砾岩油藏弓形井多级水平缝压裂聚驱采收率数值模拟

吴昊镪，彭小龙，朱苏阳，冯宁，张斯，叶泽禹

（1.西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.中国石油 西部钻探工程有限公司 地质研究院，西安 710000）

砾岩油藏是较难开发的油藏类型，具有储集层岩性变化快、孔隙结构复杂和非均质性强等特点[1-5]。克拉玛依油田砾岩油藏经过超50 a的水驱开发，已进入高含水阶段后期，开发以聚合物驱为主。中国多数油藏的水平井多级压裂产生的裂缝为垂直状，但克拉玛依油田七东1 区三叠系油藏埋深较浅，储集层以多层叠置为主，在上覆地层压力为最小主应力的情况下，容易导致压裂后产生的裂缝呈水平状[6]。压裂裂缝为水平缝的水平井生产效果较差，驱替波及效率较低，且非均质性强的砾岩油藏，极易形成水流优势通道，含水率快速上升。因此，在油藏高含水后期实施聚合物驱，如何通过调整注采井网、井型和高效率利用压裂水平缝来最大幅度地提高聚合物的驱油效率，是亟待解决的技术难题。大位移弓形井是通过井眼轨迹控制钻杆形成的弓形水平井，由于其造斜段长度较大，可以钻遇多个层系。前人利用节点系统分析法与数值模拟法，分析了大位移弓形井压裂后的产能效果，并且针对不同的渗透性储集层优化了压裂裂缝的长度[7]。物理模拟和数值模拟结果表明，非均质地层采用水平井与直井组合开发，效果要好于单纯采用直井开发[8]，排状与五点注采井网的采收率较高[9-10]；非均质砾岩油藏高含水期改变注采井网后，剩余油主要分布在中—低渗层未波及到的区域及低渗层的中—小孔隙中[11]；砾岩油藏在聚合物驱中—后期，聚合物部分堵塞了水驱阶段形成的水流优势通道，出现了近活塞式的驱动，剩余油被大量动用，聚合物驱后剩余油以孤立状分布为主，局部存在连片状分布[12-13]。针对高含水后期的非均质砾岩油藏，利用数值模拟和物理模拟的方法，确定不同井型组合、不同井网形式以及不同聚合物黏度段塞对聚合物驱油效率的影响。压裂水平缝大位移弓形井是否适合应用于高含水后期多层系非均质性强的砾岩油藏的开发，亟待通过数值模拟进行研究。

为了充分利用压裂水平缝的特点，并且最大化的调整注采井网，本文采用数值模拟法，设置大位移弓形井以及多级水平缝压裂，进行油藏开发后期注聚效果模拟。在模拟的过程中，弓形井和多级水平缝结合聚合物驱的水动力调整方式改变近井筒地带流体的渗流方式，增加泄油面积和聚合物波及效率，另外采用梯度段塞式注聚的技术可以进一步发挥聚合物的调剖作用，进一步提高浅层非均质砾岩油藏的采收率。

1 地质特征及生产情况

1.1 地质特征与压裂情况

准噶尔盆地克拉玛依油田七东1 区构造上为一东南倾的单斜，油藏储集层为三叠系克拉玛依组下亚组，不整合于石炭系之上，岩性以砂砾岩、砂质砾岩和含砾粗砂岩为主。聚合物驱试验区整体构造比较简单，断层不发育，地层顺下倾方向逐渐变陡，倾角为3°～30°。平面上油层分布连续性较好，但是连续性由西北向东南总体逐渐变差，隔层普遍发育[12-15]。储集层有效孔隙度主要分布在6.40%～24.70%，平均为14.60%；渗透率主要分布在0.10～101.50 mD，平均为15.70 mD（图1）。纵向上渗透率级差较大，平均为293.76，非均质性较强。

