致密油藏大斜度井缝网表征及注采有效驱替连通判断方法: 以鄂尔多斯盆地L油藏开发试验区为例

蒋天昊; 周晋冲; 李志豪; 孙钰颖; 顾九骊; 许有为

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2501914

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (9) :3729-3741 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2501914

石油、天然气工业

致密油藏大斜度井缝网表征及注采有效驱替连通判断方法: 以鄂尔多斯盆地L油藏开发试验区为例

蒋天昊 ¹ ,
周晋冲 ²^,^* ,
李志豪 ¹ ,
孙钰颖 ² ,
顾九骊 ¹ ,
许有为 ¹

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Fracture Network Characterization and Method for Evaluating Effective Waterflooding Displacement Connectivity in Highly Deviated Wells of Tight Oil Reservoirs: L Reservoir Pilot Area in Ordos Basin

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摘要

针对隔夹层发育、砂体连通性复杂的致密油藏,大斜度井体积压裂+注水开发是一种有效方式。然而,当前关于大斜度井井网尺度的体积压裂缝网表征及注采有效驱替连通性判断方法的研究较少。基于非常规裂缝模型(unconventional fracture model,UFM),利用Kinetix软件开展大斜度井组体积压裂裂缝扩展模拟,划分全外、全内、有内有外3种井网-缝网耦合模式,明确不同模式下的平面与纵向缝网展布特征。构建了不同层位-不同方向-复杂缝网条件下的大斜度井注采有效驱替连通性综合判断方法,总结单侧单向和双侧双向两类有效驱替连通模式,并研究了不同模式和井型下的水驱动用规律。结果表明,双侧双向模式的动用距离较单侧单向模式在最大主应力及垂直于最大主应力方向上均增加约20 m,储量动用程度提高5.3%,有效增强注水驱替作用;大斜度井相较于直井,两个方向上动用距离分别提升约10 m和17.5 m,动用程度提高2.2%,有效扩大了水驱波及范围。研究成果可为大斜度井体积压裂设计与注采优化提供科学指导。

Abstract

For tight oil reservoirs with well-developed interlayers and complex sand body connectivity, volume fracturing combined with waterflooding in highly deviated wells is an effective development strategy. However, research on fracture network characterization at the well pattern scale and evaluation methods for effective displacement connectivity in highly deviated wells remains limited. unconventional fracture model(UFM) model and Kinetix software were employed to simulate fracture propagation in highly deviated well groups under volume fracturing. Three well pattern-fracture network coupling modes were defined: fully external, fully internal, and mixed internal-external modes, and their planar and vertical fracture distribution characteristics were clarified. A comprehensive evaluation method was established to assess the effective displacement connectivity in highly deviated wells under different reservoir layers, orientations, and complex fracture network conditions. Two effective displacement connectivity modes of single-sided unidirectional and double-sided bidirectional were summarized, and the waterflooding utilization rules under different modes and well types were analyzed. The results indicate that, compared to the single-sided unidirectional mode, the double-sided bidirectional mode exhibits an increase of approximately 20 m in displacement distance in both the maximum principal stress direction and the perpendicular direction. Additionally, the reserves recovery degree increases by 5.3%, effectively enhancing the waterflooding displacement efficiency. Compared with vertical wells, highly deviated wells exhibit displacement distance increases of about 10 m and 17.5 m in the respective directions, with a 2.2% improvement in recovery, effectively expanding the swept area of waterflooding. The findings provide scientific guidance for optimizing volume fracturing design and waterflooding strategies in highly deviated wells of tight oil reservoirs.

