1. 引言
在水平井开采技术的发展过程中，逐渐由水平井单一开采过渡到水平井–直井联合开发，水平井–直井联合开采技术被广泛应用于老油田的挖潜工作以及新油田投产。由于水平井钻井技术的飞速发展，水平井–直井联合开发已经逐渐由厚油层发展到薄油层，现在水平井直井联合开发技术已在辽河、大庆、胜利等多个油田的薄层油藏中得到了成功的应用 [1] - [5] 。该开发技术已走向了成熟应用阶段，为我国油田的高效开发起到了相当重要的作用 [6] [7] 。
然而在设计油田开发方案和油藏工程计算时，对于压裂水平井–直井联合开发井网压裂水平井参数的优化还比较少 [8] - [16] 。因此，通过建立水平井–直井联合开发井网的概念模型，对水平井–直井联合开发井网压裂水平井进行了优化研究，为此类油田的开发调整提供一定的依据，促进油田的可持续开发。
2. 水平井–直井联合开发机理模型的建立
依据大庆某外围低渗透薄层水平井–直井联合开发油田的地质特征和开发特征，应用油藏数值模拟Eclipse软件并采用LGR局部加密网格技术建立了具有代表性的水平井–直井联合开发井网的机理模型。模型采用4口直井注水、1口水平井采油的井网，注采井距250 m，井网示意图如图1所示。
机理模型平面网格总节点数为251 × 251 × 1 = 63,001个，网格大小为10 m × 10 m × 2 m，渗透率为20 × 10−3 μm2，孔隙度为0.2，有效厚度为1.6 m，初始含油饱和度为0.575。
根据该油田油层及流体的物性参数，设置机理模型的基本参数如表1所示。
3. 水平井–直井联合开发井网压裂水平井参数优化
3.1. 裂缝条数的优化
随着压裂工艺技术的不断完善，水平井可以压裂出多条裂缝。因此，水平井压裂往往倾向于产生多条裂缝以提高产能。为了研究压裂水平井的裂缝条数对水平井产能的影响，将裂缝半长固定为80 m，导流能力为25 μm2·cm，设置5种裂缝条数方案，分别为3，4，5，6，7条，均等间距分布，进行模拟计算10年，不同裂缝条数的日产油量曲线如图2所示，累积产油量随裂缝条数的变化曲线如图3所示。通过对比不同裂缝条数对水平井产能的影响，对压裂水平井的裂缝条数进行优化。
由图2可以看出，初期日产油量随着裂缝条数的增加而逐渐增加，而随着裂缝条数的增加产量递减的也相对较快，说明裂缝条数对水平井产量有较大的影响。由图3可以看出，裂缝条数由3条增加到5条的过程中，累积产油量上升幅度比较大；裂缝条数由5条增加到7条的过程中，累积产油量上升幅度降低，说明裂缝条数越多，裂缝条数增加对产能的贡献逐渐降低，缝间干扰对产能带来的不利影响逐渐增加。所以，在现有水平井–直井联合开发下，存在最佳的裂缝条数，5条裂缝为最佳。
3.2. 裂缝长度的优化
裂缝长度是影响压裂水平井生产动态的一个重要的因素，为了研究压裂水平井的裂缝长度对水平井
Figure 1. The mechanism model schematic diagram
图1. 机理模型示意图
Table 1. Basic parameter table of the mechanism model
表1. 机理模型基本参数表
Figure 2. Daily oil production curve of different number of fractures
图2. 不同裂缝条数的日产油量曲线
Figure 3. Daily oil production curve of different number of fractures
图3. 不同裂缝条数的日产油量曲线
产能的影响，将裂缝条数固定为5条，等间距分布，导流能力为25 μm2·cm，设置5种裂缝半长方案，分别为60 m，80 m，100 m，120 m，140 m，进行模拟计算10年，不同裂缝半长的日产油量变化曲线如图4所示，累积产油量随裂缝半长的变化曲线如图5所示。通过对比不同裂缝长度对水平井产能的影响，对压裂水平井的裂缝长度进行优化。
由图4可以看出，日产油量随着裂缝半长的增加而逐渐增加，说明裂缝长度的增加有利于提高水平井的产量。由图5可以看出，随着裂缝半长的增加，累积产油量逐渐增加，但是当裂缝半长大于100 m后，累积产油量增加幅度降低。另外，裂缝过长会缩短注入井与裂缝位置之间的距离，导致注入水向压裂水平井的突进。所以，综合考虑以上两点，在现有水平井–直井联合开发下，存在最佳的裂缝长度，裂缝半长100 m为最佳。
3.3. 裂缝导流能力的优化
由于在压裂施工的过程中选用的支撑剂的种类不同，裂缝的宽度也就不一定相同，这就使得裂缝的导流能力也必然存在差异，所以，有必要研究裂缝导流能力的变化对压裂水平井产能的影响。将裂缝条数固定为5条，等间距分布，裂缝半长为100 m，设置5种裂缝导流能力方案，分别为5，15，25，35，45 μm2·cm，进行模拟计算10年，不同裂缝导流能力的日产油量变化曲线如图6所示，累积产油量随裂
Figure 4. Daily oil production curve of different half length of fractures
图4. 不同裂缝半长的日产油量曲线
Figure 5. Cumulative oil production curve of different half length of fractures
图5. 不同裂缝半长的累积产油量变化曲线
Figure 6. Daily oil production curve of different flow conductivity of fractures
图6. 不同裂缝导流能力的日产油量曲线
缝导流能力的变化曲线如图7所示。通过对比不同裂缝导流能力对水平井产能的影响，对压裂水平井的裂缝导流能力进行优化。
由图6可以看出，裂缝导流能力对日产油量的影响主要表现在早期阶段，水平井日产油量随着裂缝
Figure 7. Cumulative oil production curve of different flow conductivity of fractures
图7. 不同裂缝导流能力的累积产油量变化曲线
导流能力的增加而逐渐增加，主要是由于近水平井地带油藏压力比较高，且裂缝处于最大导流能力阶段。随着地层压力的降低以及裂缝导流能力的衰减，日产油量曲线趋于相近。由图7可以看出，随着裂缝导流能力的增加，累积产油量逐渐增加，但是当裂缝能力大于25 μm2·cm后，累积产油量提高幅度明显降低，所以，在现有水平井–直井联合开发下，最佳的裂缝导流能力为25 μm2·cm。
4. 结论
(1) 根据大庆某外围低渗透薄层水平井–直井联合开发油田的地质特征和开发特征，应用油藏数值模拟Eclipse软件并采用LGR局部加密网格技术建立了具有代表性的水平井–直井联合开发井网的机理模型，为优化压裂水平井的参数提供了基础。
(2) 根据机理模型，对压裂水平井的相关参数进行了优化，得到在现有水平井–直井联合开发下，最佳的裂缝条数为5条，最佳的裂缝半长为100 m，最佳的裂缝导流能力为25 μm2·cm。
基金项目
中国石油和化学工业联合会科技指导计划项目(2015-01-03)。