基于PEBI网格的低渗油藏水平井压裂裂缝参数优化.doc

基金项目：国家重大专项（2008ZX05013，低渗、特低渗透油气田经济开发关键技术）资助。 作者简介：王记俊，(1987—)，男，研究生，2010年毕业于燕山大学石油工程专业，现为西南石油大学油气田开发专业研究生。 电话Email: jijun219@126.com 基于PEBI网格的低渗油藏水平井压裂裂缝参数优化 摘要：低渗薄层油藏往往采用对水平井进行压裂的方法来提高油层产能，由于复杂的地质条件及多形态的断层发育，水平井压裂裂缝参数的优劣对压裂效果起到决定性的作用，而常规模拟压裂水平井的方法不能很好的描述裂缝形态。因此提出了应用新型非结构网格—PEBI网格模拟压裂水平井裂缝参数，实现了水力裂缝的准确模拟，并与常规笛卡尔网格加密方法进行对比，体现了PEBI网格模拟水平井压裂裂缝的优越性。同时得到以下裂缝参数优化的结论：最优裂缝间距100m~120m；最优裂缝条数5条；最佳裂缝长度110m~130m。 关键字：低渗油藏；PEBI网格；裂缝参数优化；水平井；笛卡尔网格 引言 水平井本身对油层具有很大的穿透度，加上压裂后形成的裂缝作为油流通道，可以大大提高油井的产能，扩大单井泄油面积[1-3]。为了充分发挥水平井压裂裂缝的作用，又不致于导致油井过早水淹，需要研究水平井压裂裂缝参数对油藏的影响，以便确定最佳裂缝参数，从而指导油田压裂改造。 对于地质条件较复杂的低渗薄层油藏，笛卡尔网格很不灵活，主要表现在：不能精确地描述油藏的边界形状，如断层、尖灭；对油藏进行划分，不能保证每个网格都有效（部分网格可能没有油层，即死节点），对水平井或斜井，笛卡尔网格很难与井的方向保持一致；笛卡尔网格存在严重的网格取向效应[4-6]。为更真实地描述水平井压裂裂缝形态并提高数值模拟的精度，采用PEBI非结构网格模拟裂缝。 1 水平井压裂裂缝处理方法 2.1 常规处理方法的缺点 在水平井的数值模拟研究中，对裂缝的处理有以下几种：①将实际的直角网格采用局部加密的方法(有笛卡尔局部网格加密和混合局部网格加密两种)，同时将压裂的裂缝简化成垂直于水平井井筒且在井筒两侧对称分布的高渗流平板，该方法的主要缺点是粗细网格交界处导致新的误差，网格方向很难与水平井或者斜井的方向保持一致。②直接修改表皮因子，该方法的主要缺点是没有考虑裂缝方位的影响，不能表征裂缝井的流动特征[7-8]。 2.2 PEBI网格方法的优点 PEBI网格利用有限元方法划分网格的灵活性，可以逼近任意油藏形状，便于局部加密；PEBI网格(非结构网格)加密法与直角网格加密方法相比，该方法可加密成三角形、六边形、圆柱形及其他非结构网格等各种复杂网格类型。该方法的主要优点是网格灵活性很高，能很好地刻画裂缝特性，如缝的长、宽、高及发育方向并且粗细网格的过渡较为平滑，实现网格与裂缝、裂缝与井筒之间的连接一致性[9-11]。PEBI网格模拟的裂缝形态如图1b所示，为六边形网格。 PEBI网格方法是通过改变渗流方程的离散方式来改变对水力裂缝的模拟方法，可以对任意方位的人工裂缝进行描述。压裂裂缝被宽度极小的网格块代替，其网格块的宽度远小于井筒半径，这样更能反映地层裂缝的真实性。 a.笛卡尔网格裂缝形态 b.PEBI网格裂缝形态 图1 不同网格类型的裂缝形态 3 模型的建立 以大庆八场某复杂断块低渗黑油油藏为例，油藏埋深1100m~1500m，地层原油平均密度0.863t/m3，地层原油平均粘度8.0mPa.s。地层压力12.17~14.32MPa，平均13.62MPa，压力系数0.874。地层温度62.8~67.2℃，平均64.6℃，平均地温梯度为4.44℃/100m，为正常温度、压力系统。孔隙度0.18~0.26，平均值0.2，渗透率10md~60md，平均值30md。分别采用笛卡尔网格加密和PEBI网格加密的方法模拟水平井压裂裂缝，并对比裂缝参数优化的结果。 4 裂缝参数优化 水力压裂参数主要包括裂缝方位、裂缝长度、裂缝条数、裂缝间距、裂缝导流能力等。为了便于分析，模拟在保持裂缝导流能力不变的条件下，改变裂缝的其它参数，主要对压裂裂缝的间距、长度、条数等进行优化，从而得出适于水平井压裂的最优裂缝参数。在裂缝裂缝参数优化过程中，压裂裂缝的缝宽设计为10mm，裂缝渗透率为40000mD。 在水平井压裂裂缝参数设计时主要考虑两个因素:首先要满足水平井压裂后获取的初期产能最大；其次满足裂缝尽可能的避开水体和注水井，防止水窜。 4.1 间距优化 水平井水平段长度为600m，设计5条裂缝，裂缝半长110m，裂缝间距水平选取为60m，80m，100m，120m，140m。对于不同的裂缝间距方案，分别采用笛卡尔网格和PEBI网格模