林　飞， 欧阳传湘， 胡　兵， 赵春燕

(1.长江大学 石油工程学院, 湖北 武汉 430100；2.长江大学 地球物理与石油资源学院, 湖北 武汉 430100)



菱形反九点井网裂缝参数研究

林飞1， 欧阳传湘1， 胡兵1， 赵春燕2

(1.长江大学 石油工程学院, 湖北 武汉 430100；2.长江大学 地球物理与石油资源学院, 湖北 武汉 430100)

新疆油田玛18井区属于低孔特低渗油藏，压力敏感中等偏强，需采取压裂方式进行开采。在充分考虑研究区块启动压力梯度及压敏效应的基础上，应用Eclipse软件建立菱形反九点井网模型模拟压裂效果。考虑到边井、角井、中心井在渗流场中的位置差异，进行不等缝长压裂效果模拟，得到最佳的裂缝参数组合形式；利用FracproPT模拟区块的压裂效果，得到裂缝参数与压裂参数的回归关系，从而得出最佳的施工方案。

正交设计；低渗透油藏；不等缝长；数值模拟；回归关系

玛18井区目的层位于三叠系百口泉组，自上而下分为百一段、百二段、百三段，整体分布较稳定，平均地层厚度138.0 m，百一段厚度平均46.0 m，百二段厚度平均47.0 m，油层孔隙度平均10.69%，油层渗透率平均8.38 mD，属于低孔特低渗油藏，应力敏感程度中等偏强。为了更有效的开发该低渗透油藏，必须实施压裂改造，而压裂井裂缝参数是决定压裂效果最主要的因素。优选压裂参数和最佳压裂参数下的施工方案，可以提高效益、节约成本。本文以新疆油田玛18井区菱形反九点井网为例[1]，结合该区块的地质特征，采用数值模拟方法，在充分考虑启动压力梯度及应力敏感等因素影响的基础上[2]，模拟计算不同裂缝参数组合下的采出程度，并优选出最佳的方案；再利用FracproPT模拟区块的压裂效果，得到压裂效果与压裂参数的回归关系[3]，从而指导最佳方案的施工。研究综合运用数值模拟软件和FracproPT压裂软件建立新区块最佳压裂参数和施工参数之间的关系[4]，能够更好的指导新疆油田玛18井区的开发。

1　裂缝参数优选

1.1模型的建立

1.1.1启动压力梯度处理方法启动压力梯度增大了注采系统间的能量损失[5]，使得低渗透油藏的渗流特征并不符合达西定律[6]。注采压差随生产时间变化关系如图1所示，考虑启动压力梯度的注采压差明显大于不考虑启动压力梯度时的注采压差，并且储层渗透率越低，启动压力梯度越大，注采压差也就越大。因此，在数值模拟的过程中，不能忽视启动压力梯度对最终结果的影响。

图1　注采压差随生产时间变化关系曲线

Fig.1Relationship curve with injection-production pressure drawdown and time

研究区块启动压力梯度的经验公式如式(1)所示：

(1)

式中，λ为启动压力梯度，MPa/m；k为地层平均渗透率，10-3μm2。

对于油藏压裂改造后，计算技术极限注采排距公式如式(2)所示：

(2)

式中，ph-pw为注采井间压差，MPa；R为供给半径，cm；rw为油井半径，cm。

为了使两个区域间的流体在达到一定门限压力后才能流动，在数值模拟过程中使用了关键词Threshold Pressure。利用公式(1)、(2)，结合油藏相关参数，得到研究区块的启动压力梯度为0.019 MPa/m。再根据不同分区间的高度差，对分区间的阈压进行设置。

1.1.2应力敏感性处理方法应力敏感性是指储层岩石的渗透率等物性随着应力变化而变化的性质[7]。根据井区的覆压孔渗资料，临界压力点为13.74 MPa，相对渗透率的损失率为20%～30%，变化幅度较大，再加上储层富含微裂缝，介质容易产生变形，使得应力敏感性更加严重。对于角点网格来说，在相邻两个网格接触面积不变的情况下，可以通过修改 ROCKTAB关键词中的传导率来实现渗透率的变化。

1.1.3网格模型模拟区域菱形反九点井网的网格步长为DX=DY=30 m，DZ为各小层实际厚度，维数为55×31×6，如图2所示。注水开发时考虑到边井、角井、中心井在渗流场中的位置差异[8]，进行不等缝长的优选，裂缝模拟均采用局部网格加密的方式。

图2菱形反九点井网示意图

Fig.2Sketch map of diamond shaped inverted nine spot pattern

1.2裂缝参数的优选

1.2.1导流能力的优选导流能力反映了流体在裂缝中的流动能力，对一个特定地质特征的油藏，其最佳导流能力是特定的，受其他因素的影响小。本次模拟固定裂缝半长为50 m，只考虑裂缝导流能力单一因素对开发效果的影响[9]。现场施工资料显示已有井的裂缝导流能力在20 μm2·cm左右，且对采收率的影响程度较小，本次模拟以5 μm2·cm为梯度，共设5个水平，模拟方案与结果如表1所示。

表1　不同导流能力下的采收率

模拟的数据显示，随着导流能力的增加，采收率逐渐增加；当导流能力超过20 μm2·cm后，采收率增幅仅为0.13%，效果较差。综合考虑采收率与施工的经济成本，推荐最佳裂缝导流能力为20 μm2·cm。

