常興浩（中石化華北石油工程公司，河南 鄭州 450006）

致密裂縫性油藏具有基質(zhì)滲透率低、裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)且裂縫分布復(fù)雜的特征，與孔隙性油氣藏有本質(zhì)的區(qū)別，使得致密裂縫性油氣藏的開發(fā)成為當(dāng)前世界石油界公認(rèn)的難題［1］。針對(duì)致密裂縫性油藏的開發(fā)，國(guó)內(nèi)外學(xué)者先后進(jìn)行了大量的研究工作［1～7］，由初期的直井壓裂開發(fā)，發(fā)展至水平井分段壓裂開發(fā)，通過水平井分段壓裂提高驅(qū)替波及體積，增大天然裂縫與人工裂縫的溝通幾率，實(shí)現(xiàn)油井產(chǎn)能的大幅度提升。

紅河油田長(zhǎng)8油層組屬典型的致密裂縫性油藏，儲(chǔ)層砂巖主要由細(xì)砂和少量中砂組成，巖石類型以長(zhǎng)石巖屑、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，基質(zhì)孔隙度在4.4%～14%之間，平均孔隙度10.8%，滲透率在0.10～0.64mD 之間，平均滲透率0.4mD，區(qū)域天然裂縫發(fā)育，平面上非均質(zhì)性強(qiáng)，水平井鉆遇儲(chǔ)層物性變化大，要求水平井分段壓裂設(shè)計(jì)具有差異性和針對(duì)性。為此，筆者針對(duì)紅河油田長(zhǎng)8油層組的儲(chǔ)層地質(zhì)特征，結(jié)合三維地震解釋成果與水平井鉆遇情況，開展了不同儲(chǔ)層條件下的壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化研究，為紅河油田長(zhǎng)8油層組及同類油藏水平井分段壓裂改造提供一定的借鑒。

1 壓裂改造效果影響因素

自2011年以來，紅河油田長(zhǎng)8油層組通過水平井分段壓裂改造，取得了較好的改造效果，先后在HH37井區(qū)、HH12井區(qū)以及HH36井區(qū)建立了水平井開發(fā)區(qū)，形成了以裸眼封隔器分段壓裂為主導(dǎo)的壓裂工藝技術(shù)，投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油達(dá)14.1t，但由于水平井鉆遇儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度的不同，以及壓裂施工規(guī)模的不同，各井產(chǎn)量差異較大。為此，筆者重點(diǎn)研究了壓裂改造效果的影響因素。

1.1 天然裂縫的影響

根據(jù)紅河油田長(zhǎng)8油層組成藏規(guī)律研究［8～11］，長(zhǎng)8油層組的油源來源于上部長(zhǎng)7油層組油頁巖，斷裂與高角度裂縫是主要的原油運(yùn)移通道。裂縫發(fā)育帶及周邊區(qū)域是原油的富集區(qū)，而儲(chǔ)層基質(zhì)滲透性差，原油在基質(zhì)區(qū)運(yùn)移困難，導(dǎo)致基質(zhì)區(qū)含油情況相對(duì)較差。

統(tǒng)計(jì)紅河油田長(zhǎng)8油層組水平井壓后產(chǎn)量，裂縫區(qū)水平井產(chǎn)量普遍較高，基質(zhì)區(qū)產(chǎn)量低?？梢姡芽p是紅河油田長(zhǎng)8油層組水平井壓后產(chǎn)量的主控因素。

1.2 砂巖段長(zhǎng)的影響

從砂巖段長(zhǎng)與產(chǎn)液量、產(chǎn)油量的相關(guān)圖（圖1、2）來看，水平井鉆遇砂巖段越長(zhǎng)，其產(chǎn)量越高，但當(dāng)砂巖段長(zhǎng)大于1000m 后，其產(chǎn)液量與產(chǎn)油量均出現(xiàn)平穩(wěn)且略有下降的趨勢(shì)。分析認(rèn)為，在砂巖段長(zhǎng)小于1000m 時(shí)，隨著砂巖段長(zhǎng)的增加，水平井單井控制面積增大，且鉆遇天然裂縫區(qū)增多，因此壓后產(chǎn)量增高；而當(dāng)砂巖段長(zhǎng)大于1000m 后，受河道寬度的影響，雖然砂巖段長(zhǎng)不斷增加，但鉆遇高滲透裂縫發(fā)育區(qū)并未增加，因此壓后產(chǎn)量變化不大。

