超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

齐银 ，白晓虎 ，宋辉 ，杜现飞 ，殷桂琴 ，康博 ，吕昌盛

（1.中国石油长庆油田公司超低渗透油藏研究中心，陕西 西安 710018；2.中国石油长庆油田公司第二采油技术服务处，甘肃 庆阳 745100）

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有低压、低渗、低丰度的特点，属于典型的“三低”油藏，超前注水补充地层能量开发是其有效开发的核心技术之一。目前，超低渗透油藏水平井均采用超前注水开发技术［1-3］，水平井井眼方位垂直最大主应力方向，采用水平井采油、直井注水的七点井网开发。在特定储层条件和井网形式下，如何优化压裂水平井的裂缝参数，直接影响开发效果［4］。本文以鄂尔多斯盆地华庆油田长6超低渗透油藏水平井为研究对象，结合注采井网，提出了一种适合该油藏水平井开发的压裂裂缝优化设计方法。矿场应用证明，该设计方法可提高人工裂缝和井网、注水的适配性。

1 储层特征

华庆油田长6油藏以半深湖—深湖相沉积为主，沉积类型以砂质碎屑流、浊流沉积为主；储层物性差，平均孔隙度11.12%，岩心分析渗透率（0.10～0.50）×10-3μm2，平均 0.36×10-3μm2；孔隙类型以原生粒间孔、次生溶孔为主，孔喉细小，中值半径0.1～0.2 μm；填隙物以酸敏矿物为主，水敏矿物较少，适宜注水开发；地层原油黏度0.7～2.2 mPa·s，原油性质较好，气油比较高；地应力方位为NE75°，储隔层埋深1 800～2 400 m，应力差值3～6 MPa；地层压力13～17 MPa，属于典型的低压油藏，天然微裂缝较发育。

2 前期井网形式与布缝方式

以华庆油田长6油藏为代表的超低渗油藏水平井注采井网形式以七点井网为主，采用超前注水开发方式。水平井水平段长度700～800 m，一口水平井对应6口注水井，水平井之间的距离为700～800 m，注水井排距离水平段端部距离150 m。水平井井眼方位垂直于最大主应力方位，可通过压裂形成多条横切裂缝，从而增大改造体积，提高单井产量［5-6］。

在压裂施工过程中，与最大主应力方位夹角较小的微裂缝易开启并延伸。为避免裂缝沟通水线，降低含水上升速度，与注水井连线垂直的井筒上下各100 m不改造，且在靠近注水井的位置减小裂缝长度，即采用“哑铃型”布缝方式。裂缝段间距50～60 m，裂缝半长120～180 m等间距递增。在水平井钻井前60～90 d即实施超前注水，其中腰部注水井的日注水量为10～15 m3，两端注水井的日注水量为15～20 m3。水平井压裂采用水力喷砂分段压裂工艺［7-8］。

3 压裂方式优化

由于超低渗透油藏储层物性差，注水开发驱替系统建立难度大，距离注水井较远的储层水驱效率低，在改造后基本上属于自然能量开发（见图1），因此，需进一步提高改造规模、增加储层改造体积。

结合前期该类油藏水平井的布缝方式，在距离水线较近的井段实施小规模压裂，距离水线较远的井段实施大规模体积压裂，在减小早期水淹风险的同时进一步扩大储层改造体积。体积压裂是利用低黏液体，通过大排量、低砂比的方式开启并支撑天然裂缝形成网络裂缝，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的“立体改造”［3-4］。该项技术近年来在北美页岩气藏和致密油藏中广泛应用，取得了很好的效果［9-16］。

图1 七点注采井网流线分布

以储层地质特征为依据建立数值模型。模型基本参数：油层顶深为2 000 m，孔隙压力为16 MPa，储层厚度为25 m，地层压力系数为0.8，孔隙度为12%，地面气测渗透率为0.25×10-3μm2，地层温度为65℃，束缚水饱和度为45%，原油黏度为1.0 mPa·s，气油比为80 m3/m3，水平段长度为800 m，井底流动压力为6 MPa，裂缝导流能力为 20 μm2·cm。

设计了3种压裂方案：方案1，常规压裂14条缝，裂缝半长120～180 m均匀递增；方案2，体积压裂14条缝，裂缝半长160～280 m均匀递增；方案3，组合压裂14条缝，裂缝半长120～280 m非均匀递增 （见图2）。每种方案的裂缝半缝长见表1。模拟结果表明，采用方案3初期产量较高，且含水稳定，最终累计产油量最高，开发效果最好（见图3）。

图2 模拟3种不同压裂方案

表1 3种方案裂缝半长设计

图3 3种方案下单井日产油量、含水率及累计产油量与时间的关系

4 施工参数优化

在获得最优裂缝长度组合之后，为获得水平井的每段所需的裂缝半长，利用压裂模拟软件确定合理的压裂设计是必要的。针对华庆长6储层特征建立水平井压裂模型，设计了不同的压裂参数方案（见表2）。对于华庆长6水平井，当支撑剂用量从35 t递增至120 t、压裂液用量从175 m3递增至600 m3时，裂缝半长由120 m增加至280 m。

表2 支撑剂及压裂液不同用量与裂缝半长优化结果

实例计算的裂缝剖面显示，当注入44 t支撑剂、220 m3压裂液时，可获得145 m的裂缝半长（见图4）。

图4 裂缝几何尺寸及导流能力剖面计算实例

5 矿场应用效果

在华庆长6超低渗透油藏8口水平井，采用方案3的压裂方式进行试验，并与邻近井对比。邻近对比井采用相同的注采井网和完井工艺，且水平段长度、改造段数接近，但采用的是方案1的压裂方式。

试油及投产结果跟踪对比发现，试验井试油产量比邻近对比井高20 m3/d以上，投产初期3个月累计产油量高184 t，动液面保持较高且含水率保持较低（见表3），表明该设计方法增产效果较好，能够较好适应超低渗透油藏开发。

表3 华庆长6油藏新型压裂设计试验井与常规压裂设计对比井基本情况

6 结论

1）将常规压裂和体积压裂在水平井上组合实施，距离水线较近的井段实施小规模压裂，距离水线较远的井段实施大规模体积压裂。水平段长800 m的水平井采取压裂14段、裂缝半长120～280 m非均匀设计的效果较好。

2）对于华庆长6水平井分段压裂，在平均砂比接近的情况下（15%～20%），当支撑剂用量从35 t递增至120 t、压裂液用量从175 m3递增至600 m3时，裂缝半长由120 m增加至280 m。

3）矿场试验井较对比井的试油产量高20 m3左右，投产初期3个月累计产油量184 t，含水率较低且保持稳定，表明该设计方法在超低渗透油藏具有良好的适应性。

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