朱维耀等：裂缝网络支撑剂非均匀分布对开采动态规律的影响 ·1323 对较小，压降主要集中在主裂缝周边；而支撑剂理 想分布的条件下，裂缝网络的有效控制面积更大， Oil field data 25 -Model results 压力波及范围更广，压降集中在主裂缝以及次级 缝周边.因此在油藏数值模拟的过程中，将所有裂 20 缝都假定为理想等宽裂缝的做法并不合理，需要 言15 针对储层特性以及压裂施工方式进行具体分析 研究同时发现，基质渗透率大小会对考虑与 不考虑支撑剂不均匀分布两种情况之间的产量差 异产生影响.在其他参数相同的条件下，改变储层 50100150200250300350 的基质渗透率，计算两种情况下的产量增长系数) Time/d 进行对比，计算结果如图8所示 图9耦合计算模型结果与实际生产数据对比 Fig.9 Comparison of oil rate between coupling model and oil field data 600 ■UJneven distribution■Even distribution 应用与拓展空间 400 5结论 9. 00 2 为了研究裂缝网络内支撑剂运移分布规律以 100 及支撑剂不均匀分布对致密储层的影响，基于作 0.05 0.10.5 者提出的多个数学模型，构建了致密储层水力压 Matrix permeability/mD 裂生产耦合计算模型，对致密油储层压裂开发生 图8基质渗透率对计算产量差异的影响 产全过程进行模拟，得到了以下几点结论： Fig.8 Effect of matrix permeability on difference in calculated (1)水平井裂缝网络中的支撑剂运移与分布 productivity 状态与垂直井单裂缝存在明显差异.在裂缝网络 从图8中可以看出，两种情况下的产量差异与基 中，支撑剂会在裂缝交汇处产生堆积，堆积高度高 质渗透率呈反比关系，该结论与Kong等2的计算 于缝网其他部分.次级裂缝中的支撑剂更多的处 结果基本一致.当模型基质渗透率为0.05mD时， 于悬浮状态，且支撑剂堆积高度相较于主裂缝小 支撑剂理想均匀分布条件下的产量要比考虑支撑 25%~50%.沟通次级缝具有更高的支撑剂沉降堆 剂不均匀分布的情况高41.7%，在这种情况下不能 积程度，有利于油气资源的开发 忽略支撑剂非均匀分布的影响，而当基质渗透率为 (2)裂缝网络平均导流能力与支撑剂粒径大 5mD时，二者的产量差异在5%以内，此时如果用理 小呈正比.缝网导流能力还与法向注人速度呈正 想化等宽等渗裂缝进行油藏数值模拟则较为合理， 比，考虑注砂经济性，该模型条件下最佳的携砂液 注入速度为0.4mus左右 4实例应用 (3)在进行油藏数值模拟时应考虑支撑剂非 以胜利油田某低渗透区块一水平井为例，完 均匀分布对计算结果的潜在影响.计算结果显示， 钻井深为3542m,油层厚度为20m.根据压裂层 当基质渗透率为0.05mD时，支撑剂理想均匀分布 测井解释情况，平均渗透率为5.8mD,地面原油平 条件下计算出的产量要比考虑支撑剂非均匀分布 均密度为0.858gcm3,平均原油黏度为16.68mPas, 的情况高41.7%；当基质渗透率逐渐增大到5mD 水平井压裂14段，平均段间距为67.2m,平均裂缝 时，产量差异在5%以内，此时忽略支撑剂非均匀 半长为152.1m.依照现场提供模拟参数，首先对 分布相对合理 目标储层进行铺砂模拟，而后转为生产模拟，计算 参考文献 产量与实际油田产量如图9所示 从对比图中可以看出，铺砂-生产耦合模拟计 [1]Huang Y Z,Huang J L,Ge C M,et al.A key factor promoting rapid development of shale gas in America:technical progress.Nat 算得出的产量曲线与实际水平井产量曲线较为贴 Gas Ind,2009,29(5):7 合，验证了模型的准确性，同时为模型今后进一步 (黄玉珍，黄金亮，葛春梅，等，技术进步是推动美国页岩气快速 应用与实际生产奠定了基础.该模型具有较大的 发展的关键.天然气工业，2009,29(5)：7)对较小，压降主要集中在主裂缝周边；而支撑剂理 想分布的条件下，裂缝网络的有效控制面积更大， 压力波及范围更广，压降集中在主裂缝以及次级 缝周边. 因此在油藏数值模拟的过程中，将所有裂 缝都假定为理想等宽裂缝的做法并不合理，需要 针对储层特性以及压裂施工方式进行具体分析. 