Optimization of Fracture Parameters and Turning Angle of Temporary Plugging Refracturing in the Triassic Chang 6 Reservoir
长6储层属特低渗透致密砂岩，非均质强、天然裂缝发育，井网不完善，注水驱替系统难以建立。前期加密井常规大规模压裂后提液幅度小、含水上升快、增油效果差。本文提出“老缝改造+新缝补孔”双路径思路，利用Petrel建立精细地质模型，采用CMG数值模拟平台，系统评价裂缝半长、导流能力、转向角及施工时机对累产油的贡献。
CMG软件应用情况
- 模型建立：将Petrel输出的104×56×15非均质网格（10 m×10 m×1 m）导入CMG-IMEX，对P1–P9九口井局部加密，等效刻画老缝。
- 历史拟合：用实际生产数据标定水驱曲线、压力衰减及含水上升规律。
- 方案对比：在CMG中设计“不重复压裂”与“第4年暂堵转向压裂”两种开发策略，定量对比剩余油、压力场及累产油。
- 参数优化：固定井底流压，采用CMG批运算功能完成25组正交方案，快速输出累产油，结合极差分析确定裂缝半长、导流能力、施工时机的敏感性排序。
- 转向角优化：通过修改裂缝方位角（–90°~+90°，步长23°），计算不同角度下的累产油，最终给出角井23°、边井90°的推荐值。
全程以CMG为唯一数模平台，所有产量、压力、饱和度场及敏感性数据均由CMG生成。
结论
- 井网完善时机：角井、边井均应在含水<20%的无水期末实施暂堵压裂，兼顾增油与经济效益。
- 裂缝参数：最优裂缝半长190 m、裂缝导流能力30 μm²·cm（300 mD·m），可在不加剧缝间干扰的前提下最大化累产油。
- 转向角：角井23°、边井±90°，可避开老缝水窜通道，充分沟通剩余油富集区。
- 低产井区：储层厚度、孔隙度、渗透率仅高产区的0.8倍，裂缝半长宜增至230 m，施工时机可放宽至含水20–40%。
- 工程建议：现场实施时应先进行小型测试压裂，验证转向角与暂堵剂用量，再规模化推广。
作者单位：西安石油大学
