直裂缝有：kfWf=kfex（其中，kf为裂缝渗透率,10-3m2；wf为裂缝宽度，m；kfe为裂缝等效渗透率，103m2；x为含有裂缝的网格宽度，m）。只要保持裂缝的导流能力不变，通过增加裂缝宽度和降低裂缝渗透率，即可以克服因裂缝宽度过窄、裂缝渗透率远大于地层渗透率所造成的压裂后水平井生产动态数值模拟的困难。由于各种因素的影响，实际压裂生产后，填砂裂缝的导流能力是不断下降的，在水平井压裂后生产动态模拟计算中应考虑到此现象。俞绍诚［4］进行了实验研究并得出了导流能力随时间变化的表达式：frcd=frcd01-（1+lgt）（其中，frcd为裂缝导流能力，m2Cm；frcd01为1=01d时的裂缝导流能力，m2cm;t为时间，d;为系数，在不同类型的支撑剂和实验条件下，其值不同）。何艳青［5］等则应用该表达式计算了垂直井压裂后的生产动态，认为随时间不断递减的支撑裂缝导流能力下的产量要低于导流能力不随时间变化情况所对应的产量，这种递减实际上存在于任何压裂井中。22水平井描述技术1）水平井多段流描述技术该技术将井筒离散成多个段,每段由节点和流动路径所组成，各段有独立的节点深度、压力、流速、段长度、面积、体积、粗糙度和直径等属性参数，反映水平井段不同位置采油指数和产量不同的现象。采用流入动态方程描述流体由网格流入井筒节点的动态，而井筒各节点之间流动压力的描述则根据流动状态采用均匀流动模型、漂流滑脱模型或VFP表计算压BI等方法［6］。2）水平井井筒能量损失描述技术水平井井筒能量损失主要包括摩擦损失、加速度损失和水静力学损失，在数值模拟中必须反映这3项能量损失，才能切实反映水平井产量与井筒长度的关系。摩擦损失、加速度损失采用摩阻压降公式、加速度损失压降公式计算，水静力学损失主要由网格块中心高度、井筒与网格块连接点高度和井筒节点高度三者之差来确定［6］。水平井与应力方向的配置优化水平井平行于地层最大主应力方向时，压裂后产生纵向单裂缝，可以将径向流动改善为两个线性流动，但不能大幅度增加水平井的控制储量。水平井垂直于地层最大主应力方向时，通过分段压裂可以产生多条横向裂缝，在大大改善流动状态的同时，还可以大幅度增加控制储量，也就是达到利用一口水平井彳t替多口垂直井的目的，从而增加开采效益。如胜利油田第一口压裂水平井高89平1井，设计水平段长550m,3条横向裂缝控制储量17.110t,为纵向单裂缝控制储量的1.7倍，数值模拟预测开发效果也明显较好（表1）。分段压裂参数优化研究41裂缝间距优化合理的裂缝间距应综合考虑储量动用程度和保证水平井具有较高的产能。裂缝间距过大会造成裂缝间储量的损失；间距过小，裂缝之间存在相互干扰现象［7］。Soliman研究［8］认为,在压裂后油井投产初期，裂缝数目越多，油井的日产量越大，但随着生产时间的延续，不同KhKh与沿井筒方向的渗透率Kv之比小于1时，产能高的最佳裂缝条数应为3〜5条。通过低渗透油藏油井极限控油半径公式[9]:r极限=3226P(k/)05992(其中，r极限为极限泄油半径，m;P为油井生产压差，MPa;k为有效渗透率，103m2;为流体粘度，mPas),计算出裂缝的极限控油半径，裂缝间距取极限控油半径的2倍，可以达到提高储量动用程度和防止裂缝间干扰的目的。如高89平1井裂缝极限控油半径为95m,则裂缝间距为190m。现场操作中还应考虑水平井的固井质量和水平井段钻遇油层情况。42人工裂缝长度优化裂缝长度是影响压裂水平井生产动态的一个重要因素。对于低渗透油藏，裂缝越长产量越高，但增加幅度逐渐减小，而随裂缝长度增加，其施工难度和投资都随之增加，长度的最佳值应综合考虑，对特定的地层存在一个最佳值[7]。将裂缝长度与裂缝间距的比值定义为无因次裂缝长度，在考虑产能、施工难度和经济效益的条件下，根据胜利油田4口井的优化结果，可以将0.5〜0.6作为合理的无因次裂缝长度参考值。43裂缝导流能力优化裂缝导流能力对压裂水平井产能影响较大，当储层渗透率、裂缝条数和裂缝长度确定时，存在一个最佳的裂缝导流能力值。研究表明，随裂缝导流能力的提高，水平井产能增加，但增加幅度逐渐变缓，最佳的裂缝导流能力与油藏的基质渗透率相关，如基质渗透率为1103m2时，最佳的裂缝导流能力为20m2cm;基质渗透率为20103m2时，最佳的裂缝导流能力为75m2cm。通过对不同基质渗透率条件下的最佳裂缝导流能力研究，基本确定了不同基质渗透率对应的最佳匹配裂缝导流能力，结果见表2。5应用实例高891块为薄互层特低渗透滩坝砂油藏，储层渗透率仅为55103m2。高89平1井实钻水平段长496m,2007年7月分3段压裂投产，峰值日产油18t,稳定日产油14t,是相邻直井的2倍。截至到2009年2月，胜利油田共在5个区块实施压裂水平井6口，日产油均在10t以上，生产稳定，取得了良好的开发效果。1)水平井应垂直于最大主应力方向，压裂后产生横向裂缝，有利于提高储量控制程度和产能。2)合理的裂缝间距为裂缝极限控油半径的2倍，防止裂缝间的相互干扰。3)考虑产能、施工难度和经济效益,合理的无因次裂缝长度为0.5~0.6。4)最佳裂缝导流能力与储层渗透率有关。[参考文献][1]刘显太胜利油区水平井开发技术[J]油气地质与采收率,2002,9(4):45~47[2]万仁溥水平井开采技术[M]北京：石油工业出版社，1995[3]刘慧卿油藏数值模拟方法专题[M]东营：石油大学出版社，2001[4]俞绍诚陶粒支撑剂和兰州压裂砂长期裂缝导流能力评价[J]石油钻采工艺,1987,9(3):23-27[5]何艳青，王鸿勋用数值模拟方法预测压裂井的生产动态[J]石油大学学报(自然科学版),1990,14(5):16~25[6]汪勇水平井数值模拟