1.3 儲(chǔ)層物性的影響

從聲波時(shí)差與產(chǎn)液量、產(chǎn)油量的相關(guān)圖（圖3、4）上看，儲(chǔ)層物性越好，其產(chǎn)液量越高；儲(chǔ)層物性對(duì)產(chǎn)油量也有一定影響，但影響相對(duì)較小。分析認(rèn)為，儲(chǔ)層物性越好，反映鉆遇的天然裂縫區(qū)越多，壓后產(chǎn)量越高。

圖3 聲波時(shí)差與產(chǎn)液量相關(guān)圖

圖4 聲波時(shí)差與產(chǎn)油量相關(guān)圖

1.4 儲(chǔ)層含油性的影響

總體來看，儲(chǔ)層含油性對(duì)單井產(chǎn)油量有一定影響，油斑、油跡以上顯示段長(zhǎng)越長(zhǎng)，其產(chǎn)油量越高（圖5、6），但相關(guān)系數(shù)較低，單井產(chǎn)量受錄井影響較小。

圖5 油斑以上顯示段長(zhǎng)與產(chǎn)油量相關(guān)圖

圖6 油跡以上顯示段長(zhǎng)與產(chǎn)油量相關(guān)圖

1.5 壓裂施工規(guī)模的影響

從加砂規(guī)模與產(chǎn)液量、產(chǎn)油量的相關(guān)圖（圖7、8）中可以看出，壓裂施工規(guī)模對(duì)水平井產(chǎn)量的影響較大，壓裂施工規(guī)模越大，改造體積越大，其產(chǎn)液能力越強(qiáng)，單井產(chǎn)量越高。

圖7 單井加砂量與產(chǎn)液量相關(guān)圖

圖8 單井加砂量與產(chǎn)油量相關(guān)圖

以上壓裂改造效果影響因素的分析表明，紅河油田長(zhǎng)8油層組水平井壓裂改造效果主要受裂縫發(fā)育程度、砂巖段長(zhǎng)、儲(chǔ)層物性以及壓裂施工規(guī)模影響，其中裂縫發(fā)育程度是壓后產(chǎn)量的主控因素。

2 水平井分段壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化

2.1 壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層地質(zhì)參數(shù)與地層流體性質(zhì)，建立不同儲(chǔ)層物性條件下的地質(zhì)模型，應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬方法，優(yōu)化不同儲(chǔ)層物性條件下的裂縫參數(shù)，為油田的水平井分段壓裂設(shè)計(jì)提供參考依據(jù)。

2.1.1 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

選取一個(gè)基本的單段水平井模型（水平段長(zhǎng)120m，裂縫半長(zhǎng)150m）進(jìn)行單段裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化。圖9給出了滲透率（K）為0.4mD 時(shí)，日產(chǎn)油量與裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)系，可以看出，在投產(chǎn)初期裂縫導(dǎo)流能力對(duì)產(chǎn)量影響較大，特別是在投產(chǎn)后1年內(nèi)，最優(yōu)導(dǎo)流能力在30μm2·cm 左右。通過對(duì)不同滲透率條件下的裂縫導(dǎo)流能力進(jìn)行優(yōu)化，得出不同滲透率與最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)系圖（圖10），可以看出，隨著滲透率的增大，要求與之對(duì)應(yīng)的裂縫導(dǎo)流能力越高。根據(jù)紅河油田長(zhǎng)8油層組的儲(chǔ)層物性，基質(zhì)區(qū)優(yōu)化裂縫導(dǎo)流能力為25～35μm2·cm，裂縫發(fā)育區(qū)優(yōu)化裂縫導(dǎo)流能力為40～50μm2·cm。

圖9 日產(chǎn)油量與裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)系（K＝4mD）

圖10 滲透率與最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)系

2.1.2 裂縫半長(zhǎng)優(yōu)化

根據(jù)裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化結(jié)果，進(jìn)行單段裂縫半長(zhǎng)優(yōu)化。從日產(chǎn)油量與裂縫半長(zhǎng)的關(guān)系圖（圖11）上可以看出，裂縫半長(zhǎng)越長(zhǎng)，其單井日產(chǎn)油量越高，但隨著裂縫半長(zhǎng)的增加，產(chǎn)量增加幅度變緩。通過對(duì)不同滲透率條件下的裂縫半長(zhǎng)進(jìn)行優(yōu)化，得出最優(yōu)裂縫半長(zhǎng)與滲透率的關(guān)系（圖12）。根據(jù)紅河油田長(zhǎng)8油層組的儲(chǔ)層物性，基質(zhì)區(qū)優(yōu)化裂縫半長(zhǎng)為140～160m，裂縫發(fā)育區(qū)優(yōu)化裂縫半長(zhǎng)為100～120m。

