吳林洪，郭小哲，羅　威，張子明，張文昌

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京　102249；2.中石油遼河油田鉆采工藝研究院,遼寧盤錦　124000)

隨著全世界能源需求的急劇增加，非常規(guī)油氣資源越來越受到重視[1-2]。尤其是致密油，近年來已經(jīng)成為全球油氣勘探的熱點領(lǐng)域[3]。致密油是非常規(guī)油氣資源中比較重要的部分，也是未來油氣資源上產(chǎn)的重要接替資源。因此，致密油的研究和開發(fā)受到持續(xù)廣泛的關(guān)注[4-5]。

美國是目前世界致密油勘探開發(fā)的核心地區(qū),在致密油有效開發(fā)的助推下，其勘探已取得了重大突破，徹底改變了美國能源供應(yīng)的格局[6]。相比之下，中國致密油資源非常豐富[7]，但以前一般將該類油藏歸為低滲透油藏，自2010年以來致密油這一術(shù)語才在國內(nèi)得到廣泛接受和采用[8]。

致密油藏儲集層發(fā)育納微米級孔喉，具有顆粒細小、微尺度效應(yīng)明顯、物性差和孔隙度、滲透率值極低等特點，這導(dǎo)致致密油儲層基質(zhì)泄油半徑小、開發(fā)難度大[9]。目前水平井鉆井、大規(guī)模壓裂和壓裂微地震實時監(jiān)測診斷三大關(guān)鍵技術(shù)，是該類油藏開發(fā)的必要手段[10]。由于技術(shù)進步和壓裂設(shè)備的不斷更新，水平井壓裂技術(shù)也從分段壓裂、多級分段壓裂發(fā)展到大規(guī)模分段多簇的體積壓裂[11]。這種“長井段水平井+體積壓裂”的開發(fā)模式可以充分利用天然能量，實現(xiàn)致密油資源的有效動用。因此，水平井設(shè)計和體積壓裂成效對致密油藏的開發(fā)效果至關(guān)重要。故十分有必要開展致密油水平井產(chǎn)能影響因素分析和對比工作，以找出各個影響因素對致密油水平井產(chǎn)能的影響規(guī)律和篩選出主控因素，為油田現(xiàn)場部署水平井和設(shè)計水平井壓裂施工提供指導(dǎo)。

針對這一問題，國內(nèi)外相關(guān)學者開展了大量研究工作。孟展、才博、王瑞、梁濤等人[12-15]采用信息量分析、灰色關(guān)聯(lián)和正交試驗設(shè)計方法對致密油藏壓裂水平井產(chǎn)能的影響參數(shù)進行了計算與檢驗。趙靜、李根生等人[16-17]討論了各參數(shù)變化時分別引起的壓裂水平井產(chǎn)能的變化情況。楊俊峰等人[18]建立了致密油壓裂水平井產(chǎn)能模型，并對初始產(chǎn)能的影響因素進行了分析。孫兵等人[19]研究了天然裂縫發(fā)育程度和基質(zhì)孔隙度分布等地質(zhì)因素對致密油水平井產(chǎn)能影響的特征。閔春佳等人[20]以松遼盆地致密油開發(fā)示范區(qū)扶余油層致密油儲層為研究對象，研究了壓裂參數(shù)對產(chǎn)能的影響。彭暉等人[21]分析了生產(chǎn)初期和后期以及產(chǎn)能遞減的主控因素。劉雄等人[22]通過建立致密油體積壓裂水平井產(chǎn)能評價非穩(wěn)態(tài)半解析模型，研究了生產(chǎn)過程中裂縫間相互干擾下裂縫參數(shù)對產(chǎn)能的影響。魏漪等人[23]利用考慮了產(chǎn)能敏感性因素的產(chǎn)能預(yù)測模型，分析了壓裂水平井在致密油儲層中的開發(fā)動態(tài)。梅顯旺等人[24]在不同壓裂裂縫形態(tài)的基礎(chǔ)上，建立了描述油藏與裂縫關(guān)系的物理模型和數(shù)學模型，并應(yīng)用該模型研究了儲層滲透率和壓裂參數(shù)對壓后產(chǎn)能的影響。

