海洋低渗油田水平井压裂参数正交优化研究

郑 旭 文自娟 李 翔 吕栋梁 唐 海

1.中海石油(中国)有限公司曹妃甸作业公司， 天津 300452;

2.西南石油大学石油与天然气工程学院， 四川 成都 610500;

3.中海油田服务股份有限公司， 天津 300452

0 前言

B 油田是典型的海洋低渗透油田，主力含油层系具有中孔低渗—特低渗特征，孔隙度平均为13.0，渗透率平均为2.0 ×10-3μm2。低渗透油气藏储层物性差、天然能量不足，油气井自然产能低［1-3］，海上低渗透油田更需高速开发，因此常规直井难以达到理想的生产效果。水平井因可以提高低渗透油藏的采出程度而成为开发低渗透油藏的主要技术手段［4］。对水平井进行压裂后，裂缝作为油气流动的主要通道，其各项参数都会对增产效果产生影响。针对影响水平井增产效果的裂缝参数，高海红等人［5］利用电模拟实验理论进行了单因素研究;陈辉等人［4］在油藏概念模型的基础上，运用数值模拟方法进行了研究。影响水平井产能的因素之间相互关联与干扰，传统的单因素分析难以定量描述不同参数影响的主次顺序和显著程度［6］。正交优化实验设计［7-8］是研究多因素多水平的一种方法，通过直观分析法来确定最优实验参数组合，突出特点是以具有代表性的有限个方案反映大量方案中所包含的内在本质规律和矛盾主次［9］。基于此，笔者根据B 油田的地质和开发情况，利用正交实验方法和考虑了启动压力梯度［10-11］的Eclipse 机理模型对水平井压裂参数进行优化研究，得到压裂参数对产能影响的主次顺序和显著程度。

1 正交实验设计

1.1 实验参数及方案设计

影响水平井产能的因素主要有裂缝条数、裂缝长度、水平段长度以及裂缝间距等，国内外学者［12-13］对裂缝条数、水平段长度研究较多，对水平井筒与裂缝夹角以及裂缝间距等因素考虑较少，因此本次实验主要研究参数为裂缝条数、水平段长度、水平段纵向位置、裂缝长度。本次正交实验的水平段长度取值200 ～600 m;机理模型5层，其中1、3、5 层为储层，2、4 层为隔层;水平井位置分为3 类，分别穿过1、3、5 层;裂缝条数2 ～6 条;裂缝长度120 ～280 m。正交优化各因素及因素取值(水平)见表1。

表1 正交实验各因素的水平值表

根据表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设计［14］。本次实验共25 种实验方案，实验方案及各因素取值见表2。

表2 实验混合正交表

1.2 启动压力梯度的处理

由于Eclipse 数值模拟软件没有考虑启动压力梯度对开发效果的影响，数值模型中常用“门限压力”(THPRES)代替启动压力梯度，在Eclipse 数值模拟软件中将每个网格分为一个区并为其编号，将同一编号的网格区域作为一个平衡分区。模型中的门限压力值为启动压力梯度乘以网格的长度。例如启动压力梯度是0.03 MPa /m，模拟的网格大小是40 m，那么两个网格之间的“门限压力”即为1.2 MPa。部分网格的启动压力梯度值见表3。

表3 部分网格门限压力值

1.3 压裂裂缝的处理

在数值模拟中压裂裂缝的模拟常用的方法有非结构化网格加密法、局部井网加密法、等效导流能力法［15］。而局部网格加密法和非结构网格加密法均不能用门限压力来模拟启动压力，所以本次实验方案将裂缝处理成普通网格，选用等效导流能力法来模拟，将裂缝所在网格的X 方向长度设为1 m，Y 方向的长度不变，裂缝所在网格的渗透率根据等效渗流原理赋值为50 ×10-3μm2。部分实验方案的水平井裂缝分布示意图见图1 ～2。

图1 方案3 水平井裂缝分布示意图

图2 方案13 水平井裂缝分布示意图

2 正交实验结果分析

根据以上实验方案及数值模拟处理方法，完成25 个实验方案的机理模型建立。以单井年累计产油量为实验结果进行直观分析，单井年累计产油量结果见表4，实验方案直观分析见表5。

表4 不同方案对应的单井年累计产油量

表5 实验方案直观分析

R 值反映参数对实验指标影响大小，从表5 中的R值可以看出各参数的极差从大到小的顺序是:R(T)＞R(L)＞R(C)＞R(F)。裂缝条数极差最大，水平段长度极差其次，裂缝长度极差最小，说明裂缝条数是影响压裂水平井产能的主要因素。因此在进行水平井压裂时要特别考虑裂缝条数。在参数优选过程中，各水平中Ki最大的水平值为该组试验的优选参数，因此通过表5 中的Ki可以得到各个因素的最优水平值为:裂缝条数5 条、水平段长度600 m、水平段纵向位置为第3 层、裂缝长度为240 m。

就水平段长度而言由正交实验优化出的结果显示水平段越长，压裂水平井单井累计产油量越高，但考虑到海洋低渗油田的水平井钻井成本高，水平段长度的增加势必导致开发成本的增加，所以有必要对水平段长度进行单因素优化。因此在上述正交实验优化结果的基础上建立机理模型，水平段长度设置为200 ～700 m，对水平段长度进行单因素优化实验。单因素优化的单井年累计产油量见图3。

图3 不同水平段长度对应的单井年累计产油量柱状图

由图3 可知，随着水平段长度的增加，单井年累计产油量逐渐增加，但增加幅度有差别，具体表现为:

1)水平段长度从300 m 增加到400 m，年累计产量增加14 464.13 m3，增加幅度18.57。

2)水平段长度从400 m 增加到500 m，年累计产量增加3 086.17 m3，增加幅度3.33。

3)水平段长度从400 m 增加到700 m，年累计产量增加10 439.55 m3，增加幅度11.2。

综合考虑水平段长度增加对水平井的年累计产油量的增加贡献量以及投入成本，推荐水平段长度选择400 m。

通过正交实验和单因素分析综合分析，最终确定水平井压裂参数的最优选择为:裂缝条数5 条、水平段长度400 m、水平段纵向位置第3 层、裂缝长度240 m。

3 结论

1)采用正交实验设计方法分析了在海洋低渗油藏水平井压裂时，裂缝条数、裂缝长度、水平段纵向位置及水平段长度这4 个参数对增产效果的影响，规避了传统单因素定量分析的不足。

2)对正交实验设计选出的25 个方案的计算结果进行了极差分析，结果表明裂缝条数是影响压裂水平井产能的主要因素，因此在进行水平井压裂之前，尤其要对裂缝条数进行模拟研究。

3)通过正交实验和单因素分析确定出水平井压裂参数的最优选择为:裂缝条数5 条、水平段长度400 m、水平段纵向位置第3 层、裂缝长度240 m。

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