区块内的13 口井均为直井，其中S1 井、S2 井、S4 井、S5 井、S7 井和S11 井为注水井，水驱开发若干年后转聚合物驱。其中S10 井、S12 井和S13 井3 口油井已经进行了压裂。根据地质资料，七东1 区地应力状态存在明显的分界线，分界线大致为北东—南西走向，区块西北部最小水平主应力大于垂直主应力，处于逆断层应力状态，最终监测解释结果表明，S10 井人工裂缝为水平缝，裂缝长轴约60 m，短轴约40 m，延伸方向为近东西向[6]。研究区地面（20 ℃）原油密度为0.857 g/cm3，地层（80 ℃）原油黏度为22.50 mPa·s，地层水黏度为0.65 mPa·s，储集层平均孔隙度为5.97%，平均渗透率为20.63 mD，原油地质储量为0.293 4×108m3；S10井压裂缝网长度为60 m，缝网宽度为40 m，压裂裂缝波及高度为60 m（1 010—1 070 m 井段），压裂波及体积为18×104m3，以水平缝为主。

1.2 注采井网生产情况

研究区油藏主要采用五点注采井网生产，经过多年注水开发，综合含水率高达91%，采出程度为30.8%，采油井单井含水率上升较快，多数为凸型上升类型，总体水驱效果差。前期利用Eclipse 油藏数值模拟软件，导入历史数据，通过修正地质模型的渗透率、油水相渗曲线与毛细管压力的方法进行了油藏数值模拟历史拟合，拟合率达85%。

通过油藏工程与数值模拟方法分析，该区块注水井水驱前缘突破时间较早的原因有以下几点：①储集层平均含油饱和度较低，为44.3%，油藏整体动用程度不高；②油藏孔隙结构较差，在非均质油藏中，水驱至高含水阶段时，高渗层驱替作用最强，大孔隙动用明显，剩余油主要集中在中—低渗层小孔隙，中渗层和低渗层含油饱和度分别大于50%和60%，是水驱后提高采收率的主要潜力层段[14-16]；③地层原油的黏度高达22.50 mPa·s，这使得在外加压差作用下，驱替水首先进入粗毛细管中，又由于地层水黏度远小于原油黏度，水渗入细毛细管中，总阻力下降，导致驱替水出现严重指进，甚至水窜。

2 数值模拟

在前人研究的基础上，利用tNavigator 油藏数值模拟软件，选择剩余油富集的有利区块，结合七东1区砾岩油藏开发及相关实验参数，进行后期弓形井压裂水平缝聚合物驱数值模拟，分析不同注采井网、不同注聚强度以及压裂水平缝位置对弓形井采收率的影响。

2.1 模型设计

为研究高含水油藏后期多水平缝大位移弓形井注聚特征和规律，选择剩余油富集区块建立压裂弓形井机理模型。设计弓形井在目标油藏中的长度约1 450 m，入砂高度15～30 m，横向长度比例1∶5 000（图2）。在其周围新增直井形成注采井网模拟生产，以井底流压6 MPa 进行定压模拟生产，模拟生产时间为10 a。为了解决软件精度低和运算速度慢的问题，本文采用tNavigator 高精度数值模拟软件，利用嵌入式离散方法表征压裂裂缝[17]。在软件中设置的压裂裂缝为矩形，而地层渗透率的各向异性导致水平缝一般是椭圆状[18]，由于改变了近井地带的渗流方式，增产效果与裂缝的导流能力和有效波及面积有关，因此，可以采用等效面积法，在模拟软件中设计水平压裂裂缝主缝半长为106 m，次级缝半长为35 m，缝宽为0.02 m，来等效水平缝长半轴60 m、短半轴40 m 和缝宽0.02 m 的半缝波及面积。储集层为典型的反韵律层，从上至下分为4 个小层，小层砂体平均厚度为3.5 m。其中弓形井段长度为1 450 m，在其前部和后部分别设置4 级压裂裂缝，压裂水平缝主半长为106 m，次半长为35 m，水平缝宽为0.02 m，水平缝共8 段，段间距为207.15 m，无因次导流能力为100。

