杨子清，陈文龙，杨军侠（中石油长庆油田分公司超低渗透油藏研究中心，陕西 西安 710021）

苏玉亮，任龙（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580）

国内外实践经验表明，分段压裂水平井可大幅增加油藏泄流体积，提高单井产能，成为高效开发致密油藏的一种重要压裂技术。随着水平段长度和有效分压段数的增加，压开的多条裂缝改变了近井地带的渗流方式，增加了油气的渗流通道，水平井初期单井产能得到了大幅度提升。采用水平井分段压裂技术开发致密油藏已成为转变油田开发方式、提高开发经济效益的重要途径［1～3］。国内对致密油藏压裂水平井的研究集中于裂缝走向方面，对人工压裂布缝形态与井网的匹配方式研究较少。因此，有必要进行分段压裂水平井布缝形态优化研究，进一步分析不同人工压裂裂缝形态下的产能分布及含水上升规律，为致密油藏的合理开发提供一定的理论基础。

1 模型建立

选取的致密油藏地质参数如下：平均油层厚度为15m，平均渗透率为0.6mD，平均孔隙度为12.4%，地层原油黏度为1.91mPa·s，原始地层压力16.7MPa，原始含油饱和度为50.2%，地面原油密度0.835g／cm3。

模拟采用Eclipse软件的流线模型FrontSim模块，平面网格步长为10m×10m，纵向上分为一个网格，X网格方向与最大主应力方向平行，X方向渗透率为Y方向渗透率的1.5倍。针对直井注水和水平井采油的七点井网形式，设计井距为520m，排距为140m，水平段长度为700m，压裂6段，每段压1～2条裂缝，裂缝处进行局部网格加密，裂缝导流能力为400mD·m，注水井边井注入量为角井的2倍。

2 人工裂缝形态设计

在对致密油藏进行水力压裂设计时，应遵循以下原则：水平井延伸方向与天然裂缝方向垂直；人工压裂裂缝延伸方向与最大主应力方向平行［4～6］。因此，设计水平井井筒方向与地层最大主应力方向垂直，则人工压裂裂缝沿垂直于井筒的方向延伸［7～11］。基于以上理论，分别设计不均匀等长型（单缝）、纺锤型（单缝）、不均匀等长型（双缝）和纺锤型（双缝）4种人工压裂裂缝分布形态。根据裂缝与注水井的位置关系和对称性原则，可分为两类裂缝，即靠近注水井压裂段的裂缝（边部裂缝）和远离注水井压裂段的裂缝（中间裂缝）。人工压裂裂缝形态设计见图1，压裂裂缝设计参数见表1。

图1 人工压裂裂缝形态设计

表1 不同人工压裂裂缝形态设计参数

3 裂缝形态优选

采用流线模拟方法，以注采平衡方式进行模拟预测，水平井最低井底流压为8MPa，产液量上限定为25m3／d，注水井最大井底流压为40MPa。不同裂缝形态下水平井在不同开发阶段的技术指标见表2，水驱规律曲线见图2，开发第10年流线场分布见图3。

表2 不同裂缝形态下水平井在不同开发阶段的技术指标

从不同开发阶段的技术指标（表2）和水驱规律曲线（图2）可知：开发初期各裂缝形态下的单井产能及采油速度相差不大；不均匀等长型（双缝）由于边部裂缝见水后含水上升较快，导致最终采收率最低；不均匀等长型（单缝）由于见水后含水上升相对较慢，最终采收率比不均匀等长型（双缝）高出0.12个百分点；纺锤型（单缝）由于边部裂缝见水较晚，开发第10年时，综合含水比不均匀等长型（单缝）低11.12个百分点，最终采收率较高；纺锤型（双缝）最晚见水，低含水期采出程度较高，边部裂缝见水后含水上升相对较慢，最终采收率比纺锤型（单缝）高0.11个百分点。

流线的疏密在一定程度上反映出水驱波及程度的高低，即流线密集的地方，水驱波及程度较高；流线稀疏的地方，水驱波及程度较低［12～14］。从不同人工压裂裂缝形态下开发第10年水驱流线场分布（图3）可以看出：靠近注水井的边部裂缝汇入的流线最密集，且单缝和双缝时的流线密度相差不大，表明不同裂缝形态下注水井与边部裂缝之间的水驱波及程度较高；远离注水井的中间裂缝流线较稀疏，即中间裂缝两侧所在区域的波及程度较低。对比4种不同裂缝形态下的流线场分布图，纺锤型（双缝）在相同时刻汇入中间裂缝的流线最多，且水驱前缘推进均匀，水驱波及程度较高。

