0 引言

低渗透稠油油藏既具有低渗透油藏物性差、储层非均质性强等特性，又具有稠油黏度高、流动性差等特点，开发难度较大^[1-2]。根据低渗透稠油油田的开发经验，流度（K/μ_o）成为衡量深层低渗透稠油油藏开发难易程度的重要指标。该类难动用油藏主要的开采技术思路为油层改造配套注汽热采，即通过储层改造提升储层的渗透性^[3-4]，利用热采配套降低原油的黏度，以提高原油流度，进而提高单井产能。

近年来，在低渗透油田的开发中，径向井技术^[5]已得到越来越广泛的应用^[6]。径向井压裂技术改变了裂缝只能沿水平最大主应力方向延展的固定模式^[7-8]，且对其机理已有初步认识^[9-10]，当前对径向井压裂的裂缝形态已有初步的预测方法^[11]，并已在江苏油田、胜利油田等地进行过现场应用，取得了较好的开发效果^[12]。

目前，径向井压裂技术与蒸汽吞吐热采的复合技术在国内还处于现场实验阶段^[13-14]，理论研究匮乏，为实现低渗透稠油油藏的高效开发，对其进行产能研究及评价、相关参数优化是亟待解决的重要课题^[15]。通过径向井压裂物理模拟实验研究压裂裂缝形态，并在实验的基础上进行径向井压裂辅助蒸汽吞吐产能数值模拟研究及相关工艺参数优化，以期为现场径向井压裂辅助蒸汽吞吐技术开采低渗透稠油油藏提供理论依据。

1 径向井压裂物理模拟实验 1.1 实验准备

由于深层低渗透稠油油藏埋藏深，实验所需试件尺寸大，无法从储层直接取样，因此需要人工进行实验试件的制备。

实验为了使人工制备试件的物理力学参数，如弹性模量、泊松比等，与储层岩石具有一致性，采取制备小试件并进行岩石力学测试的方法试配，保证试件与储层岩石的物理性质相同。考虑到储层地质条件的复杂性和室内实验设备的局限性，选择30 cm×30 cm×30 cm的大尺寸试件进行压裂实验，可保证压裂过程中产生的裂缝具有一定的拓展空间^[16]。此外，根据几何尺寸的相似性，选定外径为30 mm、内径为20 mm的高强度钢管模拟井筒，长度为120 mm、直径为10 mm的塑料软管模拟径向井孔。

根据需要，分别制备单孔、三孔、四孔、六孔条件下径向井孔的实验试件，径向井孔围绕井筒均匀分布，即径向井孔间的夹角分别为180°，120°，90°，60°。规定水平最大主应力方向为0°方位角，且方位角以井眼为圆心沿顺时针方向增加。径向井孔的平面分布方式如图 1所示。

在钢管钻孔处安装塑料管模拟径向井，根据实验要求的不同，将塑料管安装在指定部位。为保证塑料管可模拟裸眼完井的径向井，特对塑料管进行打孔、划线处理，以最大程度达到裸眼完井井壁的透水性，同时保留一定的结构强度以保证水泥浆浇筑时塑料管不变形。按照确定的砂浆配比注入模具中进行成型，经养护至一定龄期，即可进行实验。

一般情况下，真实地层三向主应力互不相等，而其相对大小决定了裂缝扩展的方向，最小水平地应力的大小与分布对裂缝的几何形态具有影响^[17]。在模拟实验中采用真三轴加载方式能更好地反映地层的实际应力状况^[18]。

实验中使用清水作为压裂液，并添加红色示踪剂对压裂裂缝进行染色，以便更好地观测水力裂缝的扩展形态。

1.2 实验结果分析 1.2.1 单径向井孔

2号试件模拟的是在储层同一平面上，沿着水平方向在井筒一侧径向钻孔的情况，径向井孔的方位角为30°，水平地应力差为3 MPa，试件压裂结果如图 2(a)所示。从图 2(a)可看出，在该试件中裂缝从径向井孔处起裂后，裂缝完全沿径向井方向扩展延伸。由此可见，在3 MPa地应力差条件下径向井对压裂裂缝的扩展具有极强的引导能力。

