海上低渗油田压裂选井选层影响因素及实例研究

陈 凯，姚为英，匡腊梅，冯高城，张海勇，张云鹏

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000）

从目前低渗油田开发状况看，压裂仍然是最为有效的改造动用技术。而压裂选井选层作为基础工作，直接影响压裂后的增产效果。陆地低渗油田开发动用早，压裂技术发展快且应用成熟，目前压裂选井选层方法众多，通过引入灰色关联、聚类分析、模糊数学、神经网络、专家系统等方法优选主要影响因素，分配权重，并形成软件程序，实现选井选层的定量化、自动化[1-12]。但这类方法均需要大量统计数据用于算法模型的学习，才能达到较高精确度。

而海上低渗油田因经济界限、平台空间及安全风险等特点，开发动用晚，压裂经验及数据资料较少，难以利用上述成熟方法。因此，本文主要探讨在目前技术条件下，如何定性、半定量的对海上低渗油田开展压裂选井选层研究。

1 选井选层影响因素分析

通过对陆地低渗油田压裂已有经验的调研分析，油藏压裂改造要考虑地质油藏、工艺工程及经济效益等多方面因素，在保证增大有效泄油面积、提高油藏开发效果的同时，控制含水上升速度[13-16]。结合海上低渗油田开发特点及资料获取难易程度，重点考虑以下影响因素：

一是目标油层的剩余储量应达到一定规模，保证压后增产的物质基础，满足经济评价要求；二是目标油层的含油面积及厚度等参数应相对较大，保证裂缝在平面及纵向的延伸，满足设计的压裂规模；三是考虑目标油层的油水界面及隔夹层厚度，避免压穿邻层或沟通水层造成水淹；四是考虑目标油层的井层含水状况，挖潜剩余油区，避免裂缝沟通无效的水淹区；五是目标油层应具有一定的地层能量，保证压裂的有效期及整体效果；六是若为水平井压裂，水平井段方位应与最大主应力方向有一定角度，有利于压裂造缝的有效开启。

2 实例研究

2.1 目标区块地质油藏特征

目标区块为一低幅度背斜构造，整体为北西-南东向，储层岩性为中粗粒长石石英砂岩和长石岩屑砂岩，属中低孔、中低渗储层。油藏埋深2 537.8 m～2 986.9 m，地层压力27.49 MPa～28.81 MPa，地层温度126.2 ℃～127.7 ℃，地饱压差34.679 MPa。地层条件下，原油密度0.767 g/cm3～0.791 g/cm3，原油黏度5.98 mPa·s～6.20 mPa·s，原油性质好，整体表现为轻质、低黏度、中等凝固点。目前日产油309.6 m3，综合含水90.4 %，累产油70.6×104m3，采出程度17.6 %。

2.2 压裂层位及油井优选

2.2.1 油藏剩余地质储量 考虑利用平台压裂，粗略估算海上单井分段压裂费用约在1 000 万元，结合油价、单井控制储量及压后普遍增油效果情况，储层剩余地质储量至少应在20×104m3左右。统计目标区块目前各油藏剩余地质储量满足要求的为2980、2900、2890和2600 层，基本可以保证压后增产基础，满足经济指标（见图1）。

图1 目标区块油藏储量分布图

2.2.2 油层基础物性条件 根据资料统计，2600、2890、2900、2980 四个储层含油面积和有效厚度相对较大，储层物性相对较差，可进行压裂改善物性（见图2）。

图2 目标区块储层基础物性条件统计图

表1 目标区块储层油水界面及隔夹层分布统计表

2.2.3 油水界面及隔夹层 2600 和2890 层为边水油藏，无沟通边水风险，而且上下均有一定厚度的隔层，不会压穿邻层，可实施压裂；2900 和2980 层为底水油藏，层内无有效夹层，难以控制裂缝高度，易压穿底水，不建议压裂（见表1）。另外，隔夹层厚度控缝高仅为经验分析，裂缝实际延伸高度应结合岩心应力实验及压裂软件模拟进行研究。

2.2.4 生产井状况 2600 和2890 层分别有1 口水平井投产，其中22H1 井生产2600 层，日产油146.1 m3，日产液334.8 m3，含水率56.3 %，生产状况良好；24H2井生产2890 层，截止2018 年2 月底日产油8.8 m3，日产液55.0 m3，目前已关停，生产状况相对较差。因此，优先选择24H2 井进行压裂改造（见图3）。

2.2.5 油藏水淹状况 结合沉积相、生产动态及剩余油饱和度图综合分析，2890 层边水沿北东及南西两个方向侵入。24H2 关井前含水较高，但油藏采出程度只有14.7 %，表明边水为指进，并未整体水淹，仍有挖潜空间。

2.2.6 地层能量 容积法计算2890 层水体体积约为原油体积的52.17 倍，水体能量较充足。根据天然能量评价图版，2890 层累产油4.78×104m3，原始地层压力28.62 MPa，2018 年4 月测压23.97 MPa，属于天然能量较充足油藏（见图4）。

图3 22H1 及24H2 井生产曲线

图4 目标区块2890 层天然能量评价图版

2.2.7 24H2 井水平段方位 测井资料分析最大水平主应力方位NE165°，24H2 井眼方位为NE120°～130°，边水侵入方向与水平井段基本垂直。而裂缝沿最大主应力方向延伸，与水平井段及边水侵入方向均有一定夹角，既可保证压裂增产效果，又可避开优势水流通道，降低含水率。

根据油藏储量、储层基础物性条件、油藏类型、油水界面、隔夹层、生产动态、地层能量及水平井段方位，最终优选了2890 层24H2 井作为压裂改造井层。

2.3 压裂参数设计及效果预测

目标井根据生产管柱情况（7"打孔管），优选拖动管柱式水力喷射分段压裂工艺；根据模型模拟、储层砂体分布及随钻测井资料选取了水力喷射点；优选耐高温、耐剪切能力强的海水基压裂液体系，采用连续混配施工工艺；优选20/40 目低密高强度陶粒作为主压裂支撑剂；采用低排量工艺控制裂缝在纵向上的延伸。根据压裂设计及数模软件模拟，预测压裂后累增油4.65×104m3。

3 结论

现有技术及数据资料条件下，海上低渗油田压裂选井选层可从储层剩余储量、基础物性条件、油水界面、隔夹层、井层生产动态、地层能量及水平井段方位等因素开展定性、半定量的优选研究。

另外，海上低渗油田压裂施工应综合考虑平台空间及承重，确保施工的顺利开展；尽量联合作业、批量施工，降低单井平均作业成本。