图2 不同裂缝形态下水平井开发水驱规律曲线

图3 不同裂缝形态水平井注采井网第10年流线场分布

通过以上分析可知，人工压裂裂缝形态对油田开发效果有一定的影响。纺锤型（双缝）形态具有中间裂缝长、边部裂缝短的特点，一方面汇入中间裂缝的流线较多、水驱波及程度较高，另一方面边部裂缝的见水时间晚、见水后含水上升较慢。因此，采用纺锤型（双缝）的布缝方式对提高致密油藏的采收率具有一定的优势。

4 产能分布特征

为了揭示不同设计方案下水平井的产能分布规律，根据4种不同布缝形态的开发技术指标数值模拟预测结果，作出在评价期（开发30年）内不同位置裂缝的累计产油贡献率及含水率柱状图（图4和图5）。计算出评价期内中间裂缝相对于边部裂缝的累计产油贡献率和含水率的相对比值，作出其柱状图，见图6。

结果表明：①不均匀等长型裂缝（单缝／双缝）分布时，虽然边部裂缝累计产油贡献较大，但边部裂缝含水率远高于中间裂缝，引起水平井含水过快上升，未能发挥中间裂缝的作用，对油田稳产不利；②纺锤型裂缝（单缝／双缝）分布时，中间裂缝累计产油贡献相对较大，且边部裂缝和中间裂缝见水时间相差不大，相同时刻边部裂缝和中间裂缝的含水率也相差不大；③从图6中可以看出，纺锤型（双缝）在中间裂缝／边部裂缝累计产油相对比值较大的同时，含水率相对比值更接近于1，表明纺锤型（双缝）的布缝方式由于中间裂缝长、边部裂缝短，其中间裂缝的累计产油相对贡献率最高，且各裂缝含水率相差不大，水平段不同位置含水率上升得较均匀，充分发挥了中间裂缝的作用。

图4 评价期内裂缝累计产油贡献率

图5 评价期内裂缝含水率

图6 评价期内裂缝累计产油贡献率和含水率相对比值

5 结论

纺锤型（双缝）布缝方式由于具有中间裂缝长、边部裂缝短的优点，不仅增加了水平段中部区域的流线密度，提高了水驱波及程度，使不同位置压裂裂缝的累计产油贡献率相差不大，而且减缓了引起水平井含水率上升过快的边部裂缝的见水时间，使水平井综合含水率在不同位置裂缝之间较为同步地上升，充分发挥了中间裂缝的作用，有利于油田稳产增产，具有较明显的优势。

［1］吴奇，胥云，王腾飞，等 .增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论 ［J］.天然气工业，2011，31（4）：7～11.

［2］孙海成，汤达祯，蒋廷学 .页岩气储层压裂改造技术 ［J］.油气地质与采收率，2011，18（4）：90～93.

［3］闫永萍，李新弟，刘顺 .浅析水平井分段压裂改造技术在长庆油田的应用 ［J］.内江科技，2012，（5）：126～127.

［4］田冷，何永宏，王石头，等 .超低渗透油藏水平井参数正交试验设计与分析 ［J］.石油天然气学报（江汉石油学院学报），2012，34（7）：106～108.

［5］张广清，陈勉 .定向射孔水力压裂复杂裂缝形态 ［J］.石油勘探与开发，2009，36（1）：103～107.

［6］杜林麟，春兰，王玉艳，等 .页岩储层水力压裂优化设计 ［J］.石油钻采工艺，2010，32（增刊）：130～132.

［7］Chen Shengnan，Wang Xiaoqi.Hydraulic fracturing design and its effects on oil recovery in Bakken Formation ［J］ .SPE162186，2012.

［8］Jabbari H，Zeng Zhengwen.Hydraulic fracturing design for horizontal wells in the Bakken formation ［J］ .ARMA12－128，2012.

［9］邢景宝 .大牛地气田水平井分段压裂技术研究与应用 ［J］.钻采工艺，2011，34（2）：25～28.

［10］曲占庆，赵英杰，温庆志，等 .水平井整体压裂裂缝参数优化设计 ［J］.油气地质与采收率，2012，19（4）：106～110.

［11］吕志凯，刘广峰，何顺利，等 .裂缝形态对水平井产影响的有限元法研究 ［J］.科学技术与工程，2010，10（25）：6166～6170.

［12］Al－Huthali A H，Datta－Gupta A.Streamline simulation of water injection in naturally fractured reservoirs ［J］.SPE89443，2004.

［13］Bhushan Y，Singh A P，Kumar M S，et al.Streamline simulation for geological model validation and waterflood pattern management in the FM－1Layer of the Mangala Field，Barmer Basin，Rajasthan，India ［J］.SPE155204，2012.

［14］曾保全，程林松，罗鹏 .基于流线模拟的压裂水平井渗流场及产能特征 ［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2010，32（5）：109～113.