近年来人们对低渗透油藏的认识和研究不断深入。低渗透油藏一般以压裂措施为主进行开发，在依靠天然能量开发情况下，油田年自然递减在8%以上。在补充地层能量开发的情况下，隔层压开前后储层的生产规律，需要进行理论研究与预测。本文以薄互层油藏为例，进行产能数值分析研究，分析预测隔层压裂前后开发指标情况，为薄互层低渗透油藏有效开发提供理论依据。

1 薄互层低渗油藏地质模型的建立

1.1 储层性质。地质模型储层深度2480m，地层压力系数1.2，两个泥岩层将油藏分为三个产层，分为高渗层、中渗层及低渗层三个层，层内在垂向及水平方向上呈现均质，油藏具有29.9MPa定压边界。

1.2 流体性质。流体性质油井在一端以定井底流压8MPa生产，另一端定压注水。

2数学模型建立

2.1 网格划分。

网格划分采用13×13×5网格，纵向上五个层，三个产层，两个泥岩层，网格尺度如图所示，dx＝25m，油井所在网格dy＝0.914m，用于模拟裂缝，其余dy＝25m，纵向上dz分别为每一层的厚度。采用黑油模型。

图1 网格划分示意图

2.2 裂缝模拟方法。

减小油井所在网格的尺度，增加其渗透率，使其导流能力达到地层真实裂缝的导流能力。裂缝主要考虑在X及Z方向压力，计算过程中，考虑泥岩层未压开和泥岩层被压开两种情况，裂缝内的参数值如表3：

2.3 裂缝模型。泥岩层未压开及泥岩层被压开两种情况的数学模型所示，边界条件考虑定压边界。

3 水平段供液长度的压恢试井响应

根据油气田油气藏性质及分段压裂水平井特征，一般采用无限/条带型边界均质地层、恒定井储压裂水平井模型。其中对压恢双对数曲线影响明显的参数主要有：水平段供液长度、井筒储集系数、裂缝表皮系数、裂缝半长、有效渗透率、波及半径等6个参数。利用油气田分段压裂水平井压恢试井解释成果，结合Saphir压恢试井设计，完成了不同储层及气井参数的压恢试井响应理论计算。从压恢试井响应图版上可见，不同的储层及气井参数影响不同阶段的双对数曲线形态：

① 水平段长度：影响裂缝线性流与储层线性流的持续时间，水平段供液长度越长，裂缝线性流持续时间越长，储层线性流持续时间越短，双对数曲线上翘的时间越晚；② 井筒储集系数：影响井筒储集阶段的曲线形态，井筒储集系数越小，井筒储集阶段出现的时间越早，压力及导数曲线组成的斜率为1的直线段越往左移动；③ 裂缝表皮系数：影响井储阶段驼峰的幅度与井储效应持续时间，裂缝表皮系数越大，驼峰幅度越高，井筒储集效应持续的时间越长，压力与导数曲线的开度也越大；④ 有效裂缝半长：影响双对数曲线整体形态的位置，裂缝半长越大，双对数曲线的整体沿Y轴整体向下平移，其中井储段位置保持不变，而双对数曲线形态及开度变化较小；⑤ 有效渗透率：影响拟径向流出现时间及井储效应持续时间，有效渗透率越大，井筒储集效应持续时间越短，拟径向流出现时间越早，双对数曲线整体向左下方平移，其中裂缝线性流持续时间及双对数曲线开度变化较小；⑥ 波及半径：影响拟径向流出现时间及双对数曲线开度，波及半径越小，拟径向流出现时间越早，双对数曲线开度越大，压力曲线形态越平直。

通过图版对比可见，不同参数的压恢试井响应不同，分别独立的影响双对数曲线不同阶段的曲线形态。因此，通过压恢试井解释，结合气井实际生产特征及钻完井成果，可以较为准确的确定分段压裂水平井水平段供液长度。

图2 不同储层及井筒参数压恢试井响应图版

Fig1. The pressure recovery test’s plate of different reservoir and wellbore parameters

4 数值模拟结果

4.1 产量分析研究

泥岩层未压裂时，高渗层的日产油量在投产初期和中期最高，低渗层的日产量最小。投产十年后，高渗层的采出程度为23.91％，中渗层为15.85％，低渗层仅为4.43％，高渗层的采出程度是中渗层的1.5倍，是低渗层的5.4倍。在边界定压条件下，开发前期泥岩未压裂时的日产油量高于泥岩压裂后的日产油量，到开发后期二者的日产量基本一致，投产十年后累积产油量增加了1251m³。但是投产初期泥岩层压裂后的日产气量高于泥岩层未压裂的情况，在投产中期泥岩层压力后的产气量小于泥岩层未压裂的情况，投产十年后，二者累积产气量比较接近，泥岩层压裂后比压裂前高了28174m³。

4.2 压力分析研究。

数值模拟结果表明，油藏中泥岩层压裂前后整个储层压力分布趋势基本一致，但前者高渗层的压力略高于后者高渗层的压力，低渗层中前者压力略低于后者。通过对比层间压力分布曲线可以看出，无论泥岩是否压裂，整个油藏的层间非均质性都很强，高渗层导流能力较好，压力呈现初期下降，而后上升直至稳定的状态，中渗层与之类似，只是要滞后一段时间，而低渗层的压力则一直呈现下降趋势。

3.3 含水分析研究。通过压裂前后两种情况含水对比曲线可以看出，泥岩层压裂后见水时间也稍早一些，含水率高于泥岩层未压裂情形，见水后平均含水率大约高了6.7％。

图3  泥岩层压裂前后含水率曲线

4.4 饱和度分析研究

泥岩层未压裂与压裂储层投产十年后，两者的高渗层、中渗层及低渗层的饱和度分布比较接近，可以利用饱和度分布结果及已知的孔隙体积求得地下剩余油量。表1的计算结果表明，泥岩层压裂后高渗层动用能力有所增强，位于中间的中渗层，由于层间干扰动用能力变差，位于最下层的低渗层储层动用能力增加较小。

表1  低渗透薄互层油藏开发十年剩余油分布结果

5 结论

①在以原始地层压力为定边界定压开发情况下，地层能量能够得到及时补充，因此其整体开发效果要好于自然能量开发。油井以定压8MPa生产，原油泡点压力为11.26Mpa，而在裂缝附近，油井附近的储层压力小于泡点压力，原油脱气较大，泥岩层未压裂的累积产油量高于泥岩层压裂1251m³，产气量少了28174m³。②同样是薄互层储层无论泥岩压裂与否，三个产层间的纵向非均质性都很明显，高渗层动用程度较好，低渗层动用程度很差。如何有效开发薄互层油藏中的中、低低渗透储层仍然是提高开发效率的关键。③有效驱油体系的注入可以挖潜高渗透油层中的剩余油，分层压裂开采可以有效解决薄互层油藏纵向非均质性严重的问题，这些技术实施难度都非常大，是低渗透薄互层油藏有效开发需要研究解决关键技术。

参考文献

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