边底水发育储层压裂参数优化

杨 红 何 衡 王京舰 曹岳成 曹 晶 许 亮

(1. 延长油田股份有限公司开发部， 陕西 延安 716000；2. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院， 西安 710018；3. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院， 西安 710018；4. 延长油田股份有限公司杏子川采油厂， 陕西 延安 716000)

边底水发育储层压裂参数优化

杨 红1何 衡2王京舰3曹岳成4曹 晶1许 亮1

(1. 延长油田股份有限公司开发部， 陕西 延安 716000；2. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院， 西安 710018；3. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院， 西安 710018；4. 延长油田股份有限公司杏子川采油厂， 陕西 延安 716000)

侏罗系延安组储层和三叠系长2储层边底水普遍发育，如果压裂施工参数不当，就会压窜边底水。在统计分析延长油田前期压裂资料的基础上，优选射孔位置，优化水力压裂施工排量、加砂强度。结果表明：该类储层应在储层段顶部射孔，射开程度占储层厚度的20%～30%；延安组储层水力压裂合理施工排量为0.8～1.2 m3min，优化加砂强度为0.8～1.2 m2。针对长2储层不同的储层特征，推荐了5种压裂规模。

边底水储层； 压裂； 射开程度； 加砂强度； 施工排量

延长油田类型多变、含油层组多、油水关系复杂。平面上，油田广泛分布于鄂尔多斯盆地；纵向上，包括了三叠系和侏罗系两大含油层系14个油层。既有厚块状，又有薄层状，还有层间状；既有底水油帽，又有油水同层，还有薄层状油水交互层和致密油层。多变的油藏类型和复杂的油水关系决定了针对不同储层类型必须采取不同的储层改造参数。

1 边底水储层地质特征

延长油田侏罗系延安组储层和三叠系长2储层普遍发育，有比较充足的边底水，但由于埋藏深度不同，储层物性不同，压裂改造参数也有区别。

1.1 延安组储层特征

延长油田延安组油藏特征多样，油水分布关系复杂，多呈底水油帽、油水同层或隔层较薄的油水间互层。依据油水关系、物性及电测资料将侏罗系延安组油层分为3种类型。

Ⅰ类：油层与底水直接接触，纵向上砂体连续分布，油层孔、渗性好，油水分异明显，视渗透率大于100×10-3μm2，含水饱和度小于40%，顶部有纯油带且厚度较大，油水过渡带薄。

Ⅱ类：油层内有夹层存在，纵向上油水分异相对较好，渗透率为(20～100)×10-3μm2，含水饱和度小于45%，顶部有不同厚度的纯油层，油水过渡带厚。

Ⅲ类：油层与底水之间有泥岩和砂泥岩隔层或夹层，隔层厚2～3 m，延伸不到2个井距就尖灭了，油水分异差，一般不会出现纯油层。油层孔、渗差，视渗透率小于20×10-3μm2，含水饱和度大于45%。

1.2 长2储层地质特征

长2储层与延安组侏罗系储层相比，储层物性较差。长2储层以三角洲平原分流河道沉积的中 — 细粒长石砂岩为主，埋深550～1 800 m，储集空间孔隙结构复杂，喉道细，分选差。油层平均渗透率介于(11.76～100.00)×10-3μm2，孔隙度一般在19%以下，属低渗透储层；胶结类型以孔隙胶结为主，胶结物以高岭石和绿泥石居多，含少量碳酸盐。油层压力和温度低。据测试资料统计，压力系数为0.64～0.80 MPa100 m，地层温度梯度为 3 ℃100 m。

油水关系复杂，油层一般位于砂体上部，下部有大段底水存在，含油饱和度在纵向上呈“上高下低”的特征，靠近水层的储层的渗透率相对较好。长2储层除具有“低孔、低渗、低丰度”特征外，还具有油水同层、储层较致密且连通性差、油水层关系复杂、油藏类型多样等特征[1-4]。

2 储层压裂改造难点分析

侏罗系延安组储层和三叠系长2储层普遍发育充足的边底水，储层改造有一定的难度。当负压射孔、高能气体压裂等措施无效时，只能采用小型水力压裂，但如果水力压裂施工参数不当，就会压窜边底水，造成不可挽回的损失。因此合理的改造规模和压裂参数对于延安组储层和三叠系长2储层的压裂改造极为关键[5-7]。

3 储层压裂参数优化

3.1 射开程度和射孔位置优化

近10年以来，延长油田边底水油藏尝试了一系列的增产改造措施，包括负压射孔求产、复合射孔求产、高能气体压裂、基质酸化、挤KCl水解堵等。边底水油藏压裂统计结果表明措施后产液量均较低，增产效果不理想。长期的现场实践证明，小型水力压裂为边底水储层最有效的增产措施，但压裂效果的好坏、含水率的高低与储层地质特征和措施的射开程度及其他压裂参数关系密切相关。

由表1可知，储层物性基本一致时，在同等压裂规模下，随着射开程度、产液量增大的同时含水率也增大。因此原则上边底水储层射开程度不能过大。由表1统计得出比较理想的射开程度占储层厚度的20%～30%。

底水储层底部含水饱和度明显升高，而水力压裂裂缝一般向下的延伸幅度较大。如果射孔位置偏低，裂缝在纵向上的延伸，很可能沟通水层或高含水饱和度区，造成含水上升，所以射孔后留出足够的剩余油层厚度对控制含水率上升很是关键[8]。底水储层射孔位置尽量靠油层顶部。

