超低渗透油藏水平井二次压裂技术研究与应用

达引朋，杨博丽，苏良银(1．长庆油田公司油气工艺研究院，陕西西安710018;2．低渗透油气田开发国家工程重点实验室，陕西西安710018; ．川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西西安710018)

超低渗透油藏水平井二次压裂技术研究与应用

达引朋1，2，杨博丽3，苏良银1，2
(1．长庆油田公司油气工艺研究院，陕西西安710018;2．低渗透油气田开发国家工程重点实验室，陕西西安710018; 3．川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西西安710018)

华庆X油藏为典型的超低渗油藏，为了提高单井产量，采用以水平井为主的开发方式。但随着开发时间的延长和生产过程中压力、温度等环境条件的改变，部分水平井单井产量递减快，开发效益逐渐变差，急需要通过二次压裂恢复或提高单井产量。目前，国内水平井二次压裂尚处于起步阶段，为此，在通过对国外水平井二次压裂技术分析的基础上，结合华庆X超低渗油藏储层特征和水平井低产原因，开展了二次压裂增产潜力分析、工艺优化及配套管柱研发，形成了以“体积复压为主、加密布缝为辅”的老井二次压裂工艺技术。现场试验表明，6口井的增产效果明显，为超低渗改造水平井提高单井产量提供了技术借鉴。

超低渗;水平井;二次压裂;加密布缝;体积改造

华庆X油藏属于典型的超低渗透油藏，储层致密、物性差，平均渗透率小于0．3 mD，定向井提高单井产量难度较大。近年来，以水平井分段压裂等主体技术的不断突破和成熟，华庆X超低渗油藏水平井单井产量较定向井明显提高，初期达到6．0 t/d，为常规定向井的4．7倍，取得了明显的提高单井产量效果。但是随着开发时间的延长和生产过程中压力、温度等环境条件的改变，导致部分水平井单井产量递减快，开发效益逐渐变差。为了提高水平井单井产量和开发效果，在对国外水平井二次压裂技术分析的基础上，结合华庆X超低渗油藏储层特征和水平井低产原因，开展了华庆X超低渗油藏水平井二次压裂增产潜力分析、压裂工艺优化及配套管柱研发，并进行了水平井二次压裂先导性试验，取得了明显的增产效果。

1 水平井压裂储层条件和开发特征分析

1．1储层特征分析

根据国内外低渗透油藏成功应用压裂水平井的经验［1-4］，目前常规的低渗透油藏水平井压裂适应的地质参数范围如下:(1)油藏埋深1 000～4 000 m; (2)受水平井钻井工艺技术限制，水平井目的层有效厚度大于4m;(3)储层物性差，渗透率0．05～0．50 mD，孔隙度4%～12%;(4)受钻完井技术和经济效益影响，水平段平均长度914．4 m;(5)储层非均质系数的平方小于16，保证垂向渗透率不能太小;(6)研究区具有一定的剩余可采储量(大于5×104t可作为参考值，保证一定的经济效益);(7)储层有比较发育的天然裂缝，水平段压裂后形成比较复杂的裂缝系统，增加改造体积，从而提高产能;(8)研究区处于有利的沉积相带。

对工区储层参数与国内外压裂水平井开发及二次压裂成功经验得到的适用参数范围进行对比分析，华庆X超低渗储层基本满足二次压裂水平井开发的储层地质条件，对比分析结果见表1。

表1 华庆X超低渗储层参数及相应的开发条件对比分析结果Table 1 Analytic result of parameters and development conditions of ultra-low permeability reservoir in Huaqing X

