水平井多段體積壓裂在低滲砂巖油藏的研究與應(yīng)用

吳玲玉

摘要：茨采X油田包括共22個(gè)區(qū)塊。儲(chǔ)層物性差，屬典型的低滲油藏。以往多是采用直井常規(guī)壓裂改造儲(chǔ)層，縫控儲(chǔ)量低，單井產(chǎn)量低，經(jīng)濟(jì)效益差，壓裂后單井年增油量?jī)H200-300t。近幾年隨著低滲油藏改造技術(shù)和理念的進(jìn)步與革新，體積壓裂技術(shù)成為這類(lèi)儲(chǔ)層的主流改造技術(shù)，是低滲透儲(chǔ)層難采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。本次研究基于水平井體積壓裂技術(shù)，對(duì)區(qū)塊開(kāi)展可行性分析、井位部署以及優(yōu)化壓裂工藝，取得了較好的效果。

1.項(xiàng)目實(shí)施背景

1.1區(qū)塊概況

X油田主要含油層系為九佛堂組，平均孔隙度15-18%，平均滲透率13-84.4×10-3μm2，A油田主要含油層系為沙海組，平均孔隙度11.5-16.0%，平均滲透率為13.9-34.6×10-3um2，均是典型的低-中孔、低滲油藏。

1.2開(kāi)發(fā)中存在問(wèn)題

1.2.1直井開(kāi)發(fā)產(chǎn)能低

A、B均屬低滲油藏，區(qū)塊天然能量不足，受儲(chǔ)層物性差影響，油井產(chǎn)量遞減快，單井產(chǎn)能低。地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.36%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度6.7%。

1.2.2常規(guī)注水效果差

多年來(lái)為探索低滲油藏剩余油有效動(dòng)用開(kāi)發(fā)方式，先后實(shí)施了井組注采調(diào)整、周期注水、深部調(diào)驅(qū)等試驗(yàn)，均未取得明顯效果。注水開(kāi)發(fā)階段主要表現(xiàn)為含水上升速度快，油井穩(wěn)產(chǎn)期短，見(jiàn)效即見(jiàn)水，見(jiàn)水即水淹。

2.主要做法

2.1體積壓裂技術(shù)機(jī)理

通過(guò)水力壓裂對(duì)儲(chǔ)層實(shí)施改造，使天然裂縫不斷擴(kuò)大和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，實(shí)現(xiàn)對(duì)天然裂縫和巖石層理的溝通，同時(shí)在主裂縫的側(cè)向上強(qiáng)制形成次生裂縫，最終形成天然裂縫和人工裂縫相互交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)，將有效儲(chǔ)集體“打碎”，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層在三維方向的立體改造，增大滲流面積及導(dǎo)流能力，提高初始產(chǎn)量和最終采收率[1]。

2.2進(jìn)行水平井研究可行性分析

首先統(tǒng)一劃分地層，通過(guò)巖性、電性以及沉積特征重新劃分地層，重新落實(shí)強(qiáng)1、交2塊構(gòu)造特征，新增加斷層9條，斷層位置變化6條。

研究油層特征以及剩余油分布規(guī)律，通過(guò)對(duì)區(qū)塊單井產(chǎn)能分析以及未動(dòng)用儲(chǔ)量分析確定剩余油分布。由于儲(chǔ)層物性差，直井采收率低，水平井體積壓裂可提高采收率4%，區(qū)域剩余油富集，具有水平井部署的物質(zhì)基礎(chǔ)。

巖石的脆性特征通過(guò)脆性指數(shù)進(jìn)行表征，儲(chǔ)層脆性礦物石英含量較高，脆性指數(shù)大，利于形成網(wǎng)狀縫網(wǎng)。A塊Ⅰ油組粉砂巖脆性指數(shù)平均為73.6%，Ⅱ油組平均為84.1%;B塊Ⅱ油組平均脆性指數(shù)37%，Ⅲ油組為42%，有利于體積壓裂。

2.3 優(yōu)化水平井部署方案及壓裂工藝

2.3.1水平井設(shè)計(jì)的優(yōu)化

一是縱向位置的優(yōu)化，借鑒其他低滲油藏部署經(jīng)驗(yàn)，水平段設(shè)計(jì)在油層中部為宜，通過(guò)體積壓裂可有效溝通水平井上下儲(chǔ)層，但針對(duì)倆區(qū)塊均有穩(wěn)定隔層，分上下兩套層系部署水平井。

二是水平方位的優(yōu)化。根據(jù)區(qū)塊儲(chǔ)層的裂縫方向，設(shè)計(jì)水平井走向與最大主應(yīng)力方向垂直，有利于體積壓裂造縫形成縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)，同時(shí)考慮油藏構(gòu)造形態(tài)與現(xiàn)有井網(wǎng)，以便增強(qiáng)水平井對(duì)現(xiàn)井網(wǎng)的適應(yīng)性。