1.2.2裂缝长度的优选考虑边井、角井、中心井在渗流场中的位置差异，在注水开发方式下进行不等缝长压裂参数优选[10]，为了全面、快速的找到最佳方案，模拟采用SPSS软件进行正交设计。由于现场油井多采用等缝长压裂，且裂缝半长在120～180 m，因此，模拟过程中角井、边井、中心井的裂缝半长分别设计了50、100、150、200、250 m 5个水平，标号为1、2、3、4、5。裂缝的导流能力定为20 μm2·cm。采用极差分析法确定效果最佳的方案，结果如表2所示。

表2　不等缝长下的采收率和极差分析的结果

研究认为水驱波及面积随着裂缝半长的增大而增大，采出程度也相应增大；但由于边井、中心井在渗流场中位置的不同，当裂缝半长过大时，注入水最先波及到边井，打破原有的渗流平衡，导致大多数注入水流向边井，整体驱替效果变差[11-12]，采出程度降低。因此，推荐最佳的裂缝半长组合形式为：角井200 m，边井100 m，中心井100 m。将最佳的裂缝组合形式应用于新井的现场施工过程中，并进行试采工作，效果显著，采收率提高了5%左右。

2　压裂施工参数优选

水力压裂是低渗透油气藏增产增注的主要措施，而影响水力压裂效果的因素主要包括地质因素及工程因素。采用FracproPT软件[13]，结合玛18井区的地质特征建立压裂模型，研究工程因素对压裂效果的影响。研究可知，裂缝导流能力及支撑缝长度是评价压裂效果的主要指标，支撑缝长主要受压裂规模的影响，包括前置液、携砂液、顶替液的体积，而裂缝导流能力主要受支撑剂浓度的影响。

2.1支撑缝长度与压裂液

为了简单、合理、科学的设计方案，用SPSS软件进行正交方案设计[14]，模拟筛选出最佳的压裂参数。在模拟支撑缝长度时，前置液设计5个水平(10、20、30、40、50 m3)，携砂液设计5个水平(30、60、90、120、150 m3)，顶替液设计5个水平(10、20、30、40、50 m3)，各个水平分别用数字1、2、3、4、5进行标号，设计的方案及结果如表3所示。

表3　不同压裂规模下的支撑缝长度和极差分析结果

续表3

对设计的方案及模拟的结果进行极差分析[15]，发现当前置液、携砂液、顶替液的体积比为1∶3∶1时，压裂改造的支撑缝长度最佳。假设支撑缝长度为Y，携砂液的用量为X，用SPSS软件进行线性回归得到：Y=1.085 7X-38.49。对其进行显著性检验可知携砂液体积对支撑缝长影响显著，回归系数R2=0.964 9，有96.49%模拟结果能够得到解释。

结合数模模拟的最佳裂缝半长，用FracproPT模拟得到的回归关系来指导压裂施工，得到的最佳施工方案如表4所示。

2.2裂缝导流能力与支撑剂质量浓度

经过模拟实验及理论研究可知，裂缝导流能力主要受支撑剂浓度的影响，受其他压裂参数的影响甚小，因此，研究过程中仅考虑支撑剂浓度单一因素的影响，模拟的方案及结果如表5所示。

表4　最佳压裂参数下的施工方案

表5　不同支撑剂质量浓度下的裂缝导流能力

支撑剂的质量浓度用X表示，裂缝导流能力用Y表示，经过线性回归得到两者之间的关系：Y=0.193 82X-3.312，对其进行显著性检验知道支撑剂浓度对裂缝导流能力影响显著，其回归系数R2=0.999 7，有99.97%模拟结果能够得到解释。数值模拟出来的最佳导流能力为20 μm2·cm，用FracproPT模拟得到的回归关系来指导压裂施工，得到的最佳支撑剂质量浓度为120.3 kg/m3。

3　结论

(1) 采用正交设计法优选出最佳的裂缝参数为：角井200 m，边井100 m，中心井100 m，导流能力20 μm2·cm，现场实际应用效果显著，采收率提高5%左右。

(2) 建立研究区块的压裂模型，并用极差分析及线性回归法得到与最佳裂缝参数相对应的前置液、携砂液、顶替液的体积比为1∶3∶1，支撑剂质量浓度为120.3 kg/m3。

(3) 研究建立了最佳的裂缝参数、采出程度与施工参数三者的关系，能够更加直接地指导最佳压裂方案的现场施工。

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(编辑王亚新)

Fracture Parameters of Diamond Shaped Inverted Nine-Spot Pattern

Lin Fei1， Ouyang Chuanxiang1， Hu Bing1， Zhao Chunyan2

(1.PetroleumEngineering，YangtzeUniversity,WuhanHubei430100，China；2.GeophysicsandPetroleumResources，YangtzeUniversity,WuhanHubei430100，China)

The MA18 block of Xinjiang oil field belongs to low-permeability reservoir, whose pressure sensibility is medium to strong. Fracture is adopted to develop this block. The effect of fracture was simulated by diamond-shaped inversed 9 point pattern using Eclipse. The threshold pressure gradient and the voltage-sensitive effect were taken into consideration in this pattern. Considering the position diversity of edge well，corner well and central well in the field of seepage flow， the different length of fracture was simulated In this way, the optimum parameters of the fracture were obtained. Finally, the regression relation of the fracturing effect and the fracture parameters acquired by the simulation of FracproPT were got which could guide the construction of optimal project efficiently.

Orthogonal design; Low permeability reservoir; Unequal fracture length; Numerical simulation; Regression relation

1006-396X(2016)04-0038-05投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-11-12

2015-12-16

林飞(1990-)，男，硕士研究生，从事油气田开发、油藏数值模拟研究；E-mail:324389610@qq.com。

欧阳传湘(1963-)，男，博士，教授，从事油气开发油藏数值模拟研究；E-mail:18586767@qq.com。

TE312

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.008