3号试件模拟的是在储层同一平面上，沿着水平方向在井筒一侧径向钻孔的情况，径向井孔的方位角为30°，水平地应力差为6 MPa，试件压裂结果如图 2(b)所示。从图 2(b)可看出，在该试件中裂缝从径向井孔处起裂后，裂缝先沿着径向井方向延伸一定长度后，在缝高方向逐渐转向水平最大主应力方向。其原因主要是径向井附近的泄油区由近井带和远井带构成，分别为在垂直于径向井轴平面上作径向流动的径向井近井带和离径向井较远的径向井远井带。在径向井近井带裂缝形态受径向井的影响沿径向井延伸，超出径向井影响范围后，裂缝受地应力影响，在缝高方向发生扭曲转向水平最大主应力方向，最终形成一条形态复杂的扭曲裂缝，且裂缝面粗糙。经测量，在径向井大约1/2长度处发生转向。沿着径向井方向仍有裂缝延伸，推测会继续形成扭曲裂缝，直到径向井末端，但由于试件尺寸及实验条件的限制，未能观测到后续裂缝的发展。

1.2.2 多径向井孔

8号试件模拟的是三径向井孔的情况，3个径向井孔的方位角分别为90°，210°和330°，水平主地应力差为3 MPa，试件压裂结果如图 3(a)所示。从图 3(a)可看出，在试件中裂缝从径向井孔处起裂后，在210°方位角径向井处，裂缝先沿着径向井方向延伸，大约在径向井筒的1/3处发生转向，裂缝逐渐转向水平最大主应力方向并延伸至试件边缘；330°方位角的径向井成缝规律与210°方位角径向井大致相同，也是约在径向井筒的1/3处发生转向，最终，形成粗糙的裂缝面。90°方位角的径向井处，裂缝沿着径向井筒裂开，在径向井末端受地应力影响发生转向，推测这是因为水平主应力差较小，对裂缝走向的影响小造成的。

13号试件模拟的是四径向井孔的情况，第一条径向井孔的方位角为45°，水平主地应力差为3 MPa [图 3(b)]。从图 3(b)可看出，裂缝从径向井孔处起裂后，先分别沿着4个径向井筒延伸，然后在径向井筒大约1/4长度处发生转向，裂缝继续延伸，考虑均质地层及布孔方案的对称性，最后可形成2个近似平行的粗糙裂缝面。

11号试件模拟的是六径向井孔的情况，第一条径向井孔的方位角为30°，水平主地应力差为3 MPa[图 3(c)]。从图 3(c)可看出，在该岩块试件中，90°和270°方位角的径向井（沿着最小水平主应力方向的2个径向井）处，裂缝沿着径向井延伸，在末端发生转向。其余4个径向井，裂缝从径向井孔处起裂后，很快转向最大主应力方向，同一侧的2条裂缝分别会聚成一条主裂缝，最终形成“十”字形的互相垂直的2条主裂缝。

1.3 实验小结

径向井眼内水力加压形成了最大主应力（拉应力）垂直于径向井眼轴线方向的诱导应力场，场内显然可以形成沿径向井眼轴线方向扩展的裂缝（上覆岩层压力为最大应力）。

裂缝面由径向孔眼起裂并以增长缝高的方式扩展：当裂缝在诱导应力场内扩展时，仅受垂直于径向井眼轴线方向的拉应力，因而裂缝面显然沿径向孔眼轴线方向并垂直增长缝高；当缝高增长超过临界点后，进入原始地层应力分布区域，此时受水平地应力差的影响裂缝开始转向，因此整体裂缝面产生扭曲，最终裂缝面整体转向水平最大主应力方向。

根据已有的研究结果可知^[11]，多径向井条件下，近井带各径向井的主应力场互相连结形成了复杂的新应力场。径向井远端应力分布与单径向井条件下相同，而近井带形成了围绕垂直于井眼的复杂应力区域，根据应力方向可见该区域内形成了沟通各径向井的裂缝，与实验结果相符。

