水平井有效压裂n次及注采井网的配合

水平井有效压裂n次及注采井网的配合

低渗透油储量丰富，但大部分油层孔隙低，天然裂缝发育，单井产量低。对直井注采井网:由于特低渗透油藏的开发效果受到井型以及与裂缝系统相匹配的井网形式影响,近年来,在该类油藏的布井方式研究和矿场试验上开展了大量的工作。但能否利用水平井技术提高特低渗透油藏的开发效果和开发效益是一个新的课题。笔者以西峰油田长8油藏为例,结合盆地特低渗透油藏地质特征和开发特征,探讨了特低渗透油藏水平井开发的优化布井方式。1储层地质特征鄂尔多斯盆地特低渗透油藏与国内外同类油藏相比,埋藏深度相对较浅,面积大且整装。储层埋深为1400～2300m,连片含油面积为110～400km2。储层物性为低孔隙和低渗透,但原油性质较好。与国内其他同类油田相比,原油具有低粘度、低凝固点的特点,易于流动。孔隙度为10%～12%,渗透率为(0.3～5)×10-3μm2,原油黏度低于3mPa·s,凝固点为22℃。储层胶结物成份以酸敏矿物绿泥石、浊沸石和方解石为主。粘土矿物主要以绿泥石等酸敏矿物为主,有利于注水开发。油层的润湿性为弱亲水—中性。岩心核磁共振可动流体评价实验表明,大多数油藏可动流体均在40%以上。注水井启动压力和注水压力低,吸水能力强。视吸水指数为3～5m3/MPa·d。储层微裂缝发育。在构造缝、层间缝及成岩缝这三大类裂缝中,以成岩缝发育为特征;微裂缝在平面上总体分布以北偏东5°为主。裂缝宽为1～3μm,长80～130μm。储层压裂裂缝方向受现今地层最大主应力方向控制。研究区地层最大主应力方向测试结果是NE70°至NE75°。2压力驱替系统特低渗透储层的渗流特点是:(1)低渗透油藏中低速非线性渗流的微观本质是流体在微小孔喉中的微尺度流动效应,如壁面效应、分子间力等变成了主导因素。流体的微尺度流动效应是导致特低渗透油藏中特殊渗流现象的根本原因。对水在直径为2～50μm的石英管中的流动实验结果发现,当石英管直径小于10μm时,呈明显的低速非线性流动特性。阻力系数高于经典的流体力学理论计算结果时,随驱动力的增大而减小,趋近于稳定值。(2)压敏效应对采油指数的影响。由于渗透率受压力敏感的影响,采油井流压过低,会引起采油指数的降低,渗透率越低,压力敏感系数越大,采油指数降低幅度越大。(3)特低渗透油藏存在非达西渗流,与达西渗流的主要区别就是存在启动压力梯度。启动压力梯度随渗透率的减小而增大;当渗透率小于一定值时,启动压力梯度急剧增大;特低渗透油藏压力损失主要在井筒附近。应用地层压力梯度概念,模拟计算了渗透率为1.0×10-3μm2的储层不同油水井间距压力梯度曲线。由于油水井距大于250m时已不能形成有效的驱替,模拟区西峰油田董志区长8油藏的渗透率为0.72×10-3μm2,有效驱替系统按油水井距225m设计。综上所述,特低渗透油藏建立有效的压力驱替系统需要更小的油水井距来实现,但却降低了井控储量和开采效益。目前菱形反九点法井网不断加大井距压缩排距的方式,虽然在一定程度上缓和了开采效益和开发效果矛盾,但未从根本上予以解决。另外,直井经过压裂,仅仅改善了渗流能力。若水平井在水平段上能有效进行N点压裂改造,其渗流能力理论上则提高N倍。配合适当的注采井网,则特低渗透油藏开发水平将有大幅度的提高。3西峰油田油气藏模拟区构建鄂尔多斯盆地西峰油田长8油藏特低渗透油藏为湖泊三角洲前缘亚相沉积,以水下分流河道微相为主。储层为细—中粒长石岩屑砂岩。