研究同时发现，基质渗透率大小会对考虑与 不考虑支撑剂不均匀分布两种情况之间的产量差 异产生影响. 在其他参数相同的条件下，改变储层 的基质渗透率，计算两种情况下的产量增长系数[27] 进行对比，计算结果如图 8 所示. 从图 8 中可以看出，两种情况下的产量差异与基 质渗透率呈反比关系，该结论与 Kong 等[28] 的计算 结果基本一致. 当模型基质渗透率为 0.05 mD 时， 支撑剂理想均匀分布条件下的产量要比考虑支撑 剂不均匀分布的情况高 41.7%，在这种情况下不能 忽略支撑剂非均匀分布的影响. 而当基质渗透率为 5 mD 时，二者的产量差异在 5% 以内，此时如果用理 想化等宽等渗裂缝进行油藏数值模拟则较为合理. 4    实例应用 以胜利油田某低渗透区块一水平井为例，完 钻井深为 3542 m，油层厚度为 20 m. 根据压裂层 测井解释情况，平均渗透率为 5.8 mD，地面原油平 均密度为 0.858 g·cm−3，平均原油黏度为 16.68 mPa·s， 水平井压裂 14 段，平均段间距为 67.2 m，平均裂缝 半长为 152.1 m. 依照现场提供模拟参数，首先对 目标储层进行铺砂模拟，而后转为生产模拟，计算 产量与实际油田产量如图 9 所示. 从对比图中可以看出，铺砂–生产耦合模拟计 算得出的产量曲线与实际水平井产量曲线较为贴 合，验证了模型的准确性，同时为模型今后进一步 应用与实际生产奠定了基础. 该模型具有较大的 应用与拓展空间. 5    结论 为了研究裂缝网络内支撑剂运移分布规律以 及支撑剂不均匀分布对致密储层的影响，基于作 者提出的多个数学模型，构建了致密储层水力压 裂生产耦合计算模型，对致密油储层压裂开发生 产全过程进行模拟，得到了以下几点结论： （1）水平井裂缝网络中的支撑剂运移与分布 状态与垂直井单裂缝存在明显差异. 在裂缝网络 中，支撑剂会在裂缝交汇处产生堆积，堆积高度高 于缝网其他部分. 次级裂缝中的支撑剂更多的处 于悬浮状态，且支撑剂堆积高度相较于主裂缝小 25%～50%. 沟通次级缝具有更高的支撑剂沉降堆 积程度，有利于油气资源的开发. （2）裂缝网络平均导流能力与支撑剂粒径大 小呈正比. 缝网导流能力还与法向注入速度呈正 比，考虑注砂经济性，该模型条件下最佳的携砂液 注入速度为 0.4 mμs−1 左右. （3）在进行油藏数值模拟时应考虑支撑剂非 均匀分布对计算结果的潜在影响. 计算结果显示， 当基质渗透率为 0.05 mD 时，支撑剂理想均匀分布 条件下计算出的产量要比考虑支撑剂非均匀分布 的情况高 41.7%；当基质渗透率逐渐增大到 5 mD 时，产量差异在 5% 以内，此时忽略支撑剂非均匀 分布相对合理. 参    考    文    献 Huang  Y  Z,  Huang  J  L,  Ge  C  M,  et  al.  A  key  factor  promoting rapid development of shale gas in America: technical progress. Nat Gas Ind, 2009, 29（5）: 7 （黄玉珍, 黄金亮, 葛春梅, 等. 技术进步是推动美国页岩气快速 发展的关键. 天然气工业, 2009, 29（5）：7） [1] 600 400 300 200 500 100 Productivity fold of increase 0 0.05 0.1 0.5 1 5 Matrix permeability/mD Uneven distribution Even distribution 图 8    基质渗透率对计算产量差异的影响 Fig.8     Effect  of  matrix  permeability  on  difference  in  calculated productivity 30 20 15 10 25 5 0 Daily oil rate/t 0 100 150 200 250 350 50 300 Time/d Oil field data Model results 图 9    耦合计算模型结果与实际生产数据对比 Fig.9    Comparison of oil rate between coupling model and oil field data 朱维耀等： 裂缝网络支撑剂非均匀分布对开采动态规律的影响 · 1323 ·