延长油田超低渗透油藏水平井分段压裂开采参数优化研究及应用

韩小琴，石立华，，柳朝阳，赵思远，周 昕，冯婷婷

(1陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院2中国石油大学·北京3延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心)

水平井开发超低渗透油藏已成为提高油田储量动用程度和改善开发效果的重要技术手段，而水平井分段压裂参数的制定及优化决定着水平井开发效果的好坏［1－3］，影响水平井压裂开发效果的主要参数有水平段长度、裂缝方位、裂缝形态、裂缝条数、裂缝导流能力，注采井网等［4－6］。

延长油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡和渭北隆起带，是一大型细—粉砂岩、岩性油藏，与盆地主体油田相比，该类储层微观结构配置更加多样，孔喉更加细小，渗透率更低，非均质性更强，开发难度大，平均单井日产油0．3 t，常规直井无法有效动用，必须依靠水平井开发。截止2017年12月底，延长油田累计投产水平井800余口，可提高油田采收率7%～10%，使超低渗、致密油等低效储量得到高效开发。

本文立足油藏实际特征，通过大型物理平板模型，建立超低渗透油藏水平井分段压裂实物模型，最大限度的表征其压裂过程中的非线性渗流特点和规律，借助油藏数值模拟方法，分别进行水平井注水开发和水平井+直井立体联合开发方式下的参数优化研究，为延长油田超低渗透致密油藏水平井开发提供重要的理论依据。

一、水平井分段压裂物理模拟实验研究

实验装置主要由注入系统、露头平板模型、流速测量系统、流场测量系统、压力场测量系统五部分组成。

理论研究和矿场实践表明［7］，超低渗透大型物理模拟采用天然露头岩样在孔隙结构和渗流特征上能够最大限度的接近真实的油藏储层，基于相似理论，模拟水平井+直井联合布井条件下，半缝长为100 m时，针对不同压裂规模、不同驱替压力条件下的对渗流规律研究。

实验模拟表明，当水平井压裂半缝长为100 m时，将注水压力和压力规模由0.05 MPa提高到0.08 MPa，随着驱替压差的增加，模型的压力梯度值普遍上升，压力梯度高值范围增加(如图1所示);随着裂缝长度的增加，相同驱替压差下模型的压力梯度值较高，通过适当增加压裂规模可提高储层动用。

图1不同驱替压力、压裂规模下饱和度场分布图

二、水平井开采参数优化研究

选取延长油田吴仓堡油区长9储层物性及水平井施工参数进行模拟研究，参数如表1所示，模型网格步长设置为20 m，模型采用块中心网格，水力压裂裂缝采用局部网格加密的方法实现，模拟计算时间步长为30 d，模拟时间为20年。

1．井距与裂缝长度优化研究

不同裂缝长度与不同井距匹配关系复杂，采用不同裂缝半长与井距比值方式进行对比研究(0．2/0．4/0．6/0．8)。研究结果表明，裂缝长度过短，储量控制程度差，注水时油井难以见效;裂缝长度过长，则容易造成水淹速度快，当裂缝半长为0．6倍井距时，累产油最高且含水率增长幅度不大(如图2所示)，此时开发效果最好。

表1模型参数表

图2不同裂缝半长下开发效果对比

2．裂缝形态优化研究

不同水力裂缝形态直接影响水平井压裂后的产能，水力裂缝形态直接影响水平井压裂后的产能大小［8］。当水平井采用多段分簇压裂时，裂缝形态更加复杂，在注水补充能量的同时，需要研究不同簇的形态位置分布对注水的影响。本文设计四种多段分簇压裂裂缝形态的方案，有均匀型、哑铃型、连续型纺锤形、间断型纺锤形。

图3不同方案下开发效果对比

通过对比不同方案下开发效果可以看出，方案4在获得相同采出程度情况下，含水率最低，最终采出程度最高，且整体日产油水平较高(如图3所示)，方案4有效动用和能量补充较其他方案效果较好，因此间断型纺锤形裂缝形态为最优分布形态。