通过室内实验得知，该砾岩油藏适合2 500×104分子量的聚合物[19-20]，且根据矿场资料，确定了适合七东1 区的聚合物溶液的物化参数，包括了聚合物零剪切黏度、聚合物吸附量和残余阻力系数（表1）。因此，在水驱模型基础上，添加注聚参数，主要设置聚合物溶液黏度函数聚合物剪切稀释数据、聚合物/盐的浓度、聚合物驱岩石属性、聚合物吸附函数、注聚的段塞尺寸等。

表1 聚合物溶液的物化参数Table 1.Physical and chemical parameters of polymer solution

2.2 模拟流程

为分析不同敏感参数对弓形井采收率的影响，首先根据邻近区块的聚合物驱试验，决定采用段塞式的注聚方式，设计了聚合物前段、主体和后尾段塞尺寸。在此基础之上，进行了角注和边注井组、不同的注聚强度以及不同的压裂裂缝位置的数值模拟研究。

为了对比不同生产井组的聚合物驱效果，在确保不同井型的压裂段数、压裂裂缝波及面积、聚合物注入量相同的前提下，设计了弓形井角注井组和边注井组[21-22]（图2），其中弓形井长1 450 m，设计聚合物注入油藏总量为0.15 PV，设计注入速度依次为0.01 PV/a、0.02 PV/a、0.03 PV/a、0.04 PV/a和0.05 PV/a，弓形井压裂裂缝位置为高、中、低3个部位。依据邻近区块砾岩油藏的聚合物注聚模式，确定采用聚合物分段梯度段塞式注入法，即注入井针对目标油藏的不同渗透性地层，采用不同的聚合物黏度，高、中和低渗储集层注入聚合物浓度分别为500 mg/L、1 000 mg/L和1 500 mg/L。即克拉玛依组下亚组S27小层为高渗储集层，注入聚合物浓度为500 mg/L（段塞Ⅰ）；和小层为中渗储集层，注入聚合物浓度为1 000 mg/L（段塞Ⅱ），小层为低渗储集层，注入聚合物浓度为1 500 mg/L（段塞Ⅲ）（图3）。通过直井向不同渗透性储集层注入不同浓度的聚合物段塞，可减少注入压差的能量损失[23-25]。

这是因为如果注入井依次注入一定量不同性质黏度的多个聚合物段塞，不同浓度的聚合物段塞可以匹配不同级别渗透率的储集层，当较低黏度的段塞遇到较高黏度的段塞后，在段塞前后压差的作用下，低黏度段塞将自动分流，进入较低渗透率层段。因此，对于非均质砾岩油藏，从高到低可以依次封堵不同渗透率的孔隙，在地层深部形成立体柱塞墙，并近似于活塞式驱替，立体柱塞墙将平行移动。该方法降低了在输送驱替剂和被驱替液过程中的压力损失，可以增大驱替段塞的压力梯度。局部压力梯度增大后驱替流体可以进入更小的孔隙，储集层可动用孔隙体积随之增大，油层深部低渗区波及体积扩大，采收率提高。

3 主要参数优化

3.1 注聚强度

在弓形井压裂条件、聚合物总注入量以及聚合物的段塞尺寸相同的情况下，模拟了不同注聚强度下的弓形井5 a 的采出程度与含水率。根据模拟结果，在相同的聚合物用量和注入段塞浓度下，随着注聚强度的增加，聚驱效果逐渐变好。因此，为了延长注聚周期，扩大聚合物波及系数与洗油效率，该区块最佳的注聚强度为0.05 PV/a（图4）。

根据模拟结果，聚驱强度越大，采出程度也越大，含水率也随之升高。但是当注聚强度超过0.05 PV/a时，采出程度的增量变小，且含水率增量变大，聚驱效果变差，聚合物的注聚强度存在最佳值。当注聚强度为0.01～0.05 PV/a 时，聚合物段塞近似于活塞平行向前移动；而超过0.05 PV/a 时，部分高渗层出现聚驱指进现象，聚合物驱效果变差。因此，最优注聚强度为0.05 PV/a。