表1 边底水储层气井产量与储层物性及射开程度的关系

在借鉴、统计分析200多口延安组储层水力压裂改造资料的基础上，优化延安组不同储层类型的小型水力压裂施工参数。

(1) 施工排量。侏罗系延安组压裂改造的最大难度在于控制边底水锥进，即要控制裂缝在储层纵向的高度。而裂缝纵向高度最主要的人为可控制因素是施工排量。统计前期侏罗系延安组储层不同排量下的压裂效果表明，延安组储层水力压裂施工的合理排量为0.8～1.2 m3min。一般来说，储层纯油层厚度越大，物性越差，施工排量就越大[9-11]。

(2) 加砂规模。对于边底水发育的延安组储层，物性越好，加砂量越少；油帽厚度越小，加砂量越小。统计不同排量下单井产油量和含水率关系，发现存在如下规律：

① 排量在1.2 m3min时，控制裂缝高度已不是主要目的，主要是想通过增大产液量来增加产油量，但加砂强度的大小与含水率有着一定的关系。加砂强度小于1.2 m2，含水率控制在50%以下时，储层加砂强度Y与孔隙度φ、储层厚度H的乘积存在幂函数关系，相关系数R2=0.806 2。

② 当排量在1.1 m3min时，加砂强度小于0.95 m2，含水率控制在50%以下时，储层加砂强度Y与孔隙度φ、储层厚度H的乘积存在幂函数关系，相关系数R2=0.863 2。

③ 当排量在1.0 m3min时，适当增加加砂强度可以控制含水率的上升，储层加砂强度Y与孔隙度φ、储层厚度H的乘积存在幂函数关系，相关系数R2=0.832 6。

④ 当排量在0.9 m3min时，加砂强度小于0.5 m2，含水率基本控制在50%以下时，储层加砂强度Y与孔隙度φ、储层厚度H的乘积存在幂函数关系，相关系数R2=0.807 5。

⑤ 排量为0.8 m3min多在油帽较薄的油藏采用，主要目的是通过控制裂缝高度来控制含水率的增大，加砂强度不大于0.6 m2，储层加砂强度Y与孔隙度φ、储层厚度H的乘积存在幂函数关系，相关系数R2=0.880 9。

因此，在不同排量下依据储层厚度和孔隙度，采用对应的相关关系式确定储层的加砂强度，从而确定小型加砂压裂的规模。

3.3 三叠系长2储层压裂参数优化

根据三叠系长2储层的物性、含油性、油层厚度和纵向上的非均质性，将长2储层细分为5类。表2列举了5种压裂规模，针对不同区域的储层，根据具体油藏特征选择采用(见表2)。

对于射孔段下界距油水界面小于5 m的底水油藏，除了控制排量和加砂量(采用Ⅰ和Ⅱ规模)以外，压裂改造中应降低携砂液黏度，采用线性胶携砂。适当增加储层滤失量，有利于控制含水率。对于边底水比较发育的长2储层，依据井温测井资料所得排量Q与裂缝高度H的关系式：H=4.39e1.03Q，施工排量应不高于 1.2 m3min。

分析压裂施工和采油资料，油层厚度大于 10 m的储层，砂比控制在20%～25%较好；油层厚度在5～10 m的储层，砂比控制在15%～20%较好；油层厚度大于10 m，且边底水不发育的储层，砂比控制在25%～35%为好。

表2 长2油层压裂规模

4 结 语

(1) 根据边底水油藏的储层特征，优选射孔位置为储层段顶部，射开程度占储层厚度的20%～30%。

(2) 延安组储层水力压裂施工合理排量为 0.8～1.2 m2，在不同排量下依据相关关系式确定储层的加砂强度在0.8～1.2 m2。

(3) 对于物性较差的长2储层，在压裂改造时，既要考虑压窜边底水，又要考虑改造规模。针对不同的储层物性，共推荐了5种压裂规模。

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Optimization of Fracturing Parameters in Edge and Bottom Water Reservoir

YANGHong1HEHeng2WANGJingjian3CAOYuecheng4CAOJing1XULiang1

(1.Development Department, Yanchang Oilfield Company, Yan′an Shaanxi 716000, China;2.Oil & Gas Techenology Research Institute of Changqing Oilfield Company, Xi′an 710018, China;3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Changqing Oilfield Company,PetroChina, Xi′an 710018, China; 4.Xingzichuan Oil Production Plant,Yanchang Oilfield Company, Yan′an Shaanxi 716000, China)

Yanchang Oilfield of Jurassic Yan′an formation and the Triassic Chang 2 reservoir developed widely with adequate bottom water, so edge and bottom water appears freqently when fracturing parameters are not correct. Based on the early stage statistical analysis, we extend the oil field fracturing data and optimize perforation position, the optimum hydraulic fracturing operation sand strength. The perforation spot should be on top of the reservoir section, with perforated degree of reservoir thickness in 20%～30%. Construction displacement of hydraulic fracturing in Yan′an group reservoir should be kept within the reasonable range of 0.8～1.2 m3min, sand strength in 0.8～1.2 m2. According to the reservoir characteristics, 5 different fracturing modes are recommended.

edge and bottom water reservoir; fracturing; perforation degree; the intensity of sand; construction displacement

2016-01-22

国家科技重大专项“超低渗透油藏有效开发技术”(2011ZS05013-004)

杨红(1980 — )，女，西安人，硕士，工程师，研究方向为油气田开发工程。

TE357.1+1

A

1673-1980(2017)01-0055-03