Graphical abstract

关键词

致密油藏 / 大斜度井 / 缝网表征 / 有效驱替连通性 / UFM模型

Key words

tight oil reservoirs / highly deviated wells / fracture network characterization / effective displacement connectivity / UFM model

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蒋天昊, 周晋冲, 李志豪, 孙钰颖, 顾九骊, 许有为. 致密油藏大斜度井缝网表征及注采有效驱替连通判断方法: 以鄂尔多斯盆地L油藏开发试验区为例[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(9): 3729-3741 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2501914

JIANG Tian-hao, ZHOU Jin-chong, LI Zhi-hao, SUN Yu-ying, GU Jiu-li, XU You-wei. Fracture Network Characterization and Method for Evaluating Effective Waterflooding Displacement Connectivity in Highly Deviated Wells of Tight Oil Reservoirs: L Reservoir Pilot Area in Ordos Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(9): 3729-3741 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2501914

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中国在非常规油气资源储量方面处于全球领先地位,其中,以致密油气为主要类型^[1-3]。由于致密储层具有低孔低渗的特点,通常采用水平井体积压裂技术进行增产^[4-5]。鄂尔多斯盆地L致密油藏储层埋藏深(2 100~2 500 m)、平面非均质性强、致密油藏中的纵向砂体连通性较差,并且隔夹层广泛分布,这些地质特征导致水平井体积压裂形成的裂缝网络难以穿透隔夹层,从而使得油层被分割为多个相互独立的流动单元^[6]。当前针对L油藏致密砂岩储层最有效的开发方式为大斜度井体积压裂+注水开发,大斜度井井身特征兼具直井与水平井的特点,通过体积压裂能够在平面和纵向上形成复杂缝网,有效提高储层的动用程度,因此研究大斜度井体积压裂缝网展布和水驱动用规律对致密油藏储层改造和提高采收率具有重要意义。

目前,大斜度井体积压裂缝网表征研究主要采用室内物理模拟和数值模拟两类方法。在物理模拟方面,Guo等^[7]利用分布式光纤监测的真三轴水力压裂实验研究了井斜角与井方位对裂缝起裂压力及形态的影响,发现井斜角达到60°时裂缝更容易沿硬脆层穿层延伸,纵向控制范围超出直井。谭鹏等^[8]基于真三轴压裂装置研究了煤岩储层斜井压裂裂缝扩展规律,认为裂缝复杂程度随着相方位角的增加而增加。侯冰等^[9]利用真三轴水力压裂实验探讨了大斜度井裂缝的起裂特征及扩展规律,并将裂缝形态归纳为单一裂缝、双翼裂缝、多次级裂缝及复杂裂缝。在数值模拟方面,学者们采用黏聚区模型、离散元模型和3D格子模型等方法,研究斜井多簇裂缝的起裂压力及扩展规律。研究表明,井斜角和射孔长度增大时,起裂压力上升,当地应力差较大或井筒周围存在微裂缝时,裂缝起裂压力通常会有所降低^[10-11]。李明辉等^[12]通过数值模拟研究了大斜度井多簇裂缝的扩展特征,并分析了井斜角、应力差及缝间干扰对裂缝展布的控制作用。Hou等^[13]进一步分析了井筒方位角、射孔角度及应力阴影对裂缝形态的影响。现有研究主要集中在单一裂缝形态及单井缝网表征,而针对大斜度井井网尺度的多井体积压裂缝网及注采井连通关系的研究仍较为缺乏。刘强等^[14]采用数值模拟方法研究了大斜度井井网在厚油层、薄油层、薄互层中的注水开发适应性,但裂缝以高渗条带等效表示,未考虑复杂缝网形态的影响。

致密储层因具有较高的启动压力梯度,导致流体渗流规律偏离经典达西定律。当注采井间的驱替压力梯度小于流体启动压力梯度时,渗流将受到抑制,进而影响水驱效率^[15-17]。为了确保注采井间的有效驱替,通常基于最大压差条件计算井间压力梯度,当其等于流体启动压力梯度时,所得的极限注采井距可作为合理井距^[18]。然而,致密油藏大斜度井的水驱过程受到隔夹层、砂体展布、井轨迹及复杂缝网非对称扩展的影响,不同层位和不同方向上的驱替规律存在显著差异。因此,相较于常规直井和水平井注采系统,大斜度井的注采有效驱替判断方法更为复杂。

现基于非常规裂缝模型(unconventional fracture model,UFM),借助Kinetix地质工程一体化平台开展致密油藏大斜度井体积压裂缝网表征,划分井网-缝网耦合模式,构建大斜度井注采有效驱替连通性判断方法,揭示不同模式下的水驱动用规律,为现场压裂施工及注采优化提供参考。