3.2 注采井组

通过调整注入井的位置，形成角注与边注井组，在弓形井压裂条件、聚合物总注入量、注聚强度以及聚合物的段塞尺寸相同的情况下，研究不同的注采井网对弓形井聚驱效果的影响（图5）。可以看出，角注井组和边注井组的采出程度差距较小，生产初期，聚合物对水驱优势通道具有明显的封堵，弓形井含水率降低，优势通道周围的剩余油得以动用；生产后期，由于聚合物突破了快速水流通道，弓形井含水率逐渐上升，但呈现阶梯型的上升规律，说明周围的聚驱剩余油呈活塞式驱替，驱替效率增加。但边注井组的含水率在中—后期的上升速率较快，分析原因为边注井组虽然在前期能动用弓形井边部大量剩余油，但是由于边部注入井离弓型井压裂裂缝较近，在相同的时间下聚合物驱突破时间早，由此又形成了快速水流通道（图6）。

根据不同的注采井组模拟结果，该砾岩油藏具4 个韵律层段，角注井组的波及范围更大，但是对于克拉玛依组下亚组S47低渗层的驱替效果不佳，应增大对该层的注聚强度或者扩大压裂裂缝的范围。而边注井组弓形井两侧易水淹，且四角的剩余油无法波及（图6a）。总体来看二者的最终采出程度相差较小，而边注井组的含水率上升更快。通过剩余油饱和度分析可知，边注井组由于井距较小，聚驱突破时间较早，四角周围的剩余油较为富集（图6）。因此，对于水平缝弓形井的注聚开发，角注井组的效果要优于边注井组。

3.3 水平缝位置

为提高聚合物的波及效率，研究了水平缝在层内不同位置对弓形井采出程度的影响。由于该砾岩油藏的纵向非均质性强，因此可以设置压裂裂缝在每个韵律层层内的位置，分为上、中、下3个部位模拟优化聚合物驱效果。在角注井组中，裂缝处于上部时注聚驱油效果最佳，下部注聚效果最差（图7）。分析原因得知，在高黏度的聚合物油水重力分异作用下，聚合物不仅可以增加油藏上部驱替，也可对下部原油进行有效驱替，从而提高波及系数和驱油效率。

为了更好地体现裂缝在层内不同位置下聚合物的波及范围，定义了单个网格聚合物的波及系数Ep来展示聚合物的波及范围。

式中Ep——聚合物波及系数，kg/m3；

cp——单个网格的聚合物浓度，kg/m3；

∑Qw——单个网格累计过水量，m3；

Vφ——单个网格孔隙体积，m3。

统计的模拟结果分析表明，油相由压裂裂缝向油井线性流动，压裂裂缝处于层内上部的位置在重力分异的作用下剩余油驱动效果较好，驱替前缘相对稳定，储集层总体的聚合物波及系数达30%以上，从聚合物波及系数图上看（图8），压裂裂缝设置在韵律层层内上部纵向的剩余油分布较少，无论是波及范围还是驱替效果都是最佳。裂缝位于层内下部的井，注入井在增大注聚强度后容易在底部发生锥进，对层内底部裂缝的开采产生不利影响。

4 结论与建议

（1）试验区块内角注井组效果要优于边注井组，驱替效率随着注聚强度的增加而降低，且层内水平缝位于韵律层层内上部时，驱替效果最优。

（2）多级水平缝压裂大位移弓形井的开发效果要优于常规水平井开发和直井开发，其主要优势在于弓形井可钻遇多个储集层，且将每级水平缝的优势发挥出来，扩大了近井地带的泄油面积，一定程度上提高了高含水后期非均质浅层砾岩油藏的采收率。