新欢27块开发压裂数值模拟研究

王志明

(中石油辽河油田公司采油工艺处，辽宁 盘锦 124010)

1 油藏概况

新欢27区块位于欢北杜家台中部，南临新齐14块，北临杜4块，东临齐11块，西临欢26块。含油面积2.8 km2，估算石油地质储量297×104t。储层埋深2 650～2 960 m，呈层状分布，平面上各储层叠加成片。储层厚度较大，最大146.8 m，最小44.2 m，平均93.9 m。分为3个油层组、9个砂岩组、29个小层。平均孔隙度15.1%，平均渗透率146.6 ×10－3μm－2。

2 开发压裂研究

2.1 注采井网设计

低渗地层在均质和非均质条件下，对井距与缝长的优化组合需要结合裂缝在井网系统中的方位［1－4］。根据欢2－8－5017井的裂缝监测结果主裂缝走向NE60°来进行优化设计。

新欢27块原油黏度为3～5 mPa·s，低渗储层渗透率在1×10－3～50×10－3μm2，储层流体流度在0.2～15.0。为了分析不同渗透率级别排距和井距的基本标准，取原油黏度为4.0 mPa·s，生产压差为2.0 MPa，把渗透率分为 1 ×10－3μm2、10 ×10－3μm2，25 ×10－3μm2、35 ×10－3μm2、50 ×10－3μ m2五个级别。

根据欢2-9-5218井压力恢复曲线测试结果，本块的泄油半径为70 m左右，如图1所示，水井与远角(A井)对应两个泄油半径，技术极限井距大约为150 m，在井距方向上存在压裂裂缝沟通，根据一般低渗透油藏压裂规模的穿透比，为了防止注入水的水窜，井距一般要大一点，为了便于模拟，把井距定为150、200、250、300 m四个级别。

压裂裂缝注采井网的排距是由储层基质渗透率决定的，排距大小反映了储层基质的传导能力，井网排距对低渗透油藏的影响比对中高渗透油藏要大。水井与近角井(B井)也对应两个泄油半径，技术极限井距大约为150 m，在这个方向上没有压裂裂缝沟通，同时，在边井方向上也没有压裂裂缝沟通，为了便于模拟，把井距定为200 m，把排距定为75、100、125、150、200 m五个级别。当排距为200 m，正好是正方形反九点。以渗透率为10×10－3μm2的储层为例进行数值模拟计算，不同井距排距下的结果如图2～图5。

从图2和图3可以看出，随开发时间的增大，排距越小，采出程度越高，但也伴随着含水率上升加剧，总体上看，采出程度的增大幅度没有含水上升幅度大。从图4可以看出，在相同含水率下，排距越小，其采出程度越小。从图5可以看出，在相同含水率下，排距越小，其有效采出程度也越小，因此，排距越小，不一定有利。

2.2 开发压裂裂缝参数优化结果

应用美国Schlumberger公司Eclipse三维三相黑油数模软件对新欢27块在200 m×200 m反九点井网下压裂参数优化。根据正方形200 m×200 m反九点井网的对称性，选取典型单元的四分之一作为模拟计算单元，保证模拟单元的四个边全部是分流线，如图6所示。

新欢27井油藏基本参数见表1。

表1 新欢27块数值模拟基本油藏参数表

主要取平均构造顶深、油层厚度、砂岩厚度、孔隙度及渗透率等，由于缺少水平方向各向异性的资料，X方向渗透率与Y方向渗透率取值一致。

评价每个方案的好坏，主要以开发15年的含水率与采出程度的关系曲线为评价指标，同时兼顾见水时间的早晚以及含水率大小。对于新欢27低渗储层的三个油层组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ分别进行压裂优化，运用正交优化设计方法，对于每个油层组正交排列出16个方案，同时为了对比将油水井不压裂作为方案17，其正交优化方案见表2。

表2 反九点井网压裂裂缝参数数值模拟正交表L16(45)

油层组Ⅰ平均渗透率为31×10－3μm2，模拟结果见图7～图9。油层组Ⅱ平均渗透率为207.6×10－3μm2，油层组Ⅲ平均渗透率为16×10－3μm2，油层组Ⅱ和油层组Ⅲ模拟结果限于篇幅未列出。

从图7～图9可以看出，不同的压裂规模，其采收率、含水率不同。如果不压裂，其15年的采收率以及含水率较低。但是如果压裂，采出程度的增加必然伴随着含水率的增加，因此，应该以含水率与采出程度的关系来判断，其整体压裂参数见表3。

表3 油层组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ压裂裂缝参数优化设计结果

3 结论

1)开发压裂对于提高低–特低渗透油藏的单井产量及最终采收率作用明显。

2)采用反九点井网情况下，新欢27块低渗油藏三个油组的渗透率差异决定了压裂裂缝参数优化结果的差异。

［1］Holditch SA.The optimization of well spacing and fracture length in low permeability gas reservoirs［A］.SPE 7496，1981.

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