1 研究区概况

L致密油藏位于鄂尔多斯盆地的伊陕斜坡区域,其主要产层属于三叠系Y组C3层,包含6个小层,其中C3²~C3³层为主力层,储层平均厚度39 m。该地区的储层类型为致密砂岩,表现出较差的孔渗特征,其中孔隙度介于5.0%~14.9%,平均值为11.1%,渗透率介于0.02~0.96 mD,平均值为0.25 mD,储层结构复杂,非均质性较强。该区沉积环境以三角洲前缘水下分流河道为主要沉积相类型,主力物源方向为东北-西南向,砂体主要沿此方向呈带状分布。在物源方向上,砂体展布连续性较强,而在垂直物源方向上,砂体的连通性较差,表现出较强的非均质性。研究区经历了超前注水、持续上产阶段,受储层低渗透性及非均质性的影响,常规井网在注水开发过程中渗流能力差、波及范围有限,难以形成有效驱替,单井平均日产油2.1 t/d,综合含水率47.6%。为此,近年来开展了大斜度井体积压裂+注水开发模式试验,通过构建复杂立体缝网增强渗流能力,提高水驱波及范围,并取得一定开发效果。然而,该模式仍处于探索阶段,存在以下主要问题:①立体缝网展布复杂,单井、单层、井组的井网-缝网匹配关系尚不明确;②各层注采连通性存在差异,水驱规律复杂;③不同单元储层特征和井网井距差异大,见水见效规律不清晰,影响注水优化调整。因此,研究大斜度井井网-缝网匹配关系及注采有效驱替连通性,合理优化水驱开发模式,有助于提高致密油藏的动用程度和最终采收率,对于提高开发效益具有重要指导意义。

2 数学模型

2.1 非常规裂缝模型

非常规裂缝模型(UFM)^[19-20]可模拟复杂裂缝网络内的裂缝扩展、变形及流体运移。与传统平面裂缝模型不同,UFM可考虑水力裂缝与天然裂缝的相互作用,并基于应力阴影效应计算分析相邻裂缝之间的相互作用。

UFM的基本控制方程包括裂缝网络中的流体流动方程,裂缝变形方程和裂缝扩展准则,假设裂缝为垂直裂缝,在裂缝中的幂律流体流动方程可以用泊肃叶定律表示为

(1)$\left\{\begin{array}{l}{\alpha }_{0}=\frac{2K\text{'}}{\varphi {\left(n\text{'}\right)}^{n\text{'}}}{\left(\frac{4n\text{'}+2}{n\text{'}}\right)}^{n\text{'}}\\ \varphi \left(n\text{'}\right)=\frac{1}{{H}_{\mathrm{f}\mathrm{l}}}{\int }_{{H}_{\mathrm{f}\mathrm{l}}}{\left[\frac{w\left(z\right)}{\overline{w}}\right]}^{\frac{2n\text{'}+1}{n\text{'}}}\mathrm{d}z\\ \frac{\partial p}{\partial s}=-{\alpha }_{0}\frac{1}{{\overline{w}}^{2n\text{'}+1}}\frac{q}{{H}_{\mathrm{f}\mathrm{l}}}{\left|\frac{q}{{H}_{\mathrm{f}\mathrm{l}}}\right|}^{n\text{'}-1}\end{array}\right.$

式(1)中:p为流体压力;q为裂缝中的局部流速;H_fl为裂缝中流体的高度;w(z)为裂缝宽度与深度z的函数;$\overline{w}$为平均宽度;n'和K'分别为流体幂律指数和稠度系数;s为沿裂缝的距离。

满足质量守恒的连续性方程为

(2)$\left\{\begin{array}{l}\frac{\partial q}{\partial s}+\frac{\partial \left({H}_{\mathrm{f}\mathrm{l}}\overline{w}\right)}{\partial t}+{q}_{\mathrm{L}}=0\\ {q}_{\mathrm{L}}=\frac{2{h}_{\mathrm{L}}{C}_{\mathrm{L}}}{\sqrt{t-{\tau }_{0}\left(s\right)}}\\ t>{\tau }_{0}\left(s\right)\end{array}\right.$

