劉 輝

（中國(guó)石化江漢油田分公司采油工藝研究院，湖北 武漢430035）

新溝油區(qū)致密油藏屬于低孔特低滲泥質(zhì)白云巖儲(chǔ)層，是江漢油田產(chǎn)能接替的重要區(qū)塊。由于該區(qū)塊儲(chǔ)層必須通過(guò)壓裂改造才能獲得產(chǎn)能，而水平井分段壓裂工藝能夠擴(kuò)大單井控制儲(chǔ)量的范圍，提高單井產(chǎn)能，降低措施費(fèi)用，自2012年投入開發(fā)以來(lái)，開展了不同井型開發(fā)效果的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，已進(jìn)行了13口井試采。其中，包括直井8口，水平、大斜度井5口。截止6月11日，累積產(chǎn)油5 293t，累積產(chǎn)水33 612m3。平均單井累產(chǎn)天數(shù)243d，累產(chǎn)油481t，日產(chǎn)油2t／d，取得了較好的開發(fā)效果。

通過(guò)對(duì)比直井與水平井的產(chǎn)能，水平井試采效果好于直井，初期及穩(wěn)定產(chǎn)能達(dá)到直井的3倍，而通過(guò)鉆完井、壓裂成本優(yōu)化，水平井的總投資可控制在直井的3倍以內(nèi)。因此，水平井分段壓裂工藝在新溝致密具有良好的應(yīng)用前景，通過(guò)進(jìn)一步優(yōu)化水平井分段間距、壓裂工藝，提高水平井措施效果，有利于加快新溝油區(qū)產(chǎn)能建設(shè)。

1 基于產(chǎn)能模擬的水平井分段壓裂工藝優(yōu)化

通過(guò)合理設(shè)定產(chǎn)層，計(jì)算不同施工參數(shù)下的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能差異，對(duì)比不同人工裂縫形態(tài)的差異及壓后產(chǎn)能，優(yōu)選了相關(guān)的壓裂參數(shù)。

1.1 產(chǎn)層參數(shù)優(yōu)選

Gohfer 8.0版壓裂模擬軟件中，產(chǎn)能計(jì)算的一個(gè)重要依據(jù)是在縱向上識(shí)別出有效產(chǎn)層，作為油層厚度數(shù)據(jù)。由于新溝致密油藏往往在縱向上存在未涵蓋在射孔井段內(nèi)的含油小條帶，僅以射孔層段作為產(chǎn)層不足以描述地層的出力情況。該軟件產(chǎn)層劃分主要通過(guò)孔隙度、電阻率及頁(yè)巖含量等3個(gè)標(biāo)準(zhǔn)。

通過(guò)綜合新溝致密油藏的儲(chǔ)層特征，其有利區(qū)塊的孔隙度劃分標(biāo)準(zhǔn)為PHIE＞10%。通過(guò)綜合儲(chǔ)層的GR及電阻，新溝致密油藏均表現(xiàn)出低GR高電阻的特征，其有利區(qū)塊的電阻劃分標(biāo)準(zhǔn)為Res＞8Ω。由于新溝致密油藏儲(chǔ)層巖性以泥質(zhì)白云