為了更好地為壓裂設(shè)計、壓裂效果評價以及產(chǎn)能預(yù)測等服務(wù)，本文從致密油壓裂水平井的滲流機理和特征出發(fā)，依據(jù)致密油藏壓采一體化的開發(fā)理論[25]，采用數(shù)值模擬方法，建立了致密油儲層單井產(chǎn)能模型，較全面細致地從地質(zhì)和壓裂兩個方面研究了各參數(shù)對致密油壓裂水平井產(chǎn)能的影響規(guī)律，并通過定義影響因子較精確地量化和對比各參數(shù)對生產(chǎn)初期、生產(chǎn)五年和累產(chǎn)量的影響情況，找出各階段的主控因素。

1　致密油壓裂水平井滲流特征

對于致密油壓裂水平井，由于體積壓裂后儲層內(nèi)存在大量的分支縫，流體在儲層內(nèi)的滲流可分為由分支縫向主縫流動的滲流階段和由主裂縫向井筒流動的滲流階段[26]。在壓裂井單井控制范圍內(nèi)，表現(xiàn)為在不同的生產(chǎn)階段具有不同的滲流區(qū)域[27]、不同的流動介質(zhì)和滲流機理。即壓裂縫網(wǎng)內(nèi)的原油首先流向井筒；然后近井筒區(qū)域的基質(zhì)對壓裂縫網(wǎng)進行補給，基質(zhì)中的原油通過縫網(wǎng)區(qū)域流向井筒。遠井筒區(qū)域的基質(zhì)對近井筒區(qū)的基質(zhì)進行補給，遠井筒區(qū)的原油通過近井筒基質(zhì)孔喉和天然裂縫流向縫網(wǎng)區(qū)域[28]。

2　致密油壓裂水平井產(chǎn)能特征

2.1　地質(zhì)模型建立

本文以遼河油田大民屯凹陷致密油H307井為研究對象。該水平井段長600 m，壓裂分6段，每段射孔2簇，共計產(chǎn)生12條主裂縫，壓裂示意如圖1所示。運用Eclipse的E100模塊建立了精細的壓裂水平井單井數(shù)值模擬基本模型。模型為雙重介質(zhì)模型，大小為1200 m×960 m×15 m，采用塊中心網(wǎng)格，網(wǎng)格數(shù)共計360×96×2=69120個。其他基本參數(shù)見表1。

表1　數(shù)值模型基本參數(shù)Table 1　Base parameters in simulation model

圖1　壓裂水平井模型Fig.1　Modeling grid for horizontal well by volume fracturing in tight oil reservoirs

2.2　產(chǎn)能特征

對該井的定壓生產(chǎn)進行數(shù)值模擬計算，其日產(chǎn)油量變化如圖2所示?？偨Y(jié)其生產(chǎn)規(guī)律大致分為3個階段：初期高產(chǎn)階段、快速遞減階段和緩慢遞減階段。

圖2　模型產(chǎn)能曲線Fig.2　The production curve of horizontal well by volume fracturing in tight oil reservoirs

初期高產(chǎn)階段的產(chǎn)量維持時間較短。這是由于這個階段滲流區(qū)主要為壓裂縫網(wǎng)，裂縫系統(tǒng)的高導(dǎo)流能力及壓裂后儲層壓力的升高，使得初期產(chǎn)量一般較高；但又由于基質(zhì)滲透率很低，竄流系數(shù)較小，基質(zhì)系統(tǒng)中的流體參與自基質(zhì)向裂縫的流動很慢，往往需要在裂縫系統(tǒng)采出較多流體后，依靠基質(zhì)和裂縫系統(tǒng)的較大壓差來克服阻力，這便導(dǎo)致了基質(zhì)系統(tǒng)供給裂縫系統(tǒng)的油及能量變慢，從而使高產(chǎn)維持時間很短，迅速進入遞減階段。

快速遞減階段繼短暫的初期高產(chǎn)后呈現(xiàn)快速遞減趨勢。主滲區(qū)域由裂縫系統(tǒng)向基質(zhì)系統(tǒng)加深轉(zhuǎn)變，滲流阻力變大，壓力傳導(dǎo)變慢，流動介質(zhì)主要為近井筒區(qū)內(nèi)的基質(zhì)。快速遞減可達到50%～70%，維持時間一般為3～5年。

緩慢遞減階段表現(xiàn)為產(chǎn)量低、遞減慢、穩(wěn)產(chǎn)期較長。在這個階段，基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的滲流區(qū)域擴大，壓降區(qū)域相應(yīng)也擴大，基本達到穩(wěn)定，流動介質(zhì)主要為遠井區(qū)內(nèi)的基質(zhì)，從而形成低產(chǎn)量的緩慢遞減區(qū)特征；有時受限于邊界，遞減幅度會加大。

