水平井分段多簇壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化研究

水平井分段多簇壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化研究

低滲透油藏的開(kāi)發(fā)應(yīng)經(jīng)過(guò)一定的儲(chǔ)層體積改造。廣義的儲(chǔ)層體積改造包括提高縱向剖面動(dòng)用程度的分層壓裂和提高儲(chǔ)層滲流能力及增大儲(chǔ)層泄油面積的水平井分段壓裂。儲(chǔ)層體積改造能夠有效地改善油藏的滲流環(huán)境,提高油藏的動(dòng)用程度和單井產(chǎn)能。目前,鄂爾多斯盆地低滲透、特低滲透、超低滲透油氣藏和致密油氣藏主要采用壓裂直井和壓裂水平井進(jìn)行開(kāi)發(fā),筆者以長(zhǎng)8超低滲透油藏黃平34-22分段多簇壓裂水平井井組為研究對(duì)象,介紹了超低滲透油藏水平井分段多簇壓裂裂縫參數(shù)與分段射孔參數(shù)優(yōu)化的原則和方法,通過(guò)建立井組數(shù)值機(jī)理模型,詳細(xì)研究了儲(chǔ)層應(yīng)力敏感、裂縫半長(zhǎng)、裂縫導(dǎo)流能力、改造區(qū)與非改造區(qū)滲透率和采油速度對(duì)分段多簇壓裂水平井產(chǎn)能的影響,并分析了其滲流規(guī)律。1優(yōu)化裂縫參數(shù)，建立數(shù)值模型1.1層段設(shè)計(jì)優(yōu)化段方案鄂爾多斯盆地長(zhǎng)8超低滲透油藏巖性為砂巖,裂縫較發(fā)育,采用直井注水、水平井采油、水平段垂直于裂縫方向的五點(diǎn)井網(wǎng)形式,井距為600m,排距為200m。采用油藏?cái)?shù)值模擬方法,以油藏改造體積為依據(jù)對(duì)裂縫參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。根據(jù)目標(biāo)井組的前期礦場(chǎng)試驗(yàn)及井下微地震測(cè)試結(jié)果,優(yōu)化的段間距為30~50m;從形成復(fù)雜裂縫出發(fā),單段設(shè)計(jì)壓裂4簇;紡錘形中間裂縫半長(zhǎng)為280m,紡錘形兩端裂縫由于距離注水井連線較近,優(yōu)化的裂縫半長(zhǎng)為160m。根據(jù)水平段的物性及分布、與注水井的距離、油藏模擬結(jié)果及地應(yīng)力分布狀態(tài)等,優(yōu)選了分段方案和射孔位置。優(yōu)選原則為:(1)各段的射孔簇應(yīng)處于其最小主應(yīng)力位置,便于裂縫的開(kāi)啟和延伸;(2)各段的射孔簇應(yīng)處于物性相對(duì)較好的位置;(3)避開(kāi)固井質(zhì)量差的層段和套管節(jié)箍處;(4)考慮注水井的布井位置,使得注水效果最優(yōu),避免出現(xiàn)水淹;(5)考慮經(jīng)濟(jì)效益,裂縫段數(shù)和工藝參數(shù)優(yōu)化以凈現(xiàn)值最大化為目標(biāo);(6)初步將整個(gè)水平段分為5段,每段4個(gè)射孔簇,簇間距為15.4~28.4m。各段采用油管傳輸火力射孔,射孔相位角為90°。1.2相關(guān)系數(shù)確定根據(jù)研究區(qū)儲(chǔ)層和流體物性,結(jié)合優(yōu)化的裂縫參數(shù)和分段射孔參數(shù),建立了黃平34-22井組數(shù)值機(jī)理模型。模型維數(shù)為60×96×8,網(wǎng)格步長(zhǎng)為10m×10m×5m。模型中部有1口水平井,水平井段長(zhǎng)度為600m,壓裂段數(shù)為5段,從指端到根端依次編號(hào)1—5,每段裂縫簇?cái)?shù)為4,段1和段5裂縫半長(zhǎng)均為160m,段2、段3和段4裂縫半長(zhǎng)均為280m,模型四周有4口直井,為注水井。模型油藏和流體參數(shù)包括:油藏溫度為74℃,油藏深度為2500m,儲(chǔ)層有效厚度為10m,孔隙度為7.31%,滲透率為0.32×10-3μm2,縱向與橫向滲透率比值為0.1,初始含油飽和度為54.1%,原始油藏壓力為21.8MPa,飽和壓力為5.6MPa,原始?xì)庥捅葹?7.8m3/m3,地層原油體積系數(shù)為1.1372,地面原油密度為841.4kg/m3,地層原油密度為775.1kg/m3,地層原油粘度為1.64mPa·s。