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1、第 33 卷 第 3 期 2011 年 5 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. Fracture Aciding Center, Langfang Branch, RIPED, Langfang 065007, China; 3. Xinjiang Oilfi eld Co., Karamay 834000, China; 4. Daqing Oilfi eld PetroChina, Daqing 163000, China) Abstract: Low porosity extra low permeability B6 block need be fracture
2、d before putting into production. This paper establishes a numerical simulation model when taking into consideration of the start-up pressure and permeability sensitivity to pressure in low permeability reservoir. Using the model, firstly fracture length and conductivity of every stage of horizontal
3、 wells and vertical wells are optimized, and then the integral fracturing cases are optimized using orthogonal experimental design and fuzzy recognition method. The optimization results show that the fracture length of stage near the heel and toe should be longer than that of stage in the middle of
4、the hor- izontal section. The integral fracturing cases are used to direct the fracturing treatment design, and the oil production of horizontal wells is 3.4 times as that of vertical wells, The model is reasonable through comparing the oil production between the model and real data. Key words: inte
5、gral fracturing optimization; horizontal well pattern; orthogonal experimental design; fuzzy recognition; start-up pressure; permeability sensitivity to pressure 基金项目：国家科技重大专项子课题“低渗、 特低渗油气储层高效改造技术” （编号： 2008ZX05013-004） 部分成果。 作者简介： 翁定为， 1981 年生。2003 年毕业于中国地质大学（武汉） 石油工程专业， 2006 年在中国石油勘探开发研究院取得硕士学位， 现
6、主要从事水力压裂技术研究与现场服务工作， 在读博士研究生。电话： 010-69213147。E-mail： wdw_great 。 州 6 试验区位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷 模范屯鼻状构造上， 主力油层为 FI4、 FI7层， 有效厚 度范围分别为 0.85.8 m 和 1.78.3 m， 平均岩心孔 隙度 11%， 空气渗透率平均 1.210-3 m2。根据岩 心及测井资料解释油层天然裂缝不发育， 最大水平 主应力方位为近东西向。试验区采用 300 m60 m 矩形井网直井与水平井联合开发、 线性注水方式布 井， 井排方向为东西向；共钻井 151 口井， 其中直井 142口， 水平井9口
7、。 该低孔特低渗区块需压裂完井， 因此必须进行整体压裂优化研究。 1 模型的建立与验证 水平井裂缝优化方面前人已做过大量研究1-4， 目前已可实现对各种复杂井网条件下的裂缝优化， 52石油钻采工艺 2011 年 5 月（第 33 卷） 第 3 期 因此研究的重点是如何在全面准确描述低渗油藏的 渗流特征的前提下进行裂缝优化。 1.1 建立 黑油模型适用于低渗透水平井的数值模拟， 采 用 ECLIPSE 油藏数值模拟软件（黑油模型） 来进行 水力裂缝优化， 模型控制方程见式（1） 。采用局部网 格加密和等连通系数法来划分油藏与裂缝系统的网 格， 按块中心五点格式建立 IMPES 方法求解方程。 +
8、 + x kkp xy kkp yz kk l l l rlrll l l l r l l l l ll = () p zt S （1） 式中， 下标 l 为 O（油）或 W（水） ； 为密度； k 为 渗透率； krl为地层内网格点上相对渗透率； 为流 体黏度； p 为压力； 为孔隙度； S 为地层中含油、 含 水饱和度。 大部分低渗透油田开发的特点是： （1） 产量下降 快； （2） 注水压力不断升高； （3） 注水效果差。原因主 要有 2 个方面：一是储层渗透率的应力敏感性；另 一个是启动压力梯度5。因此在建立模型时须考虑 以上 2 个因素的影响。 渗透率的应力敏感性可通过实验获得， 通
9、过模 拟真实地层环境下不同孔隙压力时的岩心渗透率， 并对实验数据进行处理， 可得到渗透率应力敏感曲 线， 得 出 渗 透 率 与 孔 隙 压 力 成 指 数 函 数 关 系 ke p =0 0168 3 457 . . （2） 式中，k为无量纲有效渗透率， 目前地层有效渗透率 与初始地层有效渗透率的比值， 0k1；p 为无量 纲孔隙压力， 目前地层孔隙压力与初始地层孔隙压 力的比值， 0 p 1。 在建立模拟模型时， 将公式（2）离散化， 如表 1 所示， 得到不同孔隙压力时的渗透率， 在软件中为传 导率因子。 表 1 模型中对渗透率应力敏感性的描述 孔隙压力 /MPa体积倍数传导率因子 20
10、.960.23 80.980.33 140.990.53 2011 301.027.76 对于启动压力的认识虽然目前仍存在许多争 议6,7， 但无可否认的是， 低渗透油田存在非达西流 动， 目前尚无公认的描述启动压力的模型和方法， 对 非达西流动最常用的描述方法仍是根据启动压力定 义， 改变油水井的压差模拟储层的驱动压力改变的 过程。具体到本模型， 首先根据实验得到启动压力 梯度 0.0472 MPa/m， 然后根据实验结果和水力缝长 的变化， 相应增加不同的油井井底流压， 如表2所示。 表 2 模型中对启动压力梯度的描述 参数数值 半缝长 /m 020406080100 120 140 16
11、0 180 井底流压 /MPa 11.4 10.5 9.68.77.87.06.35.65.25.0 储层和流体的基本参数如表 3 所示。 表 3 储层和流体基本参数表 参数数值 地面油密度 /g cm-30.869 气体比重0.75 地面水密度 /g cm-31 在基准压力下水的地层体积系数1.05 水的黏度 /mPa s0.5 水的压缩系数 /MPa-1410-4 岩石的压缩系数 /MPa-1610-4 指定深度上的初始油藏压力 /MPa20 给定原始油藏压力的深度 /m1850 油水界面深度 /m2000 初始泡点压力 /MPa5.13 孔隙度 /%11 有效渗透率 /10-3 m20.
