超低滲透油藏水平井壓裂優(yōu)化及應用

齊銀 ，白曉虎 ，宋輝 ，杜現(xiàn)飛 ，殷桂琴 ，康博 ，呂昌盛

（1.中國石油長慶油田公司超低滲透油藏研究中心，陜西 西安 710018；2.中國石油長慶油田公司第二采油技術服務處，甘肅 慶陽 745100）

鄂爾多斯盆地超低滲透油藏具有低壓、低滲、低豐度的特點，屬于典型的“三低”油藏，超前注水補充地層能量開發(fā)是其有效開發(fā)的核心技術之一。目前，超低滲透油藏水平井均采用超前注水開發(fā)技術［1-3］，水平井井眼方位垂直最大主應力方向，采用水平井采油、直井注水的七點井網(wǎng)開發(fā)。在特定儲層條件和井網(wǎng)形式下，如何優(yōu)化壓裂水平井的裂縫參數(shù)，直接影響開發(fā)效果［4］。本文以鄂爾多斯盆地華慶油田長6超低滲透油藏水平井為研究對象，結合注采井網(wǎng)，提出了一種適合該油藏水平井開發(fā)的壓裂裂縫優(yōu)化設計方法。礦場應用證明，該設計方法可提高人工裂縫和井網(wǎng)、注水的適配性。

1 儲層特征

華慶油田長6油藏以半深湖—深湖相沉積為主，沉積類型以砂質碎屑流、濁流沉積為主；儲層物性差，平均孔隙度11.12%，巖心分析滲透率（0.10～0.50）×10-3μm2，平均 0.36×10-3μm2；孔隙類型以原生粒間孔、次生溶孔為主，孔喉細小，中值半徑0.1～0.2 μm；填隙物以酸敏礦物為主，水敏礦物較少，適宜注水開發(fā)；地層原油黏度0.7～2.2 mPa·s，原油性質較好，氣油比較高；地應力方位為NE75°，儲隔層埋深1 800～2 400 m，應力差值3～6 MPa；地層壓力13～17 MPa，屬于典型的低壓油藏，天然微裂縫較發(fā)育。

2 前期井網(wǎng)形式與布縫方式

以華慶油田長6油藏為代表的超低滲油藏水平井注采井網(wǎng)形式以七點井網(wǎng)為主，采用超前注水開發(fā)方式。水平井水平段長度700～800 m，一口水平井對應6口注水井，水平井之間的距離為700～800 m，注水井排距離水平段端部距離150 m。水平井井眼方位垂直于最大主應力方位，可通過壓裂形成多條橫切裂縫，從而增大改造體積，提高單井產(chǎn)量［5-6］。

在壓裂施工過程中，與最大主應力方位夾角較小的微裂縫易開啟并延伸。為避免裂縫溝通水線，降低含水上升速度，與注水井連線垂直的井筒上下各100 m不改造，且在靠近注水井的位置減小裂縫長度，即采用“啞鈴型”布縫方式。裂縫段間距50～60 m，裂縫半長120～180 m等間距遞增。在水平井鉆井前60～90 d即實施超前注水，其中腰部注水井的日注水量為10～15 m3，兩端注水井的日注水量為15～20 m3。水平井壓裂采用水力噴砂分段壓裂工藝［7-8］。

3 壓裂方式優(yōu)化

由于超低滲透油藏儲層物性差，注水開發(fā)驅替系統(tǒng)建立難度大，距離注水井較遠的儲層水驅效率低，在改造后基本上屬于自然能量開發(fā)（見圖1），因此，需進一步提高改造規(guī)模、增加儲層改造體積。

結合前期該類油藏水平井的布縫方式，在距離水線較近的井段實施小規(guī)模壓裂，距離水線較遠的井段實施大規(guī)模體積壓裂，在減小早期水淹風險的同時進一步擴大儲層改造體積。體積壓裂是利用低黏液體，通過大排量、低砂比的方式開啟并支撐天然裂縫形成網(wǎng)絡裂縫，使裂縫壁面與儲層基質的接觸面積最大，油氣從任意方向的基質向裂縫的滲流距離最短，極大地提高儲層整體滲透率，實現(xiàn)對儲層在長、寬、高三維方向的“立體改造”［3-4］。該項技術近年來在北美頁巖氣藏和致密油藏中廣泛應用，取得了很好的效果［9-16］。

圖1 七點注采井網(wǎng)流線分布

以儲層地質特征為依據(jù)建立數(shù)值模型。模型基本參數(shù)：油層頂深為2 000 m，孔隙壓力為16 MPa，儲層厚度為25 m，地層壓力系數(shù)為0.8，孔隙度為12%，地面氣測滲透率為0.25×10-3μm2，地層溫度為65℃，束縛水飽和度為45%，原油黏度為1.0 mPa·s，氣油比為80 m3/m3，水平段長度為800 m，井底流動壓力為6 MPa，裂縫導流能力為 20 μm2·cm。

設計了3種壓裂方案：方案1，常規(guī)壓裂14條縫，裂縫半長120～180 m均勻遞增；方案2，體積壓裂14條縫，裂縫半長160～280 m均勻遞增；方案3，組合壓裂14條縫，裂縫半長120～280 m非均勻遞增 （見圖2）。每種方案的裂縫半縫長見表1。模擬結果表明，采用方案3初期產(chǎn)量較高，且含水穩(wěn)定，最終累計產(chǎn)油量最高，開發(fā)效果最好（見圖3）。