式(2)中:t为时间;C_L为总滤失系数;h_L为滤失区的高度;τ₀(s)为裂缝的每个单元首次接触压裂液的时间。

在层状介质中,对于最小主应力为σ_h(x,y,z)和流体压力为p的垂直裂缝,其裂缝宽度剖面可通过解析解求得,表达式为

(3)$w(x,y,z)=w[p(x,y),H,z]$

在裂缝尖端处的边界条件满足

(4)$p={{\sigma }_{n}},w=0,q=0$

式(4)中:σ_n为法向应力。

应力阴影效应是指一段裂缝的应力分布受周围裂缝张开与剪切位移的影响。周围裂缝单元张开和剪切位移不连续性(D_n和D_s)作用在一个裂缝单元上的法向应力和剪切应力(σ_n和σ_s)如下。

(5)$\left\{\begin{array}{l}{\sigma }_{\mathrm{n}}^{i}=\stackrel{N}{\sum _{j=1}}{C}_{\mathrm{n}\mathrm{s}}^{ij}{D}_{\mathrm{s}}^{j}+\stackrel{N}{\sum _{j=1}}{C}_{\mathrm{n}\mathrm{n}}^{ij}{D}_{\mathrm{n}}^{j}\\ {\sigma }_{\mathrm{s}}^{i}=\stackrel{N}{\sum _{j=1}}{C}_{\mathrm{n}\mathrm{s}}^{ij}{D}_{\mathrm{s}}^{j}+\stackrel{N}{\sum _{j=1}}{C}_{\mathrm{n}\mathrm{n}}^{ij}{D}_{\mathrm{n}}^{j}\end{array}\right.$

式(5)中:C^ij为2D平面应变弹性影响系数。

支撑剂的运移决定了裂缝网络的导流能力,式(6)描述了受裂缝内部的流动和向基质中滤失控制的物质(压裂液或支撑剂)浓度c_fl,_k的变化,表达式为

(6)$\frac{\partial\left(H-H_{\mathrm{b}}\right) \bar{w} c_{\mathrm{fl}, k}}{\partial t}+\frac{\partial\left(q_{\mathrm{fl}} c_{\mathrm{fl}, k}\right)}{\partial x}=-f_{1} c_{\mathrm{fl}, k}$

式(6)中:H为缝高;H_b为支撑剂的堆积高度;q_fl为流速;f_l为穿过裂缝壁面的流体通量。

在垂直方向上,支撑剂模型考虑了支撑剂沉降到堆积层中以及现有堆积层的侵蚀。沉降速度基于对幂律流体斯托克斯定律的扩展进行计算,表达式为

(7)${v}_{\mathrm{s},k}={\left[\frac{1}{{3}^{\stackrel{-}{n}\text{'}-1}18}\left(\frac{{\rho }_{\mathrm{p},k}-{\overline{\rho }}_{\mathrm{f}\mathrm{l}}}{\overline{K}\text{'}}\right)g{D}_{k}^{\stackrel{-}{n}\text{'}+1}\right]}^{\frac{1}{\stackrel{-}{n}\text{'}}}$

式(7)中:v_s,_k为支撑剂类型k的沉降速度;ρ_p,_k为支撑剂密度;D_k为支撑剂直径;${\overline{\rho }}_{\mathrm{f}\mathrm{l}}$为裂缝中流体的平均密度;$\overline{K}$'和$\stackrel{-}{n}$'分别为加权流体浓度的平均稠度系数和平均流动行为指数。

裂缝扩展模型的求解,在每一时间步长根据扩展准则使裂缝尖端延伸特定距离,并求解流动与弹性耦合方程,以获得下一时间步的压力、流速和缝宽,迭代完成后计算支撑剂运移并更新缝高,最后计算应力阴影效应。

