特低渗透裂缝性油藏矩形井网优化实验研究

田文博，杨正明，徐 轩，肖前华，滕 起

(1.中科院渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007;2.中油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007)

引 言

低渗透油藏在中国石油工业中占有重要地位［1］，其中裂缝性油藏占有很大比例。目前，中国裂缝性低渗透油气藏的储量动用程度低，已开发低渗透油田效果普遍不好［2］，必须通过注水和压裂改造才能进行有效生产。由于实验条件的限制，通过室内实验对裂缝性储层的生产特征的研究较少。

与正方形反九点和菱形反九点井网相比，矩形井网具有较大的注采比，沿裂缝方向线状注水更适合特低渗透油藏的特性。渗透率各向异性的低渗透油藏采用矩形井网压裂注水开发具有优势［3］。合理的排距和穿透比有助于建立有效的压力驱替系统，提高波及系数和最终采收率［4］。采用天然砂岩露头平板模型，针对采用矩形井网开发的裂缝性储层进行平板模型的单相渗流实验，研究排距和穿透比对井网有效动用的影响。该研究对开发裂缝性储层具有指导意义。

1 裂缝性特低渗透岩样的筛选和制作

1.1 筛选方法

在砂岩露头上钻取小岩心进行恒速压汞实验和黏土矿物含量测试，与实际储层岩心进行对比(图1、2)。结果表明，实验中所采用的特低渗透露头喉道分布规律和长庆油田实际储层的喉道分布规律接近，黏土矿物含量相似，用砂岩露头模型进行实验能够反映流体在实际储层中的渗流特征。

图1 砂岩露头与实际储层喉道半径的分布曲线

1.2 模型制作

特低渗透油藏由于颗粒细、成岩压实作用强、孔隙度低、喉道细，固液耦合作用强，渗流曲线呈现明显的非达西特征［5－8］。实验中通过平板模型渗透率的各向异性来等效模拟裂缝发育储层的渗透率各向异性特征。根据实际储层渗透率特点，选取在x、y方向渗透率分别为3.05×10－3μm2和0.81×10－3μm2的模型来模拟裂缝性储层。对平板模型上小岩心x、y方向进行非线性渗流实验，得到小岩心非线性渗流曲线(图3)。

图2 长庆特低渗透露头与实际储层黏土含量对比

图3 小岩心低渗透渗流曲线

采用矩形井网开发的长庆油田特低渗透储层，排距为100～180 m，井距为450～550 m，生产井穿透比(裂缝长与井距的比值)为30%，大规模压裂穿透比为70%［9－11］。根据油田现场情况，选取矩形井网中1个完整单元，制作平板模型。平板模型大小分别为50 cm×16 cm、50 cm×25 cm、50 cm×34 cm，用来模拟井距为500 m，排距为80、125、170 m的情况。井排方向与裂缝方向平行，采出井穿透比均为30%。针对井排距为500 m×125 m的矩形井网进行不同压裂规模的模拟，穿透比分别为30%、50%和70%。模型边界均为不流动边界。水力压裂裂缝通过割缝填砂实现。

2 实验装置和步骤

2.1 实验装置

实验装置包括注入系统、压力采集系统、流速测量系统和天然露头砂岩模型。注入系统包括氮气瓶、稳压装置和中间容器，提供稳定的压力，精度为0.1 kPa;压力采集系统包括高精度压力传感器和计算机;流速测量系统采用中科院力学所研制的高精度微流量计。实验流程如图4所示。

图4 实验流程

2.2 实验步骤

(1)根据油田现场井网形式以及几何相似原理，利用天然砂岩露头制作平板模型。在模型相应位置钻孔模拟注水井和采出井，其中采出井均压裂。

(2)在模型上布置压力测量点。

(3)封装模型，将其抽真空，饱和一定浓度的矿化度水模拟地层水。

(4)连接实验设备。

(5)进行单相驱替实验，测量不同压差下各测点的压力和压力场稳定后各采出井的流速。

3 实验结果分析

由渗流规律、流场势场分布规律可知，压力变化能够反映油藏流体的流动状况，可以通过压力梯度场的变化分析流体的流动变化。因此，在实验过程中，需要测量各测点压力和驱替达到稳定后的单井流速。

3.1 矩形井网不同排距开发特征

针对矩形井网，设计3块不同排距的模型，分别在20、40、70 kPa的压差下进行驱替实验，测量了各压力点的压力和驱替达到稳定时各采出井的采液速度。

3.1.1 压力梯度场研究

由矩形井网不同排距(80、125、170 m)压力梯度场(图5)可以看出，采用相同井网形式、不同排距的模型压力梯度场有显著差异。随着注采压差的增大，模型中压力梯度高值区所占比例增大，压力梯度低值区比例减小。大排距模型压力梯度低值区多于小排距模型，较难动用。注采井周围压力梯度较大，容易动用。y方向采出井之间压力梯度较低，难动用，而x方向压力梯度值相对较高，说明裂缝发育方向流体易动用。此外，水力压裂裂缝周围的压力梯度值较高，尤其是缝端，说明压裂有利于模型的有效动用。

