大庆长垣西部特低渗油藏压裂水平井注水开发效果评价新方法

2016-06-28崔茂蕾

石油地质与工程 2016年2期

关键词：数值模拟

路　岩，崔茂蕾

(1.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034 2. 中国石化石油勘探开发研究院)

大庆长垣西部特低渗油藏压裂水平井注水开发效果评价新方法

路岩1，崔茂蕾2

(1.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034 2. 中国石化石油勘探开发研究院)

摘要：大庆长垣西部特低渗透油藏流体渗流阻力大，天然能量不足，开发效果较差，采用压裂水平井注水可缓解这一开发矛盾。针对反九点水平井-直井联合井网，采用特低渗透非线性渗流数值模拟新方法，分析评价压裂水平井注水开发效果。与传统方法相比，该方法将模拟结果与室内岩心非线性渗流实验数据相结合，把油藏划分为拟线性渗流区、非线性渗流区和死油区，评价更直观可靠。研究结果表明，与不压裂水平井注水相比，压裂水平井可进一步提高注水能力，有效补充地层能量，油井采液能力强、含水率低，注采井间建立起有效的驱动压力系统。

关键词：特低渗透油藏；非线性渗流；数值模拟；联合井网；水平井注水

近年来，国内学者加大了对压裂水平井的研究[1-4]，压裂水平井在低渗透油田开发方面得到较快的发展，大庆、长庆等特低渗透油藏得到了有效的开发。然而对于天然能量不足、能量补充效果较差的特低渗透油藏来说，压裂水平井投产一段时间后产量递减较快，开发效果并不理想，由此提出了采用水平井注水的方式开发。压裂水平井注水开发技术在国外发展较早[5-6]，相关研究较少，只有少数文献提及[7-11]，但均未考虑特低渗透油藏所特有的非线性渗流规律。为了丰富这方面的研究内容，满足油田实际需要，本文针对大庆长垣西部某特低渗透油藏，开展压裂水平井注水开发效果研究。研究区块油层较薄，直井注水效果较差，原油地层黏度小，适合水平井注水开发。本文采用自主研发的特低渗透油藏非线性渗流数值模拟软件，建立水平井-直井联合井组模型，对比三个不同压裂水平井注水开发特征及渗流场分布，评价压裂水平井注水开发效果。

1特低渗油藏渗流特征

中国石油廊坊分院渗流所经过近十多年的研究，提出了特低渗透油藏流体的流动遵循非线性渗流规律[12-15]，渗流曲线呈下凹的特征，如图1所示。A点表示的是最大半径毛管的启动压力梯度，C点对应的是平均半径毛管启动压力梯度，B点是最小半径拟启动压力梯度。D是渗流由非线性渗流到拟线性渗流的过渡点，直线DE对应的渗流过程为拟线性渗流，曲线AD对应的渗流过程为非线性渗流。当油藏中的压力梯度小于真实启动压力梯度时，区域为死油区，流体不能流动；油藏中的压力梯度大于真实启动压力梯度而小于最小半径启动压力梯度的区域，称为非线性区；油藏中的压力梯度大于最小半径启动压力梯度的区域，称为拟线性渗流区。

图1　特低渗透油藏流体非线性渗流曲线

基于以上渗流特征，提出了数学表达式：

式中：v——流度，m/s； K(Δp)——渗透率，随着压力梯度的变化而变化，10-3μm2；δi——启动压力梯度，MPa/m；Δp——压力梯度，MPa/m。

将此式作为运动方程，编制成特低渗透油藏非线性数值模拟软件。与常规数值模拟软件相比，该软件考虑了特低渗透油藏所特有的非线性渗流规律，对压裂水平井渗流场分布的研究更具有实际意义。

通过岩心非线性渗流实验测得区块的真实启动压力梯度为0.02MPa/m，拟启动压力梯度为0.08MPa/m。

2模型的建立

应用上述软件，根据大庆长垣西部某特低渗透油藏地质参数建立一个井组的概念模型。模型储层为各向同性，渗透率为1.0×10-3μm2，储层有效厚度为3m，平均孔隙度为10.4%，地下原油黏度为1.45mPa·s，水黏度为0.4mPa·s，原油体积系数为1.24，油层顶深1 550m。区块采用300m×200m反九点水平井-直井联合井网形式，水平井长度为500m。在压裂裂缝总长度和裂缝条数相同的条件下，设计等缝长压裂水平井和哑铃型压裂水平井，并与不压裂水平井进行方案对比(图2)。模拟时间为10年，油水井井底流压分别恒定为5MPa和28MPa。

图2　不同压裂方式水平井-直井联合井网

3开发效果分析

3.1生产特征分析

图3～图6给出了三种方案模拟的生产动态特征曲线。对比三种方案，在相同注采条件下，初期产能略有不同，哑铃型压裂水平井注水时的产能最高，不压裂水平井注水方案产能最低；开发中后期两种压裂水平井注水方案的产能较高，且二者相差不大。从注水量可以看出，不压裂水平井注入能力最差，哑铃型注入能力最强。而在相同产油量条件下，不压裂水平井注水时含水率最低，等缝长时的含水率最高。不压裂水平井注水量低，地层压力保持程度也较低，相比之下哑铃型压裂水平井压力保持程度最好，且含水率不高。

图3　日产油量随时间的变化曲线

图4　日注水量随时间的变化曲线

图5　含水率与累计产油量的关系曲线

3.2渗流场分布特征

图7给出了三种方案模拟生产10年的流场分布。由图可知，压裂水平井注水的增压范围较大，地层压力普遍较高。在水平井水平段附近的压力梯度不高，说明水平井注水能力较强。根据岩心非线性渗流测试结果，在水平井与生产井排之间形成了拟线性渗流区(启动压力梯度大于0.08MPa/m的红色区域)。与不压裂水平井注水不同的是，当水平井压裂注水时，在水平井裂缝之间形成了死油区(启动压力梯度小于0.02MPa/m的蓝色区域)，而且等缝分布时的死油区大于哑铃型分布的方案。这是因为水平井裂缝附近压力较高，裂缝之间形成了高压区，形成的压力梯度小，尤其在水平井指端压力梯度甚至小于真实启动压力梯度，从而产生了不流动区。

图6　地层压力与累计注水量的关系曲线

由含油饱和度分布图可知：水平井不压裂注水时，水驱前缘向生产井推进均匀，在水平井井筒附近没有死油区的形成，整体井区波及范围较大。

根据对压力梯度模拟结果的统计，结合非线性渗流测试结果得到不同渗流区域死油区的比例，由表1可知，从动用程度角度来讲，不压裂水平井注水时的死油区所占比例最小，仅为3.81%；哑铃型压裂水平井次之，而等缝压裂水平井注水时的死油区所占比例最大，达到7.71%，动用程度相对较差。从采油速度角度来讲，压裂水平井的注入能力强，能量补充好，在水驱波及区域内采出程度高。对于注水困难的特低渗透薄油层，采用压裂水平井注水的方式能够较好地补充地层能量，哑铃型的注水方式要好于等缝型。考虑到压裂水平井裂缝间死油区原油的开采，建议压裂水平井投产一段时间再实施注水开发。