2分段多簇壓裂水平井井底流壓井底流壓井底流壓井底流壓模型注采制度為:注水速率為5m3/d,生產(chǎn)井采用定井底流壓生產(chǎn),為保證原油井底不脫氣,井底流壓定為6MPa,模擬時(shí)間為10a,以累積產(chǎn)油量為對(duì)比指標(biāo),分析了分段多簇壓裂水平井的產(chǎn)能影響因素。2.1應(yīng)力敏感影響產(chǎn)能的影響低滲透油藏一般都存在應(yīng)力敏感。從考慮應(yīng)力敏感和未考慮應(yīng)力敏感的模擬結(jié)果(圖1)可以看出:對(duì)于彈性開(kāi)發(fā),考慮應(yīng)力敏感時(shí)的累積產(chǎn)油量明顯低于未考慮時(shí)的累積產(chǎn)油量,說(shuō)明應(yīng)力敏感對(duì)生產(chǎn)井產(chǎn)能影響較大且為不利因素;對(duì)于注水開(kāi)發(fā),考慮應(yīng)力敏感時(shí)的累積產(chǎn)油量略低于未考慮時(shí)的累積產(chǎn)油量,應(yīng)力敏感對(duì)注水開(kāi)發(fā)時(shí)產(chǎn)能的影響小于彈性開(kāi)發(fā)時(shí)。這是因?yàn)?隨著彈性開(kāi)發(fā)的進(jìn)行,地層壓力降低,導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率和孔隙度降低,孔隙度的降低會(huì)使部分原油由于儲(chǔ)集空間減小而被采出,滲透率的降低則不利于原油的采出,由于滲透率的應(yīng)力敏感效應(yīng)占主導(dǎo)作用,從而造成了考慮應(yīng)力敏感時(shí)累積產(chǎn)油量的降低;而對(duì)于注水開(kāi)發(fā),儲(chǔ)層能量由于注水得到了及時(shí)補(bǔ)給,地層壓力的降幅較小,因此應(yīng)力敏感的影響相對(duì)減小。2.2水平段外接射面微裂縫改造區(qū)裂縫半長(zhǎng)是影響常規(guī)壓裂井產(chǎn)能的主要因素,但對(duì)于水平井分段多簇壓裂,裂縫半長(zhǎng)的影響還需進(jìn)一步研究。水平井實(shí)施大型分段多簇壓裂后,會(huì)在水平段周?chē)欢ǚ秶鷥?nèi)形成改造區(qū),改造區(qū)由主導(dǎo)流裂縫和微裂縫網(wǎng)絡(luò)組成。3個(gè)不同主導(dǎo)流裂縫半長(zhǎng)方案(表1)下的模擬結(jié)果(圖2)表明:對(duì)于彈性開(kāi)發(fā),隨著主導(dǎo)流裂縫半長(zhǎng)的增加,累積產(chǎn)油量均勻增加且增幅較大;對(duì)于注水開(kāi)發(fā),主導(dǎo)流裂縫半長(zhǎng)對(duì)累積產(chǎn)油量的影響較小。因此,在進(jìn)行壓裂時(shí),不能簡(jiǎn)單地追求裂縫的長(zhǎng)度,還應(yīng)綜合考慮壓裂施工的難度和成本,確定出合理的裂縫長(zhǎng)度。2.3裂縫回流能力裂縫導(dǎo)流能力也是分段多簇壓裂水平井需要考慮的一個(gè)重要因素。分析不同裂縫導(dǎo)流能力下的累積產(chǎn)油量(圖3)發(fā)現(xiàn):彈性開(kāi)發(fā)時(shí),當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力由50×10-3μm2·m增至100×10-3μm2·m時(shí),裂縫導(dǎo)流能力增加了2倍,相對(duì)應(yīng)的累積產(chǎn)油量增幅為4.43%,當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力由100×10-3μm2·m增至250×10-3μm2·m時(shí),裂縫導(dǎo)流能力增加了2.5倍,而相對(duì)應(yīng)的累積產(chǎn)油量增幅僅為2.66%,說(shuō)明對(duì)于彈性開(kāi)發(fā),隨著裂縫導(dǎo)流能力的增大,累積產(chǎn)油量有所增大,但隨著裂縫導(dǎo)流能力的進(jìn)一步增大,累積產(chǎn)油量增幅變小;對(duì)于注水開(kāi)發(fā),裂縫導(dǎo)流能力對(duì)累積產(chǎn)油量幾乎沒(méi)有影響。由此可知,對(duì)于彈性開(kāi)發(fā),裂縫導(dǎo)流能力對(duì)分段多簇壓裂水平井的影響存在拐點(diǎn),拐點(diǎn)之前,隨著裂縫導(dǎo)流能力的增加,累積產(chǎn)油量增幅較大;拐點(diǎn)之后,增幅很小。