图5 矩形井网不同排距模型在不同驱替压差下的压力梯度场

根据小岩样非线性渗流曲线将平板模型平面划分为不同的渗流区域:压力梯度小于0.048 MPa/m的区域流体不发生流动，为不流动区;压力梯度为0.048～0.160 MPa/m的区域为非线性渗流区;压力梯度大于0.160 MPa/m的区域为拟线性区。为了更方便地描述模型的动用程度，提出压力系数的概念。根据小岩心低速非线性渗流实验曲线，将模型划分为3个渗流区域，其中能够发生流动的面积与整个模型面积的比值称为压力系数，其表达式为:

模型的渗流区域及压力系数见表1。

表1 矩形井网不同排距渗流区域划分

由表1可以看出。

(1)随着注采压差的增加，80 m排距的模型不流动区从11%减小到0%，拟线性区由21%增大到93%，压力系数增加11%;排距170 m的模型不流动区由57%减小到16%，拟线性区由0增加到37%，压力系数增加41%。在升压的过程中，模型的拟线性渗流区域增加，不流动区域减小，压力系数增加，说明增大注采压差，模型的有效动用区增加。

(2)相同的注采压差下，小排距模型的不流动区域明显低于大排距模型，而拟线性渗流区域大于大排距。可动用区域包含非线性渗流区域和拟线性渗流区域，大排距模型的动用区域主要为非线性渗流区，拟线性区所占比例较小，而小排距模型的拟线性渗流区占有较大比例，小排距的开发效果更好。缩小排距意味着增大了井网密度，考虑到经济因素，并非排距越小越好。

3.1.2 采液速度分析

测量每块模型驱替达到稳定时各采出井的采液速度，计算单井平均流速(图6)。驱替压差较小时，模型的压力梯度值较低，流体不发生流动。随着注采压差的增大，模型压力梯度增加，单井的流速随之增加。相同驱替压差下，小排距模型的单井平均流速明显高于大排距模型。

图6 矩形井网不同排距单井流速曲线

图7 矩形井网不同穿透比模型在不同驱替压差下的压力梯度场

3.2 矩形井网不同穿透比开发特征

对于低渗透油藏，水力压裂是提高油井产量的有效手段。针对井排距为500×125 m的矩形井网进行不同穿透比(30%、50%、70%)实验研究。通过测量模型的压力梯度场和驱替达到稳定时各采出井的采液速度对矩形井网的渗流规律进行了研究。

3.2.1 压力梯度场研究

在20、40、70 kPa的驱替压差下进行实验，待模型压力场稳定后，根据所测压力数据绘制压力梯度场(图7)。由图7可知，压力梯度高值区依然出现在注采井的周围，采出井之间为压力梯度低值区，较难驱动。随着注采压差的增加或者穿透比的增大，模型的压力梯度高值区增加，压力梯度低值区减少。模型的穿透比由30%增加到50%，压力梯度场变化较为明显，再继续增加到70%，改善效果变化不大。

根据小岩心非线性渗流曲线将模型划分渗流区域，结果见表2。

表2 矩形井网不同穿透比模型渗流区域划分

由表2可以看出，随着驱替压差由20 kPa增加到70 kPa，3块模型的压力系数分别增加19%、15%、13%。当驱替压差为20 kPa时，随穿透比的增加，模型的不流动区减少8%，拟线性区增加2%;驱替压差为40 kPa时，模型的不流动区减少4%，拟线性区增加11%;驱替压差为70 kPa时，模型的不流动区减少2%，拟线性区增加6%。说明随着穿透比和驱替压差的增加，模型的压力系数增大，拟线性区所占比例增加。但是，当驱替压差较高时或者穿透比较大时，模型的压力系数提高不明显。驱替压差较低时，模型的主要动用区域为非线性渗流区;当压差较高时，拟线性渗流区域所占的比例增大，动用效果较好。

3.2.2 采液速度分析

测量各模型驱替达到稳定时各采出井的采液速度，计算不同模型单井平均流速曲线(图8)。随着穿透比的增加，单井的流速加快，但是与减小排距产生的效果相比，流速增大并不明显。

图8 矩形井网不同穿透比单井流速曲线

4 结论

(1)通过研发天然露头模型可以模拟实际储层的生产情况，针对裂缝性储层矩形井网开展渗流规律实验研究。

(2)绘制模型的压力梯度场图，根据小岩心非线性渗流曲线将模型划分为不同的渗流区域，提出压力系数的概念，评价井网的有效动用程度。

(3)随着驱替压差的增大，模型的单井流速逐渐增大，压力系数增大，模型的可动用区增加，所以低渗透油藏应采用较大的注采压差进行开采。

(4)矩形井网缩小排距和增大穿透比都会增大模型的压力系数，可动用区域增加，单井的流速增大，当压裂规模增大到一定程度后，继续增大对有效驱动影响不够明显。

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