超低渗透油藏M区块多段压裂水平井产能影响因素研究

程子岳

摘      要： 根据超低渗透油藏 M区块的地质条件和物性， 应用非线性渗流模型，结合实际情况分析对比超低渗透油藏 M区块不同含水率和不同种类井的流入动态曲线，并研究了不同裂缝和不同井距的流入动态曲线，确定了决定水平井产油能力的因素。 研究结果表明：油水相对渗透率试验结果表明，M区块储层具有启动压力梯度，动水饱和度低，油水互相渗透共同区域较小。超低渗透油藏 M区块含水率、井网类型、裂缝数量和井距对产油能力影响较大。其中，含水率为10%、中心压裂水平井采用矩形井网、裂缝数为5和井距80 m的条件下超低渗透油藏 M区块产能最优。

关  键  词：超低渗透油藏;多段压裂水平井;产能影响因素;流入動态曲线

中图分类号：TE 357       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）08-1771-04

Abstract： According to the geological conditions and physical properties of M block in the ultra-low permeability reservoir， the nonlinear seepage model was used for numerical simulation， and the inflow dynamic curves of different water cuts and different types of wells in the M block of the ultra-low permeability reservoir were compared with the actual situation. The inflow dynamic curves of different cracks and different well spacings were studied， and the factors affecting the oil production capacity of horizontal wells were determined. The results showed that the M block had a starting pressure gradient， low dynamic water saturation， and the common area of oil-water two-phase infiltration was small. Moisture content， well pattern type， fracture amount and well spacing in the M block of ultra-low permeability reservoir had a greater impact on oil production capacity. When the water content was 10%， the central fracturing horizontal well adopted the rectangular well pattern， the crack amount was 5 and the well spacing was 80 m，the M block of ultra-low permeability reservoir obtained the best oil production capacity.

Key words： Ultra low permeability reservoir; Multi-stage fracturing horizontal well; Productivity influencing factor; Inflow dynamic curve

由于M区块的渗流情况特殊，超低渗透率，孔喉狭窄，可以使油气水通过的通道非常细窄， 渗透阻力非常大，液固界面与液液界面的相互作用力显著[1，2]; 同时，上覆有效应力对低渗多孔介质的物性参数影响较大，导致渗流规律产生某种变化而偏离达西定律，出现低速非线性渗流现象[3-6]。目前，压裂水平井技术的发展主要作用于为超低渗透的油藏。然而，由于压裂后水平井的情况复杂，其生产率受到裂缝数，裂缝渗透率和裂缝间距等诸多要素的影响[7-10]。 这些因素对超低渗透油藏压裂水平井产量预测的准确性，水平井压裂设计的优化和水平井压裂效果的评价都有影响。因此，研究影响超低渗透油藏产油能力的因素非常有关键性意义。

1  在超低渗透油藏非线性渗流模型

在实际油田开发过程中，地层中流体情况很复杂，由于受注水开发、边底水等因素的影响， 油藏中大部分地方以及开发过程中大部分时间都处于油水共存状态;当地层底部流动压力低于泡点压力时，原油将脱气，甚至油、气和水共同渗透也会发生。 单相渗流只是存在于地层中的部分地区或是某一阶段。 在注水保持地层能量的情况下，水驱油过程中由于油水密度及黏度等性质的差异，必然引起水的指进以及渗流阻力的改变， 从而引起油水共渗的变化，影响油井的产量以及地层压力的分布。

在低渗、超低渗的地层中，各种力相互关系的变化导致了油、气、水三相渗流特征产生较大的差别。在数值模拟过程应充分思量这些要素对渗流的影响。

1.1  基本假设条件

假设有一个超低渗透储层，储层岩石具有非均质性和各向异性，储层岩石考虑为变形介质并且介质变形不影响流体的相渗; 储层中流体流动是等温渗流;在考虑起始梯度压力后，油藏只有三相油、气和水，油和水相遵循非达西定律;烃成分仅含有油和气的两种成分，油成分完全留存于油相中，气体成分既可以是游离气体，也可以留在于水和油相中。 气体的溶解和逸出是霎时实现的; 油藏流体弱可压缩; 考虑渗透过程中重力和毛细力的影响。

1.3  求解方法

超低渗透油藏采用的数学模型基本方程是一组非线性偏微分方程。 以及模拟边界的不规则性，一般不可能用解析的方法求解。只有使用某种数学方法，微分方程才能转变为代数方程，并通过数值解求解。最广泛使用的方式之一是有限差分方式。本研究选用IMPES（Implicit Pressure Explicit Saturation）方法对方程组进行线性化处理。与传统的黑油模型的不同之处在于压力梯度和压力差值校正系数相乘（该值的区间为[0，1]）。在差分离散化方式的油水方程中包括非线性渗流校正因数。这使得关系式中系数矩阵的更可靠更恒定，??并且将其中一些方式，例如流度上游值和黑油模型中的完全隐含方式运用在当中。