2.2 渗流模型

根据目标致密油藏储层特征,采用黑油模型,油水两相视为可压缩流体,温度变化的影响忽略不计,岩石变形为微小线弹性变形。建立油水两相的渗流数学模型为

(8)$ \nabla \cdot\left[\frac{K K_{\mathrm{ro}}}{\mu_{\mathrm{o}} B_{\mathrm{o}}}\left(\nabla p_{\mathrm{o}}-\gamma_{\mathrm{o}} \nabla h\right)\right]+Q_{\mathrm{o}}=\frac{\partial}{\partial t}\left(\frac{\varphi S_{\mathrm{o}}}{B_{\mathrm{o}}}\right) $

(9)$ \nabla \cdot\left[\frac{K K_{\mathrm{rw}}}{\mu_{\mathrm{w}} B_{\mathrm{w}}}\left(\nabla p_{\mathrm{w}}-\gamma_{\mathrm{w}} \nabla h\right)\right]+Q_{\mathrm{w}}=\frac{\partial}{\partial t}\left(\frac{\varphi S_{\mathrm{w}}}{B_{\mathrm{w}}}\right) $

式中:K为岩石绝对渗透率;μ_o、μ_w为油、水黏度;K_ro、K_rw为油、水相对渗透率;B_o、B_w为油、水的体积系数;p_o、p_w为油、水相压力;γ_o、γ_w为油、水重度;Q_w、Q_o为源汇项;${{\varphi }}$为孔隙度;S_o、S_w为油、水饱和度;h为埋深;t为开发时间。

附加方程为饱和度和毛管力的关系,表达式为

(10)${{S}_{o}}+{{S}_{w}}=1$

(11)${{p}_{o}}-{{p}_{w}}={{p}_{cow}}$

式(11)中:p_cow为毛管力。

渗流控制方程的离散采用有限差分方法进行,在数值求解过程中,采用隐式向后欧拉格式,并应用Newton-Raphson迭代方法进行非线性方程组求解。同时,雅可比矩阵的计算采用自动微分技术。

3 大斜度井体积压裂缝网表征

3.1 模型建立

根据分层数据、测井数据、录井数据和地震资料,分别建立目标油藏沉积相模型和属性模型,如图1所示。地质模型的网格精度为20 m×20 m×0.5 m,孔隙度分布范围为5.0%~14.9%,渗透率分布范围0.02~0.96 mD。区块的主要岩石力学参数为:孔隙压力15.8 MPa,杨氏模量15.8 GPa,泊松比0.307,上覆岩层压力56.5 MPa,最大水平主应力43 MPa,最小水平主应力34.5 MPa,最大主应力方向北东63°。

3.2 压裂模拟及验证

以研究区域内一口大斜度井B1X为例进行压裂模拟。B1X井于2019年10月进行水力压裂施工,共压裂6段,平均每段压裂入地液量为460 m³,施工排量为3.8 m³/min。B1X井体积压裂裂缝形态和微地震事件现场监测结果分别如图2(a)和图2(b)所示。B1X井的体积压裂模拟裂缝半长为55~75 m,裂缝开度为5~8 mm。模拟的裂缝扩展形态和范围与微地震监测结果具有较高的一致性。

3.3 井网-缝网耦合模式

3.3.1 井网模式

对全区大斜度井井组的井网模式进行分类,L油藏大斜度井井网模式如图3所示,主要有3类。①全外模式:大斜度井井轨迹相对于注水直井向外延伸;②全内模式:大斜度井井轨迹相对于注水直井向内延伸;③有内有外模式:部分大斜度井井轨迹相对于注水直井向外延伸,部分向内延伸。不同的井网模式大斜度井体积压裂后,缝网在平面和纵向上,不同层段,不同压裂段的展布特征各不相同,在纵向上同时受砂体展布影响。

