新歡27塊開發壓裂數值模擬研究

王志明

(中石油遼河油田公司采油工藝處，遼寧 盤錦 124010)

1 油藏概況

新歡27區塊位于歡北杜家臺中部，南臨新齊14塊，北臨杜4塊，東臨齊11塊，西臨歡26塊。含油面積2.8 km2，估算石油地質儲量297×104t。儲層埋深2 650～2 960 m，呈層狀分布，平面上各儲層疊加成片。儲層厚度較大，最大146.8 m，最小44.2 m，平均93.9 m。分為3個油層組、9個砂巖組、29個小層。平均孔隙度15.1%，平均滲透率146.6 ×10－3μm－2。

2 開發壓裂研究

2.1 注采井網設計

低滲地層在均質和非均質條件下，對井距與縫長的優化組合需要結合裂縫在井網系統中的方位［1－4］。根據歡2－8－5017井的裂縫監測結果主裂縫走向NE60°來進行優化設計。

新歡27塊原油黏度為3～5 mPa·s，低滲儲層滲透率在1×10－3～50×10－3μm2，儲層流體流度在0.2～15.0。為了分析不同滲透率級別排距和井距的基本標準，取原油黏度為4.0 mPa·s，生產壓差為2.0 MPa，把滲透率分為 1 ×10－3μm2、10 ×10－3μm2，25 ×10－3μm2、35 ×10－3μm2、50 ×10－3μ m2五個級別。

根據歡2-9-5218井壓力恢復曲線測試結果，本塊的泄油半徑為70 m左右，如圖1所示，水井與遠角(A井)對應兩個泄油半徑，技術極限井距大約為150 m，在井距方向上存在壓裂裂縫溝通，根據一般低滲透油藏壓裂規模的穿透比，為了防止注入水的水竄，井距一般要大一點，為了便于模擬，把井距定為150、200、250、300 m四個級別。

壓裂裂縫注采井網的排距是由儲層基質滲透率決定的，排距大小反映了儲層基質的傳導能力，井網排距對低滲透油藏的影響比對中高滲透油藏要大。水井與近角井(B井)也對應兩個泄油半徑，技術極限井距大約為150 m，在這個方向上沒有壓裂裂縫溝通，同時，在邊井方向上也沒有壓裂裂縫溝通，為了便于模擬，把井距定為200 m，把排距定為75、100、125、150、200 m五個級別。當排距為200 m，正好是正方形反九點。以滲透率為10×10－3μm2的儲層為例進行數值模擬計算，不同井距排距下的結果如圖2～圖5。

從圖2和圖3可以看出，隨開發時間的增大，排距越小，采出程度越高，但也伴隨著含水率上升加劇，總體上看，采出程度的增大幅度沒有含水上升幅度大。從圖4可以看出，在相同含水率下，排距越小，其采出程度越小。從圖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 開發壓裂裂縫參數優化結果

應用美國Schlumberger公司Eclipse三維三相黑油數模軟件對新歡27塊在200 m×200 m反九點井網下壓裂參數優化。根據正方形200 m×200 m反九點井網的對稱性，選取典型單元的四分之一作為模擬計算單元，保證模擬單元的四個邊全部是分流線，如圖6所示。

新歡27井油藏基本參數見表1。

表1 新歡27塊數值模擬基本油藏參數表

主要取平均構造頂深、油層厚度、砂巖厚度、孔隙度及滲透率等，由于缺少水平方向各向異性的資料，X方向滲透率與Y方向滲透率取值一致。

評價每個方案的好壞，主要以開發15年的含水率與采出程度的關系曲線為評價指標，同時兼顧見水時間的早晚以及含水率大小。對于新歡27低滲儲層的三個油層組Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ分別進行壓裂優化，運用正交優化設計方法，對于每個油層組正交排列出16個方案，同時為了對比將油水井不壓裂作為方案17，其正交優化方案見表2。

表2 反九點井網壓裂裂縫參數數值模擬正交表L16(45)

油層組Ⅰ平均滲透率為31×10－3μm2，模擬結果見圖7～圖9。油層組Ⅱ平均滲透率為207.6×10－3μm2，油層組Ⅲ平均滲透率為16×10－3μm2，油層組Ⅱ和油層組Ⅲ模擬結果限于篇幅未列出。

從圖7～圖9可以看出，不同的壓裂規模，其采收率、含水率不同。如果不壓裂，其15年的采收率以及含水率較低。但是如果壓裂，采出程度的增加必然伴隨著含水率的增加，因此，應該以含水率與采出程度的關系來判斷，其整體壓裂參數見表3。

表3 油層組Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ壓裂裂縫參數優化設計結果

3 結論

1)開發壓裂對于提高低–特低滲透油藏的單井產量及最終采收率作用明顯。

2)采用反九點井網情況下，新歡27塊低滲油藏三個油組的滲透率差異決定了壓裂裂縫參數優化結果的差異。

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