2.4彈性開(kāi)發(fā)模型的模擬水平井分段多簇壓裂不同于常規(guī)兩翼縫壓裂,其在水平井周?chē)粌H會(huì)生成常規(guī)的兩翼對(duì)稱縫,還開(kāi)啟和溝通了天然微裂縫,形成帶有主導(dǎo)流裂縫的裂縫網(wǎng)絡(luò)。為了研究改造區(qū)滲透率和非改造區(qū)滲透率對(duì)水平井產(chǎn)能的影響,設(shè)計(jì)了改造區(qū)和非改造區(qū)滲透率分別為0.32×10-3和0.32×10-3μm2(方案Ⅳ),3.2×10-3和0.32×10-3μm2(方案Ⅴ),3.2×10-3和3.2×10-3μm2(方案Ⅵ)3種方案進(jìn)行模擬研究。由3種方案的模擬結(jié)果(圖4)可見(jiàn):對(duì)于彈性開(kāi)發(fā),在非改造區(qū)滲透率一定的情況下,增大改造區(qū)滲透率,在一定程度上可有效提高累積產(chǎn)油量,在改造區(qū)滲透率一定的情況下,增大非改造區(qū)的滲透率,可大幅提高累積產(chǎn)油量;對(duì)于注水開(kāi)發(fā),改造區(qū)和非改造區(qū)滲透率對(duì)累積產(chǎn)油量的影響與彈性開(kāi)發(fā)時(shí)規(guī)律一致。這是因?yàn)?改造區(qū)經(jīng)過(guò)壓裂改造,滲透率有了大幅度提高,使該區(qū)域原油得以有效動(dòng)用,進(jìn)一步提高改造區(qū)滲流能力,原油動(dòng)用程度增幅變小;在改造區(qū)滲透率一定的情況下,增大非改造區(qū)的滲透率,使得非改造區(qū)的原油動(dòng)用程度大幅提高,因此累積產(chǎn)油量也大幅提高。該模擬結(jié)果與Cipolla和Mirzaei等研究非常規(guī)氣藏時(shí)得出的結(jié)果一致,即增大無(wú)支撐劑支撐裂縫的滲透率和傳導(dǎo)率是提高產(chǎn)氣量的關(guān)鍵。因此,建議對(duì)同一井組的注采井均進(jìn)行水力壓裂,使各井周?chē)纬蓧毫芽p網(wǎng),最好的效果就是使這些壓裂縫網(wǎng)能夠有效地連通起來(lái)。2.5不同投資速度下的模型模擬結(jié)果采油速度不僅關(guān)系著投資成本的回收周期,而且還對(duì)地層壓力保持程度和儲(chǔ)層傷害等產(chǎn)生影響。不同采油速度下的模擬結(jié)果(圖5)表明:對(duì)于彈性開(kāi)發(fā),當(dāng)采油速度超過(guò)15m3/d時(shí),累積產(chǎn)油量增幅較小;對(duì)于注水開(kāi)發(fā),當(dāng)采油速度超過(guò)20m3/d時(shí),累積產(chǎn)油量增幅較小。因此分段多簇壓裂水平井開(kāi)采超低滲透油藏時(shí)需要確定合理的采油速度。3井內(nèi)滲流的階段假設(shè)分段多簇壓裂水平井的產(chǎn)油量為20m3/d,定產(chǎn)生產(chǎn)30d,獲得井底流壓隨時(shí)間變化的數(shù)據(jù),從而繪制無(wú)因次壓力和壓力導(dǎo)數(shù)曲線。從圖6可以看出,分段多簇壓裂水平井的滲流可以分為5個(gè)階段:第1階段為井筒儲(chǔ)集影響階段,壓力和壓力導(dǎo)數(shù)曲線重合,都是斜率均為1的直線;第2階段為初始擬徑向流動(dòng)階段,也可稱為垂直徑向流階段,壓力導(dǎo)數(shù)曲線呈水平直線段;第3階段為裂縫線性流階段,壓力導(dǎo)數(shù)曲線呈1/2斜率的直線段;第4階段為系統(tǒng)橢圓流階段,壓力導(dǎo)數(shù)曲線呈1/4斜率的直線段;第5階段為邊界影響流階段,由于為封閉邊界,所以壓力和壓力導(dǎo)數(shù)曲線均上翹。4分段多簇壓裂水平井超低滲透油藏普遍存在應(yīng)力敏感,無(wú)論是彈性開(kāi)發(fā),還是注水開(kāi)發(fā),其對(duì)分段多簇壓裂水平井產(chǎn)能的影響都是不利的,注水開(kāi)發(fā)時(shí)其影響相對(duì)較小。因此,對(duì)于存在應(yīng)力敏感的超低滲透油藏,應(yīng)保持地層壓力進(jìn)行開(kāi)發(fā)。分段多簇壓裂水平井產(chǎn)能隨著改造區(qū)主裂縫長(zhǎng)度和導(dǎo)流能力的增大而增大,但導(dǎo)流能力的影響存在拐點(diǎn),拐點(diǎn)前影響較大,拐點(diǎn)后影響較小;分段多簇壓裂水平井針對(duì)不同的開(kāi)發(fā)方式要合理優(yōu)化出