3.3.2 缝网展布特征

基于UFM模型进行水力裂缝扩展模拟,全外模式、全内模式和有内有外模式的大斜度井网压裂缝网平面展布分别如图4(a)、~图4(c)所示。全外模式下,四口大斜度井的裂缝网络围绕中间注水井向外扩展,裂缝延展方向与井轨迹基本垂直。由于局部应力和储层非均质性影响,各段裂缝长度和形态有所差异,部分区域可能出现交叉、重叠或干扰。裂缝端点与相邻注水井的水平距离为90~170 m,较大程度缩短了注水驱替距离。全内模式下,缝网向中间注水井收缩,裂缝端点比全外模式更靠近注水井,整体展布更加集中。由于大斜度井的井轨迹向内倾斜,裂缝呈现向中心聚拢的趋势。这种布局有助于提高注水连通性,但同时也可能导致水驱突破加剧、局部注水不均或早期窜流。裂缝端点与相邻注水井的水平距离为90~170 m,需要合理控制注水压力和流量,避免注水突破影响采收率。有内有外模式下,裂缝网络部分向外扩展(类似全外模式),部分向内聚拢(类似全内模式),呈现出较复杂的展布形态。裂缝端点与相邻注水井的水平距离为90~200 m,个别区域裂缝较为密集,可能形成高渗通道,但部分裂缝距离较远,可能影响局部注采连通性。由于该模式下水驱前缘推进规律较为复杂,易形成非均匀驱替或局部死油,因此,优化注水策略、平衡不同方向的驱油效率至关重要。

针对不同模式选取顺物源方向和垂直物源方向连井剖面分析大斜度井纵向缝网展布特征,3种模式大斜度井井组压裂缝网纵向展布分别如图5~图7所示。

全外模式大斜度井井组的纵向缝网展布在不同物源方向上表现出不同特征。在顺物源(右上-左下)剖面方向上,裂缝主要展布于目标储层内部,整体呈近等长裂缝特征,射孔间距较大,裂缝在纵向上不穿层,形成上部储层控制型缝网展布,有利于注水均匀驱替。在垂直物源(左上-右下)剖面方向上,缝网呈近纺锤缝和近等长缝两种展布特征,裂缝倾角较大,局部裂缝密集,射孔复杂,裂缝沿多层展布,部分裂缝发生穿层现象,增强了井间渗流连通性,有助于扩大注水波及范围。

在全内模式顺物源(左下-右上)方向上,缝网整体呈近纺锤缝特征,裂缝形态较为集中,射孔间距相对较小,且裂缝倾角较大。在垂直物源(左上-右下)方向上,缝网展布较为复杂,主要表现为成簇分布,部分裂缝呈近等长缝特征,局部裂缝发生穿层,裂缝高度大,形成高渗通道,改造效果较好。

在有内有外模式顺物源(左下-右上)方向上,缝网呈近纺锤缝和近等长缝两种形态,裂缝形态较复杂,储层砂体连续,多层叠置,下部为厚主力层,上部为薄层,为下部控制型,因此薄层与厚层中裂缝驱替效果存在差异。在垂直物源(左上-右下)方向上,缝网展布更加不均匀,主要表现为近哑铃不对称缝,裂缝在同一层位的注水驱替距离存在差异。整体来看,该类模式的缝网展布受砂体分布和储层非均质性的影响较大。

4 注采有效驱替连通判断方法

4.1 有效驱替判断方法

如图8(a)所示,在传统定向直井井网中,各层位注水井与采油井之间的驱替距离相等,使得每一小层水驱前缘推进均匀,因此每一小层不同方向注水有效驱替效果相近。而在如图8(b)所示的大斜度井井网中,由于井轨迹倾斜展布,导致不同层位注水井与采油井之间的驱替距离存在差异,同一小层内采油井至不同方向注水井的驱替距离亦不对称。因此,在大斜度井井网实际开发过程中,每一层的每一侧均可视为一个独立的注水驱替单元,形成多个不同的驱替单元,并在平面和纵向上叠合。此外,大斜度井压裂后形成的非对称复杂缝网,进一步加剧了各驱替单元之间的有效驱替分异,因此需结合井网-缝网耦合特征,针对不同驱替单元分别进行有效驱替连通性判断,明确大斜度井见水见效模式。