平均孔隙度为9.84%,空气渗透率为0.72×10-3μm2,属于典型的低孔隙、特低渗透储层。油藏压力系数为0.8～0.9,原始气油比为106.4m3/t,原始驱动类型为弹性溶解气驱,属于岩性油藏。储层天然微裂缝较发育,区域最大主应力方位为NE75°。在建立西峰油田长8油藏三维模型的基础上,开展了数值模拟研究。模拟区块面积为16km2,采用规则中心网格,选取网格步长dx=25m,dy=25m,纵向上分为1个层,总的模拟网格节点数为25600个。考虑压裂裂缝方向易于沿最大主应力方向延伸,模拟网格x方向为最大主应力方向,储层天然微裂缝作为储层综合效应等效于基质总渗透率。3.1种井段的模拟计算以交错排状注水方式为例,研究了直井、水平井组合方式对开发效果的影响,选择直井、水平井6种不同组合方式(图1)。设计条件:①井距450m,排距225m,符合该地层建立有效驱动压力的最大井距和单井有效控制储量的需要;②以定压控制方式进行生产,保持注采压差为20MPa;③水平井水平段长度为275m,压裂改造三段,设计压裂半缝长125m;④注水井为水平井、油井水平段为x方向时不压裂。将6种组合方式进行数值模拟计算,开发技术指标如表1。对交错排状注水系统6种组合方式的模拟结果进行的对比分析发现(图2):(1)对于同一类注水井,开发初期水平井的采油速度比压裂直井的采油速度高,水平井的平均单井产量是压裂直井平均单井产量的1.5～2.7倍,其中水平段垂直最大主应力方向的采油井的采油速度和平均单井产量最高。(2)当注水井为直井、采油井为水平井时,x方向水平井采油速度明显低于y方向压裂的水平井。单井产量约降低50%。(3)当注水井为水平井时,其含水上升率普遍高于直井。这表明水平井注水降低了油藏的驱替效率(图3)。由以上分析看出,不同注水井网下的驱替效果不同。图1(a)方式为目前大多数开发低渗透油藏的井网方式。当直井注水时,压裂直井采油的单井产量低,采油速度低。图1(b)方式仅在图1(a)方式上把直井注水改为水平井注水,注水井吸水能力进一步提高。图1(b)方式由于油井水平段平行主应力方向,渗流能力等同于压裂直井。图1(e)方式与图1(b)方式类似,渗流能力未发生改变。图1(c)方式是一个质的变化,油井水平段被改造成3条沿x方向的主裂缝,油井渗流能力大幅提高,能正常建立驱替系统。图1(f)方式与之相当,但驱替效率有所下降,含水上升较快。3.2调整井网方式为了研究直井水平井井网方式对开发效果的影响,设计了矩形井网、直线排状注水系统和交错排状注水系统的6种组合方式(图4)。设计的条件是:①矩形井网井距425m,排距175m,直线排状注水井网井距500m,排距225m,交错排状注水井网井距450m,排距225m;②注水井均不压裂;③水平段长度为275m,水平段压裂3条缝,裂缝半径长125m。④以定压控制方式进行生产,保持注采压差为20MPa。图4(f)方式即交错排状注水井网的直井注水、垂直最大主应力方向水平段压裂的水平井组合,含水率95%时的最大采出程度为24.35%(表2和图5)。同时这种组合方式的开发时间最短、单井产量最高,是直井井网的组合形式的2～3倍(图6)。从各项开发指标来看,交错排状注水井网的直井注水、y方向压裂水平井采油组合形式优于其他5种组合形式。4注采井排距和井型组合下的驱替效果(1)特低渗透油藏采取水平井段垂直于地层最大主应力方向并配合水平井段多点压裂,可以大幅度提高渗流能力。(2)不同注采井网和井型组合下的驱替效果不同。为了建立有效的驱替系统,储层渗透率不