3　地質(zhì)因素對產(chǎn)能的影響

影響致密油產(chǎn)能的地質(zhì)因素主要有基質(zhì)滲透率、裂縫滲透率和儲層有效厚度。通過數(shù)值模擬方法模擬計算不同地質(zhì)參數(shù)下5年(緩慢遞減之前)的生產(chǎn)情況。保持其他參數(shù)不變，改變單一地質(zhì)影響因素，分別得到此因素對產(chǎn)能的影響，如圖3～圖5所示。

圖3　不同天然裂縫滲透率對產(chǎn)能的影響Fig.3　Effect of different natural fracture permeabilities on volume-fractured horizontal well productivity

圖4　不同基質(zhì)滲透率對產(chǎn)能的影響Fig.4　Effect of different matrix permeabilities on volume-fractured horizontal well productivity

圖5　不同儲層有效厚度對產(chǎn)能的影響Fig.5　Effect of different effective thicknesses on volume-fractured horizontal well productivity

由圖3可知，在生產(chǎn)初期由于供油通道主要為壓裂縫網(wǎng)中的裂縫，故天然裂縫滲透率對生產(chǎn)基本沒有影響，但很快差別顯現(xiàn)，呈現(xiàn)出天然裂縫滲透率越大，日產(chǎn)油量越大，產(chǎn)油量下降速度越慢的特征。

由圖4可知，基質(zhì)滲透率對生產(chǎn)初期的產(chǎn)能也基本沒有影響，但隨著生產(chǎn)的進行，裂縫滲流系統(tǒng)向基質(zhì)滲流系統(tǒng)深度轉(zhuǎn)變，基質(zhì)滲透率的影響會逐漸加大。由此可見，儲層滲透率是關(guān)系壓后產(chǎn)能的一個重要因素，儲層滲透率太低的水平井即使通過壓裂改造后產(chǎn)量仍較低，而基質(zhì)滲透率較大和天然裂縫發(fā)育程度較高的致密油儲層更容易取得好的開發(fā)效果。

由圖5可知，儲層厚度越薄，初期產(chǎn)量越大，但遞減也越迅速，累產(chǎn)油量也小。這是因為儲層有效厚度越薄，則巖塊越小，裂縫密度越大，從而導(dǎo)致形狀因子越大。同時儲層越薄，地層壓力下降也越快，應(yīng)力敏感所引起的介質(zhì)變形將使裂縫滲透率與基質(zhì)滲透率的比值變小[29]。這兩個原因使得薄儲層的竄流速度加快，地層流體能更快地由基質(zhì)流入裂縫，從而短時間就有較大的滲流區(qū)域。但另一方面，儲層越薄，油氣層的生產(chǎn)能力就越小，相較厚儲層而言，薄層顯得后勁不足。同時還可看到油井累產(chǎn)量隨地層厚度增加的幅度逐漸減小，這說明壓裂水平井產(chǎn)量不是隨地層厚度增大而無限增大的，進一步可以認為水平井在薄層油藏中更具優(yōu)勢。

4　壓裂參數(shù)對產(chǎn)能的影響

體積壓裂是致密油開采的關(guān)鍵，壓裂參數(shù)亦至關(guān)重要，其主要包括縫網(wǎng)半長、主縫導(dǎo)流能力、段距、簇間距、縫半帶寬、次裂縫滲透率、裂縫走向、裂縫含水飽和度、壓裂時造成的儲層壓力升高等9個因素。應(yīng)用數(shù)值模擬，保持其他參數(shù)不變，仍改變單一參數(shù)用以研究其變化對產(chǎn)能的影響，如圖6～圖14所示。

圖6　不同縫網(wǎng)半長對產(chǎn)能的影響Fig.6　Effect of different fracture length on volume-fractured horizontal well productivity

圖7　不同主縫導(dǎo)流能力對產(chǎn)能的影響Fig.7　Effect of different main fracture conductivity on volume-fractured horizontal well productivity