此外,相较于直井注采模式,大斜度井由于井轨迹倾斜贯穿多个层位,其压裂形成的裂缝分布更加复杂,导致井筒周围形成非对称、非均质的缝网结构,从而引起注水驱替过程中流体流动路径和动用规律的显著变化。直井注采井网中,渗流路径通常垂直或近似垂直于井筒轴线,流体流动方向较为单一;而大斜度井注采井网中,裂缝延伸方向与井筒轨迹夹角较小,且裂缝可跨越多个储层,使得驱替过程中流体在不同层位之间存在窜流的可能。同时,由于井筒与裂缝之间的空间分布非均匀,注入液体优先进入与井筒连通性较强、裂缝导流能力更高的通道,进一步加剧了层间和层内的驱替非均质性。因此,除了驱替距离差异外,大斜度井注采开发中流体流动行为的变化也对水驱连通性与动用效率产生重要影响,必须在判断有效驱替时一并考虑。

对于任一注水驱替单元,注水有效驱替判断准则为

(12)$\begin{array}{c}G=\frac{\mathrm{d}P}{\mathrm{d}r}=\frac{\mathrm{\Delta }P}{\mathrm{l}\mathrm{n}\{d/[2({r}_{\mathrm{w}}+{l}_{\mathrm{f}})\left]\right\}}\frac{2}{d}\end{array}$

(13)$\left\{\begin{array}{l}G>{G}_{\mathrm{s}},\mathrm{有}\mathrm{效}\mathrm{驱}\mathrm{替}\mathrm{连}\mathrm{通}\\ G<{G}_{\mathrm{s}},\mathrm{有}\mathrm{效}\mathrm{驱}\mathrm{替}\mathrm{不}\mathrm{连}\mathrm{通}\end{array}\right.$

式中:G为压力梯度;P为压力;r为径向距离;ΔP为注水驱替压差;d为注水井到裂缝端点之间的距离;r_w为井筒半径;l_f为裂缝一端的长度;G_s为注水驱替单元启动压力梯度。

4.2 有效驱替连通模式

根据裂缝扩展模拟结果,采用有效驱替判断方法,对大斜度井不同压裂段、不同层位、不同方向注水驱替单元进行有效驱替连通性判断。L油藏大斜度井的有效驱替连通模式可分为单侧单向有效驱替连通和双侧双向有效驱替连通两类,如图9所示。在单侧单向有效驱替连通模式下,仅靠近注水井的裂缝一侧能够形成有效驱替,较远一侧未受效,导致驱替范围受限,生产曲线表现为低产低效。而双侧双向有效驱替连通模式则出现在压裂效果较好的大斜度井,体积压裂裂缝沿纵向穿透多个储层,且裂缝两侧均与注水井建立有效驱替,形成多层渗流通道,注水波及范围广,生产曲线表现为前期高产、中期稳定、后期递减缓慢,驱油效率较高。

5 大斜度井注采动用规律

5.1 数值模拟模型建立

针对两类有效驱替连通模式,研究不同模式大斜度井注水开发渗流场和动用特征。根据压裂模拟得到缝网展布,利用局部网格加密表征裂缝形态,采用Oda法^[21-22]对裂缝进行渗透率等效,并在加密网格中进行赋值,进一步根据矿场数据建立致密油藏大斜度井注采开发数值模拟模型。模型基本参数如表1所示,油水相对渗透率曲线如图10所示。

5.2 平面动用特征

单侧单向有效驱替连通与双侧双向有效驱替连通两种模式下大斜度井注水开发5年的含油饱和度场如图11所示。在单侧单向有效驱替连通模式下,仅右侧注水井与大斜度井建立了有效驱替,形成相对稳定的水驱通道,而左侧注水井未形成有效驱替,导致注采井间剩余油富集,动用程度较低。在双侧双向有效驱替连通模式下,缝网同时连接两侧注水井,驱替前缘同步推进,含油饱和度下降更均匀,油藏动用范围明显扩大。

直井不同有效驱替连通模式含油饱和度场如图12所示。相较于直井,大斜度井注采井网兼具直井垂向注水控制能力与水平井平面波及优势,从平面上看,大斜度井压裂形成的缝网结构较直井更为复杂,具备更强的横向展布能力,能够控制更大范围的储层空间,使得含油饱和度下降区域显著扩大,驱替前缘推进更远。两种井型不同模式下的动用距离及动用程度对比如表2所示。在最大主应力方向和垂直最大主应力方向上,大斜度井双侧双向有效驱替连通模式的动用距离分别为170 m和80 m,单侧单向模式分别为150 m和60 m,动用程度分别为15.6%和10.3%。相比之下,直井在双侧双向与单侧单向模式下的动用距离分别为170 m/60 m与130 m/45 m,动用程度分别为13.3%和8.2%。可见大斜度井网在平面上表现出更大的注水驱替能力,整体动用效果优于直井。