三是水平段長(zhǎng)度的優(yōu)化。為最大限度動(dòng)用剩余油儲(chǔ)量，綜合油層展布及投入產(chǎn)出比，優(yōu)化設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)600-1000m。

2.3.2注水位置的優(yōu)化

注水井設(shè)計(jì)是低滲、致密油田的核心問(wèn)題，它關(guān)系到低滲、致密油田開(kāi)發(fā)效果的好壞。目前涉及水平井體積壓裂的注采方式主要有水平井采、直井注以及水平井注、水平井采的開(kāi)采模式。其中直井與水平井的聯(lián)合開(kāi)發(fā)方式中，水平井的生產(chǎn)優(yōu)勢(shì)突出，直井注水較為靈活，可以獲得較好的開(kāi)發(fā)效果。

由于儲(chǔ)層滲透率低需要進(jìn)行體積壓裂改造，水平井與注水井的配置關(guān)系會(huì)影響生產(chǎn)效果。頂部注水利用重力作用自上而下驅(qū)油;對(duì)應(yīng)位置注水，注水一段時(shí)間后注入水會(huì)沿地層天然裂縫及壓裂的人工裂縫快速竄流，造成水平井水淹;底部注水，通過(guò)形成人造底水，向上托進(jìn)，有利于減弱油水竄流和剩余油零散分布。查閱資料可知不同部位注水時(shí)的日產(chǎn)油、含水率和采出程度關(guān)系，可以看出底部注水最終采收率、無(wú)水采油期和無(wú)水采出程度均最高，開(kāi)發(fā)效果優(yōu)于頂部注水和對(duì)應(yīng)位置注水。故水平井立體注采應(yīng)選擇在油藏底部注水并保持低配注量、中部水平井生產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)“底部注水、中部采油、底水托進(jìn)”的開(kāi)發(fā)模式。下步計(jì)劃在B塊開(kāi)展立體注采開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，為充分利用老井，采用直井底部溫和注水，中部水平井采油的開(kāi)發(fā)模式，平面上注水井與水平井距離100m，縱向上注水層頂部與水平井壓裂縫底構(gòu)造高相差10m以上。

2.3.3壓裂工藝的優(yōu)化

目前水平井體積壓裂工藝主要分為兩大類(lèi)，即連續(xù)油管拖動(dòng)分段壓裂和橋塞分段壓裂，通過(guò)在A塊兩種壓裂工藝對(duì)比試驗(yàn)，連續(xù)油管拖動(dòng)分段壓裂工藝雖然分段精細(xì)、施工簡(jiǎn)單，但壓裂排量小、設(shè)備承壓低，不足以形成復(fù)雜裂縫低，而“橋塞分段+分簇射孔+復(fù)合壓裂”的壓裂工藝雖然需重復(fù)起下射孔及壓裂管柱，但橋塞密封性好，施工排量大，設(shè)備承壓高，能夠形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，因此優(yōu)選出橋塞分段壓裂是有效改造儲(chǔ)層的壓裂工藝。

根據(jù)不同油藏特征以及油井生產(chǎn)特點(diǎn)確定橋塞類(lèi)型，由于壓裂放噴高液量可促進(jìn)可溶橋塞的快速溶解，而放噴后液量低、見(jiàn)油快的特點(diǎn)不利于可溶橋塞的溶解，影響壓裂效果，因此確定了可溶式橋塞適用于A塊等區(qū)塊壓裂放噴后高液量的水平井，B塊壓裂放噴后低液量見(jiàn)油快的水平井橋塞的選擇有待繼續(xù)研究。

3.應(yīng)用效果分析

3.1水平井儲(chǔ)層鉆遇率高，難采儲(chǔ)量動(dòng)用程度提高

目前已投產(chǎn)的9口水平井鉆遇油層/差油層524m/57層，平均單井儲(chǔ)層鉆遇率96.8%，油層鉆遇率79.2%。通過(guò)水平井體積壓裂技術(shù)動(dòng)用井間及邊部難采儲(chǔ)量151×104t。

3.2壓裂波及體積大，儲(chǔ)層得到充分改造

通過(guò)水平井鄰井微地震監(jiān)測(cè)，結(jié)果顯示所有破裂事件均發(fā)生在井軌跡周?chē)?，水平井周?chē)纬蓮?fù)雜縫網(wǎng)，儲(chǔ)層得到充分改造，達(dá)到了體積壓裂的目的。

3.3體積壓裂效果好，區(qū)塊產(chǎn)量翻番

A、B塊6口水平井投產(chǎn)后，區(qū)塊日產(chǎn)油分別由77t、25t上升至122t、42t。促使A、B塊地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度分別由0.40、0.22上升至0.68、0.34，推進(jìn)區(qū)塊產(chǎn)能上升。

4 結(jié)論及建議

（1）水平井體積壓裂可行性論證是充分動(dòng)用低滲油藏難采儲(chǔ)量的基礎(chǔ)。

（2）水平井體積壓裂分層系部署開(kāi)發(fā)是存在隔層油藏充分改造儲(chǔ)層的關(guān)鍵。