由圖6和圖7可知，縫網(wǎng)半長和主裂縫導(dǎo)流能力越大，日產(chǎn)油量越高，產(chǎn)量下降越慢。這是因為縫網(wǎng)半長越大，油的流動通道就越長，能夠溝通到的區(qū)域就越大，也就越有利于水平井遠處的油產(chǎn)出。而導(dǎo)流能力相當于裂縫運輸原油的能力，導(dǎo)流能力越大，則運輸能力越強。但縫網(wǎng)半長和主縫導(dǎo)流能力的增加并未帶來產(chǎn)能的線性增加，相反產(chǎn)能增幅逐漸回落。這是因為縫網(wǎng)半長越長，裂縫末端到水平井筒的距離就越遠，裂縫內(nèi)的流動阻力就越大。此外，縫網(wǎng)半長越長，邊界對裂縫的影響就越強，這也會阻礙地層向裂縫供液。而裂縫的導(dǎo)流能力對于一個特定的油藏則存在一個最優(yōu)值。另外，縫網(wǎng)半長對產(chǎn)能的影響一直貫穿3個生產(chǎn)階段，主裂縫導(dǎo)流能力只對初期的生產(chǎn)影響較大，后期影響逐漸減小并趨于穩(wěn)定。

圖8　不同段距對產(chǎn)能的影響Fig.8　Effect of different distance fracture sections on volume-fractured horizontal well productivity

圖9　不同簇間距對產(chǎn)能的影響Fig.9　Effect of different distance between the main fractures on volume-fractured horizontal well productivity

圖10　不同縫半帶寬對產(chǎn)能的影響Fig.10　Effect of different half fracture bandwidth on volume-fractured horizontal well productivity

圖11　不同次裂縫滲透率對產(chǎn)能的影響Fig.11　Effect of different subordinate fracture permeability on volume-fractured horizontal well productivity

由圖8和圖9可知，段距或簇間距越小，初期產(chǎn)量越高。因為越小的段距或簇間距意味著裂縫條數(shù)越多，初期壓力的波及面積越大。也由于此，快速遞減階段的產(chǎn)量下降速度越快，下降幅度越大。但在生產(chǎn)中隨著裂縫滲流區(qū)面積的擴大，裂縫間會逐漸產(chǎn)生相互干擾，裂縫數(shù)量越多，縫間干擾作用就越劇烈，每條裂縫產(chǎn)量受到的影響程度越大，導(dǎo)致產(chǎn)量的增幅逐漸減小。

由圖10和圖11可知，縫半帶寬和次裂縫滲透率的變化對生產(chǎn)總體影響很小，它們不是增大產(chǎn)量的主要參數(shù)指標。這是因為當主縫間距較小時，縫網(wǎng)內(nèi)任一點到裂縫的距離不能再大幅度縮短，因此雖然增加次裂縫滲透率可一定程度上提高儲層滲流能力，增加縫半帶寬也可增大縫網(wǎng)面積，但效果改善卻并不明顯。所以在縫網(wǎng)難以形成時，可通過增加壓裂段數(shù)來實現(xiàn)相接近的開發(fā)效果。

圖12　不同縫走向?qū)Ξa(chǎn)能的影響Fig.12　Effect of different main fracture directions on volume-fractured horizontal well productivity

由圖12可知，裂縫走向與水平井夾角為90°時的產(chǎn)油量都明顯高于其他。這是由于隨著裂縫走向與水平井夾角的增大，裂縫之間的距離就越大，每條裂縫的泄油面積也越大，這使得裂縫間的干擾現(xiàn)象出現(xiàn)越晚，每條裂縫的產(chǎn)量也就越大?？紤]到壓裂時裂縫總是沿著最大地應(yīng)力方向擴展延伸，故水平井位置平行于最小地應(yīng)力方向的布井為最優(yōu)。

圖13　不同裂縫含水飽和度對產(chǎn)能的影響Fig.13　Effect of different fracture areas water saturation on volume-fractured horizontal well productivity

圖14　不同壓力升高對產(chǎn)能的影響Fig.14　Effect of different fracture areas pressure rise on volume-fractured horizontal well productivity

由圖13和圖14可知，壓裂施工過程中壓裂液的注入所引起的裂縫含水飽和度的增加和導(dǎo)致的壓裂區(qū)域的壓力升高對產(chǎn)量的影響迥異。裂縫含水飽和度的增加基本僅對初期產(chǎn)量略有影響，隨著壓裂液的返排其影響越來越小。而壓裂區(qū)域的壓力升高則使產(chǎn)量隨壓裂液的返排逐步上升，壓力越高，壓裂液返排時間越長，初始產(chǎn)油量越小，產(chǎn)油量上升越緩，但由于地層能量更充足，在快速和緩慢遞減階段產(chǎn)量則更大，累產(chǎn)也更高。