两种井型不同模式下的压力场分布如图13和图14所示。在单侧单向有效驱替模式下,仅在右侧形成较大的压力波及范围,左侧储层压力传播受限。而在双侧双向有效驱替模式下,大斜度井在两侧均形成了有效驱替,压力传播范围更广,压力梯度更大,对注水驱替具有一定的强化作用。对比不同井型,大斜度井裂缝展布范围更广,缝网连通能力更强,平面压力下降区域更大,整体注水驱替效果优于直井。

5.3 纵向动用特征

两种有效驱替连通模式下的纵向含油饱和度分布如图15所示。在单侧单向有效驱替连通模式下,大斜度井仅与右侧注水井建立了有效驱替通道,右侧水驱前缘推进距离较大。由于靠近大斜度井趾端的裂缝距离右侧注水井更近,注采压力梯度更大,驱替效果更明显,使得该区域的水驱前缘推进更快。而在靠近大斜度井跟端的裂缝区域,由于距离右侧注水井较远,压力梯度较小,水驱前缘推进较慢,导致纵向动用程度不均。在双侧双向有效驱替连通模式下,大斜度井同时与两侧注水井建立有效驱替,水驱前缘在两侧均匀推进。然而,由于储层非均质性及裂缝展布差异,不同层位的推进速度存在差异。裂缝距离注水井较近的一侧,水驱前缘推进更快,而距离较远的一侧推进较慢,形成非对称的纵向驱替规律。该模式下的纵向动用程度较高,注水驱替波及范围更大,整体开发效果优于单侧单向模式。

如图16所示,直井井网在纵向上各注水驱替单元驱替条件相对一致,水驱前缘呈均匀推进,含油饱和度变化主要集中在井筒附近,纵向波及范围有限。而大斜度井由于井轨迹倾斜穿越多个层位,压裂缝网分布更广,能够在纵向上建立多层次的有效驱替通道,注水波及范围更广。相比之下,大斜度井在层间和层内均展现出更强的纵向动用能力,水驱效果更加立体充分。

6 结论

(1)大斜度井体积压裂形成不同的井网-缝网展布模式。全外模式缝网向外扩展,全内模式缝网向中间收缩,有内有外模式缝网部分向外扩展、部分向内聚拢。3种模式下裂缝端点与相邻注水井的水平距离分别为90~170、90~170和90~200 m。

(2)缝网的纵向展布受储层非均质性和压裂扩展影响。全外模式以近等长裂缝和近纺锤缝为主,部分裂缝穿层,表现为上部储层控制型;全内模式缝网主要为近纺锤缝,部分裂缝穿层;有内有外模式包括近纺锤缝、近等长缝和近哑铃缝,主要受下部储层控制。

(3)不同有效驱替连通模式的水驱动用特征存在显著差异。双侧双向模式相比单侧单向模式,最大主应力方向和垂直最大主应力方向的动用距离分别增加20 m,储量动用程度提高5.3%,表明双侧双向模式对注水驱替具有更好的强化作用。

(4)相比直井,大斜度井在平面和纵向上均表现出更强的驱替动用能力。最大主应力方向与垂直方向的动用距离分别提高10 m和17.5 m,动用程度提升2.2%。大斜度井凭借多层贯通的井轨迹与复杂缝网结构,显著扩大了水驱波及范围,驱替更具立体性和有效性。

(5)构建了适用于大斜度井的注采有效驱替连通性判断方法,综合考虑不同缝网模式、层位、方向及裂缝非对称扩展特征。研究成果可为致密储层大斜度井体积压裂优化及注采方案调整提供工程指导。

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2025-03-21	2026-03-28	2025-07-27
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