圖11 日產(chǎn)油量與裂縫半長(zhǎng)的關(guān)系（K＝4mD）

圖12 滲透率與最優(yōu)裂縫半長(zhǎng)的關(guān)系

2.1.3 裂縫間距優(yōu)化

綜合前面裂縫導(dǎo)流能力和裂縫半長(zhǎng)的優(yōu)化結(jié)果，選取基質(zhì)與裂縫兩種儲(chǔ)層類型進(jìn)行水平井裂縫間距優(yōu)化。裂縫間距優(yōu)化模型及基本參數(shù)見表1。優(yōu)化結(jié)果（圖13、14）表明，裂縫間距與日產(chǎn)油量增加倍數(shù)成反比，裂縫間距越短，日產(chǎn)油量增加倍數(shù)越高?；|(zhì)區(qū)優(yōu)化裂縫間距為90～110m，裂縫發(fā)育區(qū)優(yōu)化裂縫間距為120～130m。

表1 裂縫間距優(yōu)化模型及基本參數(shù)

圖13 日產(chǎn)油量增加倍數(shù)與裂縫間距的關(guān)系（K＝0.4mD）

圖14 日產(chǎn)油量增加倍數(shù)與裂縫間距的關(guān)系（K＝2mD）

2.2 壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

2.2.1 施工排量?jī)?yōu)化

通常高排量可以提高裂縫寬度，降低濾失時(shí)間，提高壓裂效率，但高排量也會(huì)提高裂縫高度，增大井筒摩阻。利用三維壓裂模擬軟件，模擬了不同施工排量對(duì)裂縫幾何參數(shù)和導(dǎo)流能力的影響。由模擬結(jié)果（圖15）可知：裂縫導(dǎo)流能力隨排量的增加先減小后增大，但都能滿足設(shè)計(jì)要求；動(dòng)態(tài)縫長(zhǎng)隨著排量的增大而增大；支撐縫長(zhǎng)隨排量的增加先增大后減小，在排量為3.5～4m3／min時(shí)達(dá)到最大。由圖16可知：隨著排量的增大，縫高增大，因此對(duì)于要求控制縫高的儲(chǔ)層，壓裂施工時(shí)應(yīng)選用較低的排量。結(jié)合紅河油田長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層物性特征，優(yōu)化施工排量為2.5～3.5m3／min。

圖15 不同排量下裂縫幾何形態(tài)的變化

圖16 縫高隨排量的變化

2.2.2 前置液比例優(yōu)化

前置液具有造縫和降低儲(chǔ)層溫度的作用，一般來說，儲(chǔ)層越致密所需要的前置液比例越低。根據(jù)紅河油田長(zhǎng)8油層組的儲(chǔ)層地質(zhì)特征，模擬了不同濾失系數(shù)下前置液比例對(duì)裂縫形態(tài)的影響（見表2），同時(shí)考慮裸眼封隔器分段壓裂的工藝特點(diǎn)，優(yōu)化前置液比例為35%～40%。針對(duì)高滲透裂縫發(fā)育帶，需適當(dāng)提高排量，同時(shí)采取綜合降漏失技術(shù)。

表2 前置液比例對(duì)裂縫形態(tài)的影響

2.2.3 平均砂比優(yōu)化

根據(jù)紅河油田長(zhǎng)8油層組的儲(chǔ)層地質(zhì)特征，利用三維壓裂模擬軟件求出平均砂比與裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)系（見圖17），基質(zhì)區(qū)優(yōu)化平均砂比為22%～23%，裂縫發(fā)育區(qū)優(yōu)化平均砂比為25%左右。

2.2.4 單段加砂量?jī)?yōu)化

根據(jù)上述加砂規(guī)模對(duì)壓裂效果的影響分析，結(jié)合裂縫半長(zhǎng)、裂縫導(dǎo)流能力以及平均砂比的優(yōu)化結(jié)果，基質(zhì)區(qū)優(yōu)化單段加砂量為30～35m3，裂縫發(fā)育區(qū)優(yōu)化單段加砂量為20～25m3。

3 三維壓裂設(shè)計(jì)思路

針對(duì)紅河油田長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層的復(fù)雜性，以及天然裂縫對(duì)產(chǎn)量的主導(dǎo)作用，建立了“一井一案、一段一策”的壓裂思路，形成了不以實(shí)鉆顯示為唯一依據(jù)，結(jié)合砂體展布、三維地震成果、測(cè)錄井顯示、鄰井物性參數(shù)等因素確定壓裂施工參數(shù)的三維壓裂設(shè)計(jì)方法。