2 径向井压裂辅助蒸汽吞吐数值模拟

根据油藏实际地质情况，利用CMG数值模拟软件建立概念模型，分析不同参数对产能的影响，并对参数进行优化。

胜利油田W区块主要含油层系为沙四段上亚段纯下三砂层组，属于深层低渗稠油油藏。油藏埋藏深度为1 522~1 544 m，地层温度为76℃，地下原油黏度为12 282 mPa·s，储层平均孔隙度为27.4%，平均渗透率为137 mD，泥质体积分数为9.7%，原始油层压力为15.18 MPa，压力系数为1.02，原油密度为0.98 g/cm³。

2.1 模型建立

应用CMG建立数值模型，根据蒸汽吞吐模型情况，选择笛卡尔Cartesian坐标系，建立尺寸为25× 25×5的模型，总共3 125个网格，设定I与J方向（I，J为水平面内互相垂直的主向量）步长均为10 m。模型采用线性插值的方法，内插出所有节点处的孔隙度、渗透率以及饱和度等各种属性的参数值^[19]。

压裂所形成的裂缝渗透率很大，往往是地层渗透率的几百倍甚至上千倍，而裂缝的宽度却只有几毫米至几厘米，这就需要在数值模型中划分很细的网格，同时设置时间步长不能太大，才能保证计算的稳定以及收敛。大量的网格以及小的时间步长又会给计算机的运行内存增加负担，同时会造成计算时间过长。等导流能力法^[20]对上述问题进行了很好地处理。裂缝的导流能力是裂缝渗透流程和宽度的乘积，而等导流能力法是采取保持裂缝导流能力不变，降低裂缝渗透率，增加裂缝宽度的方式来进行计算，很好地解决了数值模拟计算中遇到的难题。

2.2 数值模拟结果分析 2.2.1 压裂辅助蒸汽吞吐

在前文所建的蒸汽吞吐模型基础上，使用IMEX黑油模型进行压裂后储层的产能模拟，并进行局部网格加密，建立压裂裂缝来模拟压裂辅助蒸汽吞吐生产^[21]。同时将优化的裂缝导流能力作为径向井压裂辅助蒸汽吞吐的基础参数。初步设定模型基础参数为：裂缝半长为100 m，注汽强度为170 t/m，注汽速度为180 t/d，注入蒸汽干度为70%，焖井时间为5 d，地层温度为76℃。

裂缝导流能力为裂缝渗透率与裂缝宽度之积。裂缝宽度对模型产能的影响很关键，裂缝需要张开一定的宽度，以保证储层中形成有效地热通道。在上述模型基础上，保持其他参数不变，改变裂缝的导流能力，令裂缝导流能力分别为40 μm²·cm，60 μm²·cm，80 μm²·cm和100 μm²·cm，分析不同裂缝导流能力下的累积产油量[图 4(a)]。从图 4(a)可以看出，随着裂缝导流能力增加，累计产油量增大，当裂缝导流能力达到80 μm²·cm时，累积产油量的增长幅度减小，考虑到压裂成本等因素，认为裂缝导流能力应该控制在80 μm²·cm左右^[22]。

设定裂缝半长为40 m，60 m，80 m和100 m，分别计算模型的累积产油量[图 4(b)]。从图 4(b)可看出，随着裂缝半长的增加，裂缝控制面积增大，累积产油量不断增大，但增幅逐渐减小，因此存在一个相对最优的裂缝半长。考虑到工艺技术条件和成本因素，建议半缝长控制在80 m ^[22]。

2.2.2 径向井压裂辅助蒸汽吞吐

基于径向井压裂裂缝扩展物理模拟实验结果，用上述方法建立径向井压裂辅助蒸汽吞吐数值模型，设定径向井孔径为50 mm，孔长为80 m，裂缝半长为80 m，裂缝导流能力为80 μm²·cm。设定基础注入参数：注汽强度为170 t/m，注汽速度为180 t/d，注入蒸汽干度为70%，焖井时间为5 d，地层温度为76 ℃。对两孔、三孔、四孔、六孔条件下径向井压裂辅助蒸汽吞吐数值模型分别进行产能计算，并研究与比较了孔数对径向井压裂辅助蒸汽吞吐开采效果的影响（图 5）。