1．2完井改造方式及参数分析

巴肯油田水平井以裸眼完井方式为主［5-7］，投产主要采用体积压裂改造工艺，封隔器或滑套单缝分段压裂，分流采用膨胀封隔器和滑套等无机械分离。而华庆X超低渗油藏采用的套管完井方式，投产压裂采用水力喷砂分段常规压裂改造工艺，其压裂改造间距较大(70～100 m)，压裂改造规模(压裂液用量、支撑剂用量、施工排量)较国外体积压裂规模明显偏小，其投产改造方式及参数对比分析见表2。华庆X超低渗透储层水平井压裂井下微地震监测结果表明，压裂裂缝带宽仅60～65 m，裂缝带宽较窄，压裂段缝与缝之间存在明显的储量未动用区域，为二次压裂改造提供了挖潜潜力。

表2华庆X超低渗储层完井改造方式及参数对比分析结果Table 2 Analytic result of well com p letion system for ultra-low permeability reservoir in Huaqing X

评价指标国外水平井研究区水平井完井方式裸眼139．7 mm套管完井压裂工艺体积压裂水力喷砂常规压裂工艺分段压裂间距/m 50 80～100

续表2

1．3开发特征分析

巴肯油田由于其压力系数高(＞1．2)，采用自然能量开发，油井开采2．0～3．5 a后，由于产量下降幅度大，开发效益和经济效益变差。前期通过分析，优选两类低产水平井进行二次压裂:(1)投产进行射孔压裂完井且示踪剂测试表明无支撑剂进入的水平段;(2)优选瞬时停泵压力(ISIP)相对较低的水平段。二次压裂采用水力喷砂压裂和裂缝转向技术，措施后产量提高252%，预估可采储量增加30%。

华庆X油藏由于是典型超低渗、低压(压力系数0．7)油藏，水平井以五点法和七点法井网为主，采用超前注水开发方式。1口水平井对应4口或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。该区初期水平井平均单井产量6．0 t/d，目前部分井单井产量下降至2．0 t/d以下，其中低液量中低含水率(日产液＜5．0 m3/d，含水率＜60%)低产井占总低产井的60%以上，是低产油井的主要类型，开发效益变差，急需通过二次压裂进行恢复或提高单井产量，提升水平井试验区整体开发效益。

通过以上储层条件、投产改造方式及参数、开发特征等方面与国内外水平井开发和二次压裂条件进行对比分析，认为华庆X超低渗储层水平井具备二次压裂的条件。

2 低产原因分析

通过地质、工程两方面因素对华庆X低产水平井进行分析，其低产原因主要有以下方面:

(1)水平段布缝间距大、改造段数少。华庆X储层水平段长700～800 m，平均改造段数8～10段。受压裂改造工艺影响，投产初期部分井水平段段间距较大(100 m左右)。井下微地震监测表明，此类水平井压裂裂缝带宽仅60～65 m，压裂后缝间存在较大的未改造区域，影响储层改造效果。

(2)投产压裂改造规模小，储层改造程度低。水平井开发早期，受水力喷射管柱条件限制，施工排量低(≤3．0 m3/min)，改造规模小(＜25 m3)，对储层改造程度低。利用E-Stimplan压裂软件模拟计算结果表明，加砂量25～40 m，施工排量2．0～3．0 m3/min时，裂缝半长120～155 m，与井下微地震监测裂缝半长110～180 m的结果对比，二者基本接近。

(3)受压裂工艺、工具等因素影响，部分层段改造不充分。华庆X水平井普遍采用一趟钻压裂3～5段，根据压后起钻情况和压裂施工曲线分析，部分水平井在压裂施工过程中存在水力喷射压裂管柱底封K344-108封隔器损坏等问题，对各段的封隔性有一定的影响，造成目的段破压不明显，储层改造不充分。

3 水平井二次压裂工艺技术研究

通过分析华庆X超低渗油藏储层条件，其脆性指数大于40%，天然裂缝发育，达到了0．76～1．45条/m，油藏水平两相应力差值在2．7～7．2 MPa，具备形成复杂裂缝的条件［8-11］。根据水平井低产原因分析，以“体积压裂”为理念，提出了以“老缝体积复压为主、加密布缝压裂为辅”的老井二次压裂改造技术思路，通过增加裂缝带宽，扩大储层改造体积，从而实现提高单井产量的目的。

