论文部分内容阅读
摘要：研究水平井开发动态与水平井段长度、裂缝系统以及井距和排距最佳匹配关系，能够最大限度地获得产量、采出程度以及有效单井采出程度，对于低渗透油藏水平井开发方案的编制具有重要意义。因此，选取水平井长度、裂缝横向穿透长度、裂缝条数、裂缝导流能力，应用数值模拟及正交设计实验方法分别对L1井区13口水平井开展系统压裂参数的优化设计进行研究，结果表明：L1井区LP3井最优裂缝参数为：水平井长度为289m，裂缝半长165m，裂缝条数5条，裂缝导流能力5 D·cm，L1井区13口水平井人工裂缝系统优化参数存在差异性，研究水平井人工裂缝系统参数需进行单井研究。
关键字：数值模拟；裂缝参数；低渗透油藏；正交设计；水平井
【中图分类号】：TE357
0 前言
低渗透油藏水平井的长度、裂缝条数、裂缝间距以及井距和排距的最佳匹配关系，如果采用排列组合的关系进行全面试验则相当复杂，这个数目太大，对于实际油藏油田尺度的油藏数值模拟来说，做这么多次模拟试验是不可能的，而正交试验法（正交设计）是目前最流行的一种试验次数较少，效果又与全面试验相近的试验设计方法[1-4]。
L1井区油藏为三角洲前缘亚相沉积体系地质特征，目前L1井区采用直接与水平井交错5点法注水井网开采。为了使研究更有针对性，使研究认识能应用到L1井区水平井的分段压裂改造设计和实施中去，本文基于L1井区实际地质模型，采用正交设计方法设计不同的裂缝参数组合方案，然后，应用数值模拟方法对L1井区13口水平井开展系统压裂参数的优化设计研究。在方案设计过程中，选取对压裂水平井影响较明显的四组参数：水平井长度、裂缝横向穿透长度、裂缝条数、裂缝导流能力。本文定义这四组参数的表示符号和含义见表1：
1 LP3井裂缝系统优化设计
以LP3井为例，说明应用正交实验方法设计不同的裂缝系统参数组合方案，并通过数值模拟预测不同方案开发指标，通过对开发指标对比评价，实现裂缝系统优化设计的原理和实现方法。从全油藏模型中切出LP3及其附近四口注水直井（D200-52、D99-52、D201-53、D200-54）模型开展研究，如图1所示，模型网格尺寸为17×29×5，模拟生产时间30年，以采出程度（R）和含水率（fw）两个开发指标作为方案优选标准。
1.1 确定正交实验方案水平井因素表
本文压裂参数水平取值的选取原则：①、根据同类油藏水平井开发经验；②、根据地质模型的尺寸大小；③、根据对区块水平井裂缝系统参数影响因素分析结果。在合理的参数范围内确定4个影响压裂水平井生产动态主要因素及相应水平，如表2：
1.2 制定方案設计表格
根据压裂参数个数以及相应水平取值，选用正交表（L16_4_4 ），即4因素4水平方案表，进行正交实验方案设计，如表3所示，共得到16套组合方案。
1.3 LP3井方案开发指标预测方法
根据表3，在数值模拟中设置不同的裂缝系统组合参数对16套方案进行模拟计算。在计算过程中，考虑到由地层直接流入水平井井筒的流量较小，认为流体首先从储层进入横切压裂裂缝，然后再进入井筒。模拟计算过程中控制裂缝沿着井筒方向均匀分布，压裂裂缝按导流能力等效方法处理，共计算30年开发过程，模拟结束时输出LP3井方案2的采收率和含水率指标。以方案2为例说明LP3井裂缝系统参数及数值模型，如图1所示。
LP3井方案2对应的水平井压裂参数为水平井长度为289m，裂缝半长165m，裂缝条数3条，裂缝导流能力10D·cm，针对优化参数修改数值模拟模型以后进行运算20年。输出20年内的采出程度、最终含水率等指标代入正交实验设计表格用于方案的优选结果。
1.4 LP3井最优方案的确定
采出程度曲线和含水率曲线反应了整个模拟期内各个阶段的采出程度和含水率变化情况，曲线的形态和大小可直观反映各方案的优劣，从而评价开发效果，优选压裂水平井裂缝系统最优方案。图2为LP3井16套裂缝系统组合方案不同时期采出程度曲线对比图。从图中可以看出，不同组合方案采出程度曲线在生产初期基本重合，差别不大。当LP3井生产至大约9年时，不同方案间预测采收率呈现明显的分离趋势，从采收率曲线变化趋势看，无论从最终采出程度还是阶段采出程度这两项开发指标来看，“方案7”为LP3井分段压裂改造最优推荐实施方案，方案6和方案8的采出程度明显好于其他方案，作为LP3压裂改造备选方案。