通过对比图 5可以发现，当径向井孔数为4个时，累积采油效果最好，因为四径向井孔引导压裂时，裂缝面多，裂缝形态复杂，有利于热蒸汽向储层的能量传递，可以有效加热储层原油。在径向井孔数为6个时，形成的裂缝波及范围与四径向井孔的相近，累计产量相近，考虑开发成本选择四径向井孔为最优方案。

在明确四径向井为最优方案的基础上，为达到最佳开发效果，需以产能为评价标准进一步优化热采参数。采用控制变量方法，在上述模型的基础参数中每次仅作单一变量的优化，最终得到整体的优化热采施工方案。

在注汽强度为170 t/m、注入蒸汽干度为70%、焖井时间为5 d的注汽条件下，改变注汽速度，令注汽速度分别为140 t/d，160 t/d，180 t/d，200 t/d，分析生产结果。从图 6(a)可以看出，累积产油量随着注汽速度的增加而增大，当注汽速度为180~200 t/d时，累积产油量变化不大，因此选择最优注汽速度为180 t/d。

保持注汽速度为170 t/d、注入蒸汽干度为70%、焖井时间为5 d的条件不变，令注汽强度分别为110 t/m，130 t/m，150 t/m，170 t/m，分析生产结果。从图 6(b)可看出，累积产油量随着注汽强度的增加而增大，当注汽强度为150~170 t/m时，累积产油量达到较高值且变化不大，因此选择最优注汽强度为150 t/m。

在注汽强度为180 t/m、注汽速度为170 t/d、焖井时间为5 d的条件下，改变蒸汽干度，分析生产效果。从图 6(c)可看出，累积产油量随着蒸汽干度的增加而增大，当蒸汽干度达到60%时，累积产油量的增长幅度已经很小，因此选择最优蒸汽干度为60%。

在注汽强度为180 t/m、注汽速度为170 t/d、蒸汽干度为60%的条件下，改变焖井时间，分析生产效果。从图 6(d)可看出，累积产油量随着焖井时间的增加而增大，当焖井时间为4 d时，累积产油量随焖井时间的增长幅度已经很小，因此选择最优焖井时间为4 d。

根据模拟结果，径向井压裂辅助蒸汽吞吐的3年累积产油量约为压裂辅助蒸汽吞吐采油的2.65倍，说明径向井压裂辅助蒸汽吞吐开采低渗稠油油藏非常有效。

2.3 数值模拟小结

根据数值模拟结果，累积产油量与裂缝半长、裂缝导流能力、注汽速度、注汽强度、蒸汽干度和焖井时间等参数均呈正相关，而该参数的最佳取值均为其对应累积产油量的增幅拐点，该结论与常识相符。

不同径向井数量对应的裂缝形态存在差异，进而导致裂缝的总体控制面积不同，而裂缝的总控制面积直接影响到累积产油量的数值。当径向井数量由两孔增加为三孔时，裂缝数量增加，显著提高了裂缝的总体控制面积，因此累积产油量的增幅较大；当径向井数量由四孔增加至六孔时，裂缝数量没有增加，仅裂缝形态存在差异，因此裂缝的总体控制面积增幅有限，累积产油量增幅较小，而考虑到四径向井和六径向井存在完井成本差异，综合选取四径向井为最佳完井方案。

3 结论

（1）通过径向井压裂裂缝扩展物理模拟实验确定径向井能够对压裂裂缝的扩展起到引导作用，裂缝在径向井处起裂后，首先沿着径向井延伸一段距离，然后在地应力的作用下逐渐转向到水平最大主应力方向。

（2）径向井压裂辅助蒸汽吞吐技术的最佳注汽速度、注汽强度、蒸汽干度和焖井时间分别为180 t/d，150 t/m，60%和4 d。

（3）径向井压裂辅助蒸汽吞吐技术对于开采低渗稠油油藏非常有效，其3年累积产油量约为压裂辅助蒸汽吞吐采油的2.65倍。