圖2 模擬3種不同壓裂方案

表1 3種方案裂縫半長設計

圖3 3種方案下單井日產(chǎn)油量、含水率及累計產(chǎn)油量與時間的關系

4 施工參數(shù)優(yōu)化

在獲得最優(yōu)裂縫長度組合之后，為獲得水平井的每段所需的裂縫半長，利用壓裂模擬軟件確定合理的壓裂設計是必要的。針對華慶長6儲層特征建立水平井壓裂模型，設計了不同的壓裂參數(shù)方案（見表2）。對于華慶長6水平井，當支撐劑用量從35 t遞增至120 t、壓裂液用量從175 m3遞增至600 m3時，裂縫半長由120 m增加至280 m。

表2 支撐劑及壓裂液不同用量與裂縫半長優(yōu)化結果

實例計算的裂縫剖面顯示，當注入44 t支撐劑、220 m3壓裂液時，可獲得145 m的裂縫半長（見圖4）。

圖4 裂縫幾何尺寸及導流能力剖面計算實例

5 礦場應用效果

在華慶長6超低滲透油藏8口水平井，采用方案3的壓裂方式進行試驗，并與鄰近井對比。鄰近對比井采用相同的注采井網(wǎng)和完井工藝，且水平段長度、改造段數(shù)接近，但采用的是方案1的壓裂方式。

試油及投產(chǎn)結果跟蹤對比發(fā)現(xiàn)，試驗井試油產(chǎn)量比鄰近對比井高20 m3/d以上，投產(chǎn)初期3個月累計產(chǎn)油量高184 t，動液面保持較高且含水率保持較低（見表3），表明該設計方法增產(chǎn)效果較好，能夠較好適應超低滲透油藏開發(fā)。

表3 華慶長6油藏新型壓裂設計試驗井與常規(guī)壓裂設計對比井基本情況

6 結論

1）將常規(guī)壓裂和體積壓裂在水平井上組合實施，距離水線較近的井段實施小規(guī)模壓裂，距離水線較遠的井段實施大規(guī)模體積壓裂。水平段長800 m的水平井采取壓裂14段、裂縫半長120～280 m非均勻設計的效果較好。

2）對于華慶長6水平井分段壓裂，在平均砂比接近的情況下（15%～20%），當支撐劑用量從35 t遞增至120 t、壓裂液用量從175 m3遞增至600 m3時，裂縫半長由120 m增加至280 m。

3）礦場試驗井較對比井的試油產(chǎn)量高20 m3左右，投產(chǎn)初期3個月累計產(chǎn)油量184 t，含水率較低且保持穩(wěn)定，表明該設計方法在超低滲透油藏具有良好的適應性。

［1］王瑞飛，宋子齊，何涌，等.利用超前注水技術開發(fā)低滲透油田［J］.斷塊油氣田，2003，10（3）：43-45.

［2］王道富，李忠興，趙繼勇，等.低滲透油藏超前注水理論及其應用［J］.石油學報，2007，6（3）：78-81.

［3］黃戰(zhàn)衛(wèi)，李書靜，林剛，等.超低滲透油藏超前注水開井時機研究［J］.石油天然氣學報，2010，32（5）：308-310.

［4］姜晶，李春蘭，楊敏.低滲透油藏壓裂水平井裂縫優(yōu)化研究［J］.石油鉆采工藝，2008，30（4）：50-52.

［5］曾凡輝，郭建春，茍波，等.水平井壓裂工藝現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢［J］.石油天然氣學報，2010，32（6）：294-298.

［6］李宗田.水平井壓裂技術現(xiàn)狀與展望［J］.石油鉆采工藝，2009，31（6）：15-17.

［7］李憲文，趙文軫.水力射孔射流壓裂工藝在長慶油田的應用［J］.石油鉆采工藝，2008，30（4）：67-70.

［8］陳作，王振鐸，鄭偉，等.水力噴砂分段壓裂優(yōu)化設計與施工［J］.石油鉆采工藝，2010，32（3）：72-74.

［9］Mayerhofer M J，Lolon E P，Warpinski N R，et al.What is stimulated reservoir volume？ ［R］.SPE 119890，2008.

［10］吳奇，胥云，劉玉章，等.美國頁巖氣體積改造技術現(xiàn)狀及對我國的啟示［J］.石油鉆采工藝，2011，33（2）：1-7.

［11］葛洪魁，王小瓊，張義.大幅度降低頁巖氣開發(fā)成本的技術途徑［J］.石油鉆探技術，2013，41（6）：1-5.

［12］陳勉，金衍.基于巖心分析的頁巖氣壓裂工藝參數(shù)優(yōu)選［J］.石油鉆探技術，2012，40（4）：7-12.

［13］張旭，蔣廷學，賈長貴，等.頁巖氣儲層水力壓裂物理模擬試驗研究［J］.石油鉆探技術，2013，41（2）：70-74.

［14］陳作，薛承瑾，蔣廷學，等.頁巖氣井體積壓裂技術在我國的應用建議［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（10）：30-32.

［15］翁定為，雷群，胥云，等.縫網(wǎng)壓裂技術及其現(xiàn)場應用［J］.石油學報，2011，32（2）：282-284.

［16］邵尚奇，田守嶒，李根生，等.水平井縫網(wǎng)壓裂裂縫間距的優(yōu)化［J］.石油鉆探技術，2014，42（1）：86-90.