5　影響因素對比分析

為了量化分析產(chǎn)能對各地質(zhì)條件和壓裂參數(shù)的敏感性，定義影響因子為：

式中Ai——某一影響因素的影響因子；

ΔFi——某一影響因素下對應(yīng)量的最大變化量；

Fimax——某一影響因素下對應(yīng)量的最大值。

通過定義影響因子的方法，可以將各個影響因素對產(chǎn)能的影響進行歸一化處理(圖15)。

圖15　各影響因素影響因子Fig.15　Comprehensive ranking of influence degree with different influential factors

由圖15可知，生產(chǎn)初期對壓裂水平井產(chǎn)能影響程度較大的是：主裂縫導(dǎo)流能力、段距和簇間距。生產(chǎn)第5年影響程度較大的是：儲層厚度、主裂縫導(dǎo)流能力、段距、簇間距、天然裂縫滲透率和基質(zhì)滲透率。這6個因素中有3個是儲層的客觀因素，無法改變，壓裂因素則仍然是初期就具有較大影響的裂縫導(dǎo)流能力、段距、簇間距，這也進一步體現(xiàn)出了這3個因素的關(guān)鍵。對累產(chǎn)油量影響較大的是：儲層有效厚度、主裂縫導(dǎo)流能力、段距、簇間距、縫網(wǎng)半長和天然裂縫滲透率。

在模擬計算年限內(nèi)，次裂縫滲透率、縫半帶寬、壓力升高和裂縫含水飽和度對壓裂水平井產(chǎn)能的影響都比較小，且隨時間的變化不大，說明壓裂過程中所產(chǎn)生的分支縫以及壓裂液在裂縫中的分布對產(chǎn)能的影響不大，產(chǎn)能分析中可以弱化這些因素。

隨著生產(chǎn)的進行，對產(chǎn)能影響程度越來越小的因素有：主縫導(dǎo)流能力、段距、簇間距、裂縫走向、次裂縫滲透率、壓力升高、縫半帶寬和裂縫含水飽和度。對產(chǎn)能影響程度越來越大的因素有：天然裂縫滲透率、基質(zhì)滲透率、縫網(wǎng)半長和儲層厚度。從這些可以看出，在致密油的開發(fā)過程中，對油藏所采取的增產(chǎn)措施主要在生產(chǎn)初期起作用，而在模擬計算后期對生產(chǎn)影響比較大的是油藏自身的供油能力。這種由壓裂因素逐漸向儲層物性的轉(zhuǎn)變規(guī)律，與致密油壓裂水平井不同生產(chǎn)階段的供油機理相符。

6　結(jié)論

(1)致密油壓裂水平井在不同的生產(chǎn)階段具有不同的滲流區(qū)域、流動介質(zhì)和滲流機理。

(2)致密油儲層開發(fā)的生產(chǎn)特征可大致分為3個階段，即初期高產(chǎn)階段、快速遞減階段和緩慢遞減階段。

(3)基質(zhì)滲透率越大和天然裂縫發(fā)育程度越高的致密油開發(fā)效果越好。

(4)從壓裂參數(shù)對產(chǎn)能影響因素的分析來看，主裂縫導(dǎo)流能力是第一關(guān)鍵，無論對初期產(chǎn)量還是對累產(chǎn)量，主裂縫導(dǎo)流能力越大越好，而且其差異帶來的產(chǎn)能變化最為明顯，因此，在排量和加砂量方面應(yīng)考慮增大效果；段距和簇間距是第二關(guān)鍵，這兩個參數(shù)所反映的實質(zhì)上是主裂縫條數(shù)，亦即主裂縫條數(shù)越多產(chǎn)能效果越好，但縫間干擾也越嚴重；縫網(wǎng)半長可以是第三關(guān)鍵，對累產(chǎn)量影響較大，因此，縫網(wǎng)半長也應(yīng)適當增大；至于次裂縫為主的半帶寬及其滲透率，影響程度不明顯，因此，壓裂或者產(chǎn)能分析時可弱化分析。

(5)在致密油的開發(fā)過程中，隨著生產(chǎn)的進行，對產(chǎn)能的影響由壓裂因素向儲層物性轉(zhuǎn)變。