图3为LP3井含水率变化曲线，该图线的形态兼具衡量采出程度和含水率关系开发效果评价指标的功能。总体来讲，曲线越凹、含水上升越慢、无水采油期越长，开发效果越好。从图中可以看出，“方案7”与“方案8”相比，其预测含水上升速度明显慢，但是从全部方案看，方案7含水上升速度并不是最慢的。从图2，图3反映的情况综合看，反映了裂缝方案设计中遇到的主要矛盾是采出程度和含水率上升之间的矛盾，既含水率与采收率不可兼优。
根据实际生产要求，压裂水平井裂缝系统方案优选主要以最终采出程度指标为主，含水率为辅的基本原则。方案7最终采出程度是16套方案中最高的，其次为方案8，含水率比较，对比方案7和方案8可知方案7的含水率较低。因此，确定LP3井裂缝系统最优设计方案为方案7，即 LD=0.6 、LfD=0.6、N=5、Cf=5 ，根据L1井区LP3井组油藏参数，将无因次参数转换成真实压裂参数即水平井长度为289m，裂缝半长165m，裂缝条数5条，裂缝导流能力5 D·cm。LP3井方案7实际数值模型如图4所示：
2 L1井区水平井裂缝系统优化设计
按照LP3井裂缝系统优化设计步骤，基于L1井区现有井网、目前开发阶段下油藏动态模型，对井区内LP1井、LP2井、LP4井、LP5井、LP6井、LP7井、LP8井、LP9井、LP10井、LP11井、LP12井和LP13井其他12口水平井进行裂缝系统参数优化研究。每口水平井设计16套裂缝系统组合方案并通过数值模拟预测每套方案开发指标。应用数值模拟方法对12口水平井共模拟12×16=192套方案预测开发指标，通过对每口水平井16套方案开发指标进行对比优选，得到其余12口水平井最优化裂缝系统组合方案参数表及模拟期最终采出程度和含水率（表4）。
3 结论
1、LP3井最优方案为“方案7”，即水平井长度为289m，裂缝半长165m，裂缝条数5条，裂缝导流能力5 D·cm。
2、考虑到压裂水平井水平段长度、地应力方位和大小、钻遇油层厚度和物性非均质性的影响，数值模拟研究结果表明，L1井区13口水平井最优裂缝系统参数具有差异性。
参考文献
[1]韩兴刚，徐文，刘海锋.“正交试验法”在油气田开发方案优化设计中的应用[J].天然气工业，2005，25（4）：116～118.
[2]顾岱鸿，田冷.低渗油藏裂缝对水平井产能影响的实验研究[J].断块油气田，2005，12（5），31～33.
[3]计秉玉.正交设计在油藏数值模拟中的应用[J].数理统计与管理，1994，13（5） ，28～31.
[4]张学文，方宏长，裘怿楠等.低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素[J].石油学报，1999.20 （4） ，51～55.
关键字：数值模拟；裂缝参数；低渗透油藏；正交设计；水平井
【中图分类号】：TE357
0 前言
低渗透油藏水平井的长度、裂缝条数、裂缝间距以及井距和排距的最佳匹配关系，如果采用排列组合的关系进行全面试验则相当复杂，这个数目太大，对于实际油藏油田尺度的油藏数值模拟来说，做这么多次模拟试验是不可能的，而正交试验法（正交设计）是目前最流行的一种试验次数较少，效果又与全面试验相近的试验设计方法[1-4]。
L1井区油藏为三角洲前缘亚相沉积体系地质特征，目前L1井区采用直接与水平井交错5点法注水井网开采。为了使研究更有针对性，使研究认识能应用到L1井区水平井的分段压裂改造设计和实施中去，本文基于L1井区实际地质模型，采用正交设计方法设计不同的裂缝参数组合方案，然后，应用数值模拟方法对L1井区13口水平井开展系统压裂参数的优化设计研究。在方案设计过程中，选取对压裂水平井影响较明显的四组参数：水平井长度、裂缝横向穿透长度、裂缝条数、裂缝导流能力。本文定义这四组参数的表示符号和含义见表1：
1 LP3井裂缝系统优化设计
以LP3井为例，说明应用正交实验方法设计不同的裂缝系统参数组合方案，并通过数值模拟预测不同方案开发指标，通过对开发指标对比评价，实现裂缝系统优化设计的原理和实现方法。从全油藏模型中切出LP3及其附近四口注水直井（D200-52、D99-52、D201-53、D200-54）模型开展研究，如图1所示，模型网格尺寸为17×29×5，模拟生产时间30年，以采出程度（R）和含水率（fw）两个开发指标作为方案优选标准。
1.1 确定正交实验方案水平井因素表
本文压裂参数水平取值的选取原则：①、根据同类油藏水平井开发经验；②、根据地质模型的尺寸大小；③、根据对区块水平井裂缝系统参数影响因素分析结果。在合理的参数范围内确定4个影响压裂水平井生产动态主要因素及相应水平，如表2：