12、63 再根据各井组井网布置与地应力相对应关系便 可建立各井组的模拟模型。 1.2 验证 以州扶 73-49 井组为例， 从储量和产量 2 个方 面对模型的合理性进行检验。 （1） 储量检验。按实际资料得到模型应有的地质 储量 1.6632104 t， 而建立的模型地质储量为 1.8472 104 m3， 即 1.6045104 t， 实际与预计的相对误差 为 3.7%， 该数值在误差范围之内。 （2） 产量检验。 根据相邻州 201 区块 9 口井的产量数据， 得 到一年累积产量与有效厚度的关系为： Q=91.869 h， 相关系数 0.829。 以州扶 73-49 井组为例， 根据此产量与厚
13、度 相关关系式计算得到州扶 73-49 井 1 年累积产量应 为 514 t；而按本模型计算水力裂缝长度为 75105 m 53翁定为等：州 6 水平井试验区整体压裂研究 时， 压后 1 年累积产量为 487539 t， 两者相吻合。 2 裂缝参数单因素变化分析 以州扶 74- 平 51 井组为例， 首先进行裂缝参数 的单因素优化。图 1 所示是该井组的井位及水平井 段相对位置图， 水平井受周围 6 口垂直注水井影响， 黑色粗线是断层控制的边界， 根据水平井与直井的 相对位置， 确定水平井需要分段改造的位置如红色 粗线所示。图 2 是根据图 1 中对井位、 边界和水平 井裂缝的分析建立的三维模
14、型图， 考虑断层为封闭 断层， 对断层外的网格进行了“赋 0” 处理。 图 1 州扶 74- 平 51 水平井井组示意图 图 2 州扶 74- 平 51 水平井井组三维模型 在对水平井井组进行整体压裂优化之前， 需要 先确定直井井组的最优水力裂缝参数。因为直井的 区块整体压裂优化工作相对较为成熟， 在此不再赘 述。根据直井井组的整体压裂优化工作， 确定直井注 水井的水力裂缝优化结果为裂缝半缝长 80 m 左右， 裂缝导流能力 25 m2 cm。在此基础上进行水平井 的水力裂缝优化工作。如图 3 所示， 分别考察各水 平井段半缝长为 20 m、 40 m、 60 m、 80 m、 100 m、
15、120 m、 140 m、 160 m 和 180 m 时水平井的日产油和累积 产油。可以看出， 当缝长从 20 m 增加到 140 m， 随着 缝长的增加累积产油量增加较为明显， 而当缝长超 过了 140 m 之后， 半缝长再增加， 产量增加不明显， 因此确定水平井各段水力裂缝缝长为 140 m 左右。 同理， 考察裂缝导流能力对水平井产油量的 影响。当裂缝导流能力从 10 m2 cm 增加到 30 m2 cm 时， 累积产油量随缝长的增加而增加明显， 图 3 州扶 74- 平 51 水平井水力裂缝缝长优化 当裂缝导流能力超过 30 m2 cm 之后， 随裂缝导流 的增加累积产油量增加不明显
16、， 因此确定水平井的 裂缝导流能力为 25 m2 cm 左右。 3 井组综合评价和决策分析 通过单因素优化， 可以初步确定水平井井组的水 力裂缝参数范围， 如表 4 所示。但根据前人研究8， 由于水平井分段压裂时， 各段的位置不同导致其渗流 形态也不尽相同， 因而最优的水力裂缝参数也不尽相 同， 因此需在单因素优化的基础上进行整体优化。 表 4 州扶 74- 平 51 井组整体压裂优化各参数取值范围 参数数值 油井导流能力 /m2 cm2535 第 1 条缝长（靠近 b 点）/m120160 第 2 条缝长 /m120160 第 3 条缝长（靠近 a 点）/m120160 水井导流能力 /m2 cm2030 水井半缝长 /m60100 若对表 4