3．1增产机理论证

3．1．1老缝体积压裂针对投产采用Eclipse数值模拟软件建立模型，模拟常规裂缝形态和体积压裂后复杂裂缝两种不同的二次压裂方式下产量的变化。

模拟条件:水平井为五点排状井网，井排距= 600m×150 m，水平段长度800 m，x方向渗透率0．30 mD，y方向渗透率0．10 mD，z方向渗透率0．03 mD，油层厚度20 m，生产流压6 MPa，水井井底注入压力30 MPa。投产压裂9条单缝，缝间距80 m，纺锤型布缝。

按照不同裂缝形态，分别建立2个对比模型如下:

模型1:投产常规压裂单条裂缝形态，带长150 m，缝宽0．025 m，导流能力10μm2·cm。

模型2:体积压裂单条裂缝形态，带长250 m，带宽70 m，缝宽0．025 m，导流能力10μm2·cm。

模拟结果如图1所示。由图1可见，针对距离水平井较远的井段，通过形成复杂裂缝来进一步增加储层改造体积，预测原缝体积压裂5段，初期日增油可达4～5 t。

图1 华庆X超低渗储层典型水平井二次体积压裂措施前后单井产量Fig．1 Well production plot before and after volume re-fracturing for typical horizontal well of ultra-low permeability reservoirs in Huaqing X

3．1．2水平段加密布缝压裂改造针对初次改造布缝间距较大的水平井(段间距＞100 m)段间存在未控制的空白区域的低产水平井，通过加密布缝实现段间剩余油的有效动用，来提高单井产量。

同样采用以上数值模型，模拟不同缝间距下水平井产量的变化规律。初次压裂6条单缝，纺锤型布缝，加密压裂5条缝，段间位置由初期的平均120 m加密缩短至50 m，缝宽0．025 m，导流能力10μm2·cm。结果如图2所示，由图2可见，随着裂缝密度的增加，单井产量呈增加趋势，且增加趋势先快后缓，说明了加密布缝可进一步提高缝间剩余油动用程度，能够实现提高单井产量的目的。

图2 单井产量及增幅与裂缝密度关系曲线Fig．2 Curve of relation to well production，grow th and fracture density

3．2压裂工艺及参数优化

开展了压裂工艺试验，主要采用大液量、适度排量的施工参数，形成较大的缝内净压力;再通过滑溜水与冻胶的交替注入，其中低黏滑溜水注入有效沟通天然裂缝，冻胶携砂注入，形成有效支撑主裂缝;最终形成以“主缝+支缝”为主的裂缝系统，扩大裂缝带宽，增加改造体积，提高单井产量。

3．2．1裂缝穿透比优化对于长水平段五点井网，按照以上水平井模拟条件，采用Eclipse数值模拟。结果表明，穿透比组合为0．5～0．8(即裂缝半长为180～260 m)时，累计产量较高，之后变缓(见图3)。因此确定了水平井体积二次压裂的最优穿透比为0．5～0．8。

图3 不同裂缝穿透比组合的累计产油Fig．3 Curve of relation to cumulative oil production and different crack penetration

3．2．2排量优化研究表明，体积压裂的目的是通过大排量产生足够的净压力来实现天然微裂缝张开而形成复杂裂缝网络［9-10］。根据Warpinski和Teufel提出的破裂准则［11］，当致密储层天然裂缝发生张性断裂时，所需的缝内净压力为:

式中，pnet为净压力，MPa;σH为水平最大主应力，MPa;σh为水平最小主应力，MPa;θ为天然裂缝与水平最大主应力方位夹角，(°)(见图4)。

图4 天然裂缝性储层裂缝开启示意Fig．4 Schematic diagram of natural fracture opening

而裂缝缝内净压力与施工排量正相关，与储层厚度负相关［12］(见式(2))，根据净压力与储层厚度、施工排量图版可确定体积压裂排量(见图5)。

式中，pnet为净压力，MPa;E为杨氏模量，MPa;H为裂缝高度，m;Q为施工排量，m3/min;μ为液体黏度，mPa·s;L为裂缝半长，m;ptip为裂缝尖端压力，MPa。

按华庆长6水平两向应力差3．5～4．9 MPa，储层厚度20 m，实现地层天然微裂缝张开的排量需大于5．0 m3/min(见图5)，其净压力才能克服两向应力差而产生复杂裂缝。同时，考虑纵向储隔层应力差与施工排量是影响人工裂缝高度的主要因素。当纵向储隔层应力差小于4 MPa时，施工排量大于6．0 m3/min后，缝高易失控，因此，优化施工排量4．0～6．0 m3/min。

图5 不同厚度储层不同排量净压力Fig．5 Net pressure values in fracture of varied reservoir thickness and pumping rate

3．2．3液量优化建立五点井网水平井注采井组模型，应用数值模拟计算不同液量对本井产量的影响。结果表明，注液量越大，增油量越大，趋势逐渐变缓;同时本井含水率上升也越高，后期下降至稳定。按照体积压裂5段进行计算，单井注液量3 000～4 000 m3，平均单段注液量600～800 m3(见图6)。

图6 不同注液量与累计增油量关系图(体积压裂5段)Fig．6 Curve of relation to cumulative oil production and different water inflow into form ation

3．2．4支撑剂量优化在储层中要形成以“主缝+支缝”为主的裂缝系统，需要采用多种支撑剂支撑的模式，即小粒径支撑剂支撑天然微裂缝及小裂缝，较大粒径支撑剂支撑主裂缝。根据储层闭合应力大小和室内试验评价结果，优选40～70目与20～40目的石英砂作为支撑剂。为了满足缝内净压力的需求，在施工过程中需提高低黏压裂液量的比例;取平均砂比为10%，在注液量设计为600～800 m3时，支撑剂用量取60～80 m3。

3．2．5压裂管柱组合优化由于水平井初次采用水力喷砂分段改造，套管多次射孔，且压裂时多次高承压，对套管损伤较大，为确保定点改造和施工安全，优选三封单卡压裂管柱，但其施工排量最大3．0 m3/ min。为此，通过优化管柱组合、研发大通径工具来提高施工排量，形成了水平井二次压裂新型三封单卡管柱，管柱组合为(由上至下):直井段89 mm油管+大通径K344封隔器+水平段73 mm油管+大通径K344封隔器+大通径导压喷砂器+大通径K344封隔器+丝堵(见图7)。其中，导压喷砂器内径38 mm，管柱其它处最小通径为50 mm。

图7 水平井二次压裂新型三封单卡管柱示意Fig．7 Schematic diagram of string about three packers for one stage in horizontalWellwhile volume repeating fracturing

在管柱优化结果的基础上，配合低摩阻压裂液(6．0 m3/min排量下摩阻系数为0．005 MPa/m)，计算不同水平段位置的施工排量上限(见式(3))。在井口限压60 MPa的条件下，1 000 m水平段最大施工排量可达6．0 m3/min，满足体积压裂需求(见图8)。

式中，pt为油管井口压力，MPa;pc为裂缝闭合压力，MPa;pnet为净压力，MPa;ppr－f为孔眼摩阻，MPa;pp－f为管柱摩阻，MPa;pnwb－f为近井筒弯曲摩阻，MPa;ph为静液柱压力，MPa。

图8 三封单卡分段压裂管柱井口压力预测Fig．8 W ellhead pressure forecasting map about three packers for one stage while re-fracturing step by step

4 矿场试验及效果分析

在华庆X超低渗油藏选择初期改造程度较低的6口井开展二次压裂试验，平均单井二次压裂5段，单段注液量500～800 m3，支撑剂量50～60 m3，施工排量5．0～6．0m3/min。措施后日产油量由措施前的1．65 t/d提高至6．02 t/d，投产初期和半年日产油分别较投产压裂提高0．41 t/d和0．95 t/d，目前井均累增油已达930 t，且持续有效(见表3)。

表3 投产压裂与二次压裂施工参数及生产数据对比表Table 3 Comparison of construction parameters and production data of fracturing and repeated fracturing for horizontal well

通过对6口二次压裂井进行分析，其中2口加密布缝体积压裂井较4口老缝体积压裂井平均日产油提高0．7 t/d(见图9)，显示了初次改造布缝间距较大的水平井(段间距＞100 m)通过加密布缝体积压裂后增产潜力大于老缝体积压裂，具有较好二次压裂前景。

5 结论

(1)与国外巴肯等水平井开发及二次压裂井成功经验进行对比分析，华庆X超低渗储层低产水平井与国外成功实施二次压裂井在储层条件、完井改造方式、开发特征等方面具有较相近的特征，具备开展二次压裂的条件。

(2)针对华庆X储层水平段间距大(100 m左右)、施工排量低(≤3．0 m3/min)、改造规模小(＜25 m3)、部分层段改造不充分等原因造成的低产水平井，形成了以“体积复压为主、加密布缝为辅”的二次压裂工艺技术。

(3)配套形成了水平井二次压裂新型三封单卡压裂管柱，最大施工排量可达6．0 m3/min，满足体积压裂重复改造要求。

(4)现场试验表明，初期改造程度较低的水平井通过实施二次压裂增产效果显著，且加密布缝体积压裂井增产效果高于老缝体积压裂井，为低改造程度水平井二次压裂提高单井产量探索了新途径。

图9 不同方式二次压裂水平井生产曲线Fig．9 Production curve of horizontalwells w ith different repeated fracturing

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(编辑王亚新)

Exploration and Experiment of the Repeated Fracturing Technique for HorizontalWell in Ultra-Low Permeability Reservoir

Da Yinpeng1，2，Yang Boli3，Su Liangyin1，2
(1．Oil＆Gas Technology Research Institute，Changqing Oilfield Company，Xi’an Shaanxi710018，China; 2．National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil＆Gas Fields，Xi’an Shaanxi710018，China; 3．Changqing Down Hole Operation Company，CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited，Xi’an Shaanxi710018，China)

Huaqing X reservoir is a typical ultra-low permeability reservoir．The developmentmode of horizontal well is adopted to improve the production of single well．But with the change of pressure，temperature and other environmental conditions during the development time prolonged and the production increasing，the single well production in part of the horizontal well declines rapidly，which results in poor economic development gradually and provides a need for re-fracturing to restore or improve the single well production．At present，the domestic level of re-fracturing for horizontal wells is still in initial stage．Therefore，a series ofmeasures，such as potential analysis，process optimization andmatching sting R＆D for horizontalwells，are taken to form a re-fracturingmode of volume construction in primary fracture and infill treating among two stages old fractures based on the analysis of present technology situation，reservoir feature and low yield reasons．The field test of 6 wells shows that the technology can meet the need of reservoir reconstruction and increase production efficiency，which provides a way to improve the production of single well about low reconstruction degree for ultra-low permeability reservoir．

Ultra low permeability;Horizontalwell;Repeated fracturing;Infill fracture spacing;Volume construction

TE357

A

10．3969/j．issn．1006-396X．2017．04．010

1006-396X(2017)04-0048-07

2016-11-22

2017-03-17

中国石油天然气股份有限公司资助项目“长庆油田致密油气多层多段压裂技术攻关与现场试验”(2015CGCGZ004)。

达引朋(1980-)，男，工程师，从事油田增产改造方面研究;E-mail:dypeng_cq@petrochina．com．cn。