1.2 制定方案設计表格
根据压裂参数个数以及相应水平取值，选用正交表（L16_4_4 ），即4因素4水平方案表，进行正交实验方案设计，如表3所示，共得到16套组合方案。
1.3 LP3井方案开发指标预测方法
根据表3，在数值模拟中设置不同的裂缝系统组合参数对16套方案进行模拟计算。在计算过程中，考虑到由地层直接流入水平井井筒的流量较小，认为流体首先从储层进入横切压裂裂缝，然后再进入井筒。模拟计算过程中控制裂缝沿着井筒方向均匀分布，压裂裂缝按导流能力等效方法处理，共计算30年开发过程，模拟结束时输出LP3井方案2的采收率和含水率指标。以方案2为例说明LP3井裂缝系统参数及数值模型，如图1所示。
LP3井方案2对应的水平井压裂参数为水平井长度为289m，裂缝半长165m，裂缝条数3条，裂缝导流能力10D·cm，针对优化参数修改数值模拟模型以后进行运算20年。输出20年内的采出程度、最终含水率等指标代入正交实验设计表格用于方案的优选结果。
1.4 LP3井最优方案的确定
采出程度曲线和含水率曲线反应了整个模拟期内各个阶段的采出程度和含水率变化情况，曲线的形态和大小可直观反映各方案的优劣，从而评价开发效果，优选压裂水平井裂缝系统最优方案。图2为LP3井16套裂缝系统组合方案不同时期采出程度曲线对比图。从图中可以看出，不同组合方案采出程度曲线在生产初期基本重合，差别不大。当LP3井生产至大约9年时，不同方案间预测采收率呈现明显的分离趋势，从采收率曲线变化趋势看，无论从最终采出程度还是阶段采出程度这两项开发指标来看，“方案7”为LP3井分段压裂改造最优推荐实施方案，方案6和方案8的采出程度明显好于其他方案，作为LP3压裂改造备选方案。
图3为LP3井含水率变化曲线，该图线的形态兼具衡量采出程度和含水率关系开发效果评价指标的功能。总体来讲，曲线越凹、含水上升越慢、无水采油期越长，开发效果越好。从图中可以看出，“方案7”与“方案8”相比，其预测含水上升速度明显慢，但是从全部方案看，方案7含水上升速度并不是最慢的。从图2，图3反映的情况综合看，反映了裂缝方案设计中遇到的主要矛盾是采出程度和含水率上升之间的矛盾，既含水率与采收率不可兼优。
根据实际生产要求，压裂水平井裂缝系统方案优选主要以最终采出程度指标为主，含水率为辅的基本原则。方案7最终采出程度是16套方案中最高的，其次为方案8，含水率比较，对比方案7和方案8可知方案7的含水率较低。因此，确定LP3井裂缝系统最优设计方案为方案7，即 LD=0.6 、LfD=0.6、N=5、Cf=5 ，根据L1井区LP3井组油藏参数，将无因次参数转换成真实压裂参数即水平井长度为289m，裂缝半长165m，裂缝条数5条，裂缝导流能力5 D·cm。LP3井方案7实际数值模型如图4所示：
2 L1井区水平井裂缝系统优化设计
按照LP3井裂缝系统优化设计步骤，基于L1井区现有井网、目前开发阶段下油藏动态模型，对井区内LP1井、LP2井、LP4井、LP5井、LP6井、LP7井、LP8井、LP9井、LP10井、LP11井、LP12井和LP13井其他12口水平井进行裂缝系统参数优化研究。每口水平井设计16套裂缝系统组合方案并通过数值模拟预测每套方案开发指标。应用数值模拟方法对12口水平井共模拟12×16=192套方案预测开发指标，通过对每口水平井16套方案开发指标进行对比优选，得到其余12口水平井最优化裂缝系统组合方案参数表及模拟期最终采出程度和含水率（表4）。
3 结论
1、LP3井最优方案为“方案7”，即水平井长度为289m，裂缝半长165m，裂缝条数5条，裂缝导流能力5 D·cm。
2、考虑到压裂水平井水平段长度、地应力方位和大小、钻遇油层厚度和物性非均质性的影响，数值模拟研究结果表明，L1井区13口水平井最优裂缝系统参数具有差异性。
参考文献
[1]韩兴刚，徐文，刘海锋.“正交试验法”在油气田开发方案优化设计中的应用[J].天然气工业，2005，25（4）：116～118.
[2]顾岱鸿，田冷.低渗油藏裂缝对水平井产能影响的实验研究[J].断块油气田，2005，12（5），31～33.
[3]计秉玉.正交设计在油藏数值模拟中的应用[J].数理统计与管理，1994，13（5） ，28～31.
[4]张学文，方宏长，裘怿楠等.低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素[J].石油学报，1999.20 （4） ，51～55.