3．裂缝条数优选

裂缝是连通油藏与井筒的主要渗流通道，而裂缝条数是制约油井产能的重要因素［9］。为了得出裂缝条数对开发效果影响，设计裂缝条数为1～9条，裂缝间采用等间距分布，分析不同裂缝条数下对产油的影响，从而优选合理的水平井裂缝条数。

图4不同裂缝条数的累产油关系曲线

模拟研究表明，压裂水平井随着裂缝条数的增加，累产油逐渐增加，但增幅随着裂缝条数的增加逐渐减小(如图4所示)，主要原因是由于随着裂缝条数的增加，造成裂缝间干扰加重，单条裂缝产量减小，使得压裂水平井的累产油增幅变缓，因此选取最佳裂缝条数为6～7条。

4．裂缝导流能力优化

裂缝导流能力是影响压裂水平井产能的重要影响因素。对于某一具体油藏，裂缝导流能力并非越大越好，随着裂缝导流能力的增大，压裂工艺难度和成本也增高，分别取裂缝导流能力为10，15，……50 D·cm 9种模型方案，计算不同裂缝导流能力下的水平井产量变化规律。模拟结果显示，随着裂缝导流能力的增加，水平井总产量随之增加并呈现“黏滞”增长(如图5所示)，当裂缝导流能力超过30 D·cm后，其增量对产量贡献不大，因此，建议合理的裂缝导流能力为30 D·cm。

图5不同裂缝导流能力下水平井产量对比图

5．水平段长度优化研究

水平段长度优化中，水平井产量是重点考虑的因素，影响水平井产量的因素有砂体规模、控制储量、物性、含油性、钻井工艺水平、井网及水平段长度与经济效益。本次设计了500 m、600 m、700 m、800 m、900 m、1 000 m6种水平段长度方案，模拟对比了不同水平段长度下的水平井开发效果。

模拟结果如图6所示，水平段长度与累计产油量呈正相关，累产油量随着水平井段增长而增加，但是增加的幅度越来越小，采出程度与水平段长度呈向下弯曲的曲线，当水平段长度达到800 m时出现了明显的拐点，结合砂体规模、钻井风险、经济效益、产量等因素综合考虑，优选800 m为最佳水平段长度。

图6不同水平段长度下累产油对比图

三、差异化注水政策优化研究

根据模拟区油田实际情况，结合水平井渗流特征，设计4种方案进行注采井网优化研究:①水平井+水平井交错井网;②水平井+直井交错井网;③水平井+水平井正对井网;④水平井+直井正对井网。为了模拟压裂缝效果，采用局部加密网格，对射孔段压裂处进行加密，将原来的30 m×40 m的网格进行加密，采用加密后裂缝处网格变为5 m×40 m，将压裂缝处网格渗透率调整为周围介质的15～30倍。模拟结果如图7所示，从采出程度和含水率变化关系曲线可知，方案②的日产油量、采出程度最高，且含水上升速度小，水平井采油+直井注水+裂缝交错排列方案最优。

图7含水率与采出程度变化曲线

四、矿场试验应用

MP－3井是延长油田第一口分段压裂水平井，生产层位为长9油层，2014年7月投产，通过优化注采参数，进行了14段分段压裂改造，初期产量30 t/d，目前产油13 t/d(如图8油井生产曲线)，初周月产量是周边常规井产量的10．2倍 ，增油效果非常显著。通过在矿场应用水平井开采参数实践以来，延长油田长9油藏投产115口多段压裂水平井，截止2015年底累计产油13×104t，平均单井日产油5 t，含水40%，为周围同区域常规油井产量的5．6倍，同期递减率大大低于常规井，预测水平井可提高终采收率7个百分点，取得了显著的开发效果。

图8延长油田MP－3井产量图

五、结论

基于大型物理平板模型模拟方法，对超低渗透油藏水平井分段压裂渗流规律进行了研究，在此基础上对注水开采的水平段长度、水平段方位、裂缝形态、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力进行了优化，定量表征了开采参数对开发指标的影响程度。在此基础上，针对直井与水平井联合开采井网，对井网形式、水平井长度、裂缝分布形态等参数进行了优化，并研究了差异化的稳油控水政策，通过现场应用后效果显著，可为该类储层水平井压裂参数优化提供借鉴。