2  多段压裂水平井产能影响因素

2.1  计算参数选取

本论文针对大庆油田 M区块进行计算，目前大庆油田 M区塊油井单井日产量小，甚至不经压裂就无天然产能， 生产形势稳定，产量下降较快，看水后含水量急剧上升，液体产量指标和产油指数迅速下降; 另外，由于较高水井注水压力，难以填充油藏能量，油井见效不明显，导致地层中难以建立有效的驱替压力系统，采收率和采油速度都比较低。 M区块基本参数： 地层原油密度0.812 g/cm3，地层原油粘度6.4 mPa·s，饱和压力5.13 MPa，体积系数1.1，原始气油比18.7 m3/ t。 M油层平均地面原油密度0.868 6 t/m3，原油粘度46.3 mPa·s，凝固点35.0 ℃，含胶量15.8%，含蜡量25.9%。具体地层等缝参数见表1。

本研究中的油水相对渗透率数据如图1所示。从相渗透曲线试验成效来看，M区块有分别不低于40%和不低于25%的束缚水和残油饱和度。图中也能够看出相对渗透率增大非常缓慢的是水，降低十分迅速的是油。 因此随着开发时间的不断推进，产液量提升很难达到，为保持油田稳产靠二提高产液量的困难也十分大。油水相对渗透率共同占据的面积非常有限，驱油得能力始终不高于40%。试验结果表明，M区块油层存在起始启动压力梯度，极低动水饱和度，油水相对渗透率共同领域较窄。

2.2  不同含水率条件下裂缝水平井IPR曲线

图3展现了中心压裂水平井含水率不同时的IPR曲线，渗透率为0.1 mD。 分析可得对于直井注，中心水平井采的井网，随着井底流压的降低，油井产量呈现先增大后减小的形状。这是因为随着地层底部井内流动压力的降低，一方面，生产压力差增大，促进了产量的增加; 另一方面，由于介质的变形，地层渗透性降低，这阻碍了生产的增加。 当井底流动压力高时，生产压力差在促进生产中起主要作用，因此产量随着流动压力的降低而增加; 当井底流压超过临界值后，介质变形对产量的阻碍作用起主要作用，使产量随流压的降低而降低。 当局部层的渗透率相同时，含水量越低，产油量越高，与不同含水量的最大产油量相对应的最大底部油压相同。同时，介质变形的影响与地层渗透率有关，与地层流体类型不相关。

2.3  不同渗透率条件下裂缝水平井IPR曲线

图4为中心压裂水平井采矩形井网不同渗透率下含水率30%的IPR曲线。从图中可以看出，在含水量相同和地层渗透率有差异的条件下，最大产油量相对的最大底油压力也有差异， 渗透率越高，临界井底流压越小，说明介质变形对低渗透地层的影响要比对高渗透地层的影响大。

2.4  不同井网条件下裂缝水平井IPR曲线

图5为不同注采井网条件下地层渗透率0.1 mD下含水率30%的IPR曲线。分析图5可以看出直井注，水平井压裂采井网的产量最高，是水平井的2.5倍左右，是直井的10倍左右。

2.5  不同裂缝条数下裂缝水平井IPR曲线

图6显示了中心压裂水平井网的IPR曲线，渗透率为0.1 mD，裂缝数不同。从图6可知，当渗透率相同时，裂缝数越多，油井产量越高。 五个裂缝的产量约为三个裂缝的1.2倍。 在相同的地层渗透率中，不同裂缝的水平井的最大输出对应于相同的临界底部流动压力。

2.6  不同井距条件下裂缝水平井IPR曲线

图7为压裂水平井井网地层渗透率0.1 mD不同井距条件下的IPR曲线。

从图7可以得知，当局部层的渗透率相同时，更小的井间距使油井产油量更高。80 m井距的产量是300 m井距产量的1.7倍左右。考虑钻井成本和单井控制储量后，最优井距为80 m。当地层渗透率相同时，对应于不同井水平井最大输出的临界井底流动压力是相同的。

3 结 论

（1）在油水相对渗透率试验中，超低渗透油藏的 M区块存在起始启动压力梯度，动水饱和度极低，油水相对渗透率共同领域较窄，采用水平井压裂采井网含水率10%，渗透率1.0 mD时产能最优。

（2）含水率有差异的条件下最大产油量对应的临界地层底部井内流压为9 MPa，地层渗透率有差异的条件下最大产油量对应的临界地层底部井内流压为3 MPa。

（3）超低渗透M区块中水平井压裂采井网的产量最高，是水平井的2.5倍左右，是直井的10倍左右。较多的裂缝条数，较小的井间距，会使井的产量更高。超低渗透M区块5条裂缝，80 m井距使该区块油井的产能最大。

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