根據(jù)水平井的鉆遇情況，結(jié)合水平井在相干體上的位置，分析判斷各層段的儲(chǔ)層特征，將水平井各層段分為穿越Ⅰ級(jí)大斷裂層段、裂縫發(fā)育區(qū)層段、靠近裂縫發(fā)育區(qū)層段和基質(zhì)區(qū)層段等4類。針對(duì)不同儲(chǔ)層類型采取針對(duì)性的壓裂設(shè)計(jì)：①穿越Ⅰ級(jí)大斷裂層段，采用封隔器卡封，或者打開滑套不壓裂，避免縱向溝通上下水層；②裂縫發(fā)育區(qū)層段，采取高砂比、中等施工規(guī)模壓裂，加砂規(guī)模20～25m3，平均砂比25%左右；③基質(zhì)區(qū)層段，采取大規(guī)模、低砂比造長(zhǎng)縫，加砂規(guī)模30～35m3，平均砂比22%～23%左右；④靠近裂縫發(fā)育區(qū)層段，以溝通天然裂縫為目的，適當(dāng)加大施工規(guī)模，提高天然裂縫對(duì)單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)。

針對(duì)高泥質(zhì)層段，提高施工排量，適當(dāng)加大前置液比例，降低砂比，前置液階段采用多段塞技術(shù)，打磨人工裂縫，降低迂曲摩阻，采取試探性加砂方式，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)施工壓力變化情況，調(diào)整施工參數(shù)，以保證施工成功率。

4 應(yīng)用效果

以HH36P80井為例，該井分7段進(jìn)行壓裂施工，其中第6段為高泥質(zhì)層段，第1、7段為砂巖層段與泥巖層段的過渡段。第1、2、6、7段位于破碎帶區(qū)域，且第2、7段有明顯的裂縫響應(yīng)。針對(duì)不同層段的特征，采取針對(duì)性的壓裂設(shè)計(jì)，第1、2、7 段采取中等規(guī)模壓裂，單段加砂20～26m3；第3、4、5段采取大規(guī)模加砂，單段加砂29～31m3；第6段試探性加砂，設(shè)計(jì)加砂16m3。該井于2012年11月8日完成7段的壓裂施工，共加砂163.5m3，其中第6段加入4個(gè)段塞，壓力仍異常高，最終放棄該段壓裂。該井壓后最高日產(chǎn)油56.3t，投產(chǎn)72d，累計(jì)產(chǎn)油2340.3t，目前日產(chǎn)油25.89t，日產(chǎn)液35.42m3，動(dòng)液面169m。

通過水平井壓裂設(shè)計(jì)及施工參數(shù)的優(yōu)化調(diào)整，水平井分段壓裂改造效果獲得顯著提高，自2012年10月以來，平均單井初期日產(chǎn)油提高6.4t，投產(chǎn)1個(gè)月穩(wěn)定日產(chǎn)油量提高3.2t，獲得單井日產(chǎn)油超過50t的井有9口，其中2口井日產(chǎn)油超過100t。

5 結(jié)論

1）壓裂改造效果影響因素分析表明，紅河油田長(zhǎng)8油層組水平井壓裂改造效果主要受裂縫發(fā)育程度、砂巖段長(zhǎng)、儲(chǔ)層物性以及壓裂施工規(guī)模影響，而裂縫發(fā)育程度是壓后產(chǎn)量的主控因素。

2）利用油藏?cái)?shù)值模擬方法，優(yōu)化裂縫方位為垂直于井筒方向，結(jié)合壓裂改造效果分析，基質(zhì)區(qū)優(yōu)化裂縫導(dǎo)流能力為25～35μm2·cm，優(yōu)化裂縫半長(zhǎng)為140～160m，優(yōu)化裂縫間距為90～110m，優(yōu)化平均砂比為22%～23%，優(yōu)化單段加砂量為30～35m3；裂縫發(fā)育區(qū)優(yōu)化裂縫導(dǎo)流能力為40～50μm2·cm，優(yōu)化裂縫半長(zhǎng)為100～120m，優(yōu)化裂縫間距為120～130m，優(yōu)化平均砂比為25%左右，優(yōu)化單段加砂量為20～25m3。優(yōu)化壓裂施工排量為2.5～3.5m3／min，優(yōu)化前置液比例為35%～40%。

3）建立了三維壓裂設(shè)計(jì)思路，針對(duì)不同儲(chǔ)層類型形成了針對(duì)性的壓裂設(shè)計(jì)方法，提高了壓裂設(shè)計(jì)的針對(duì)性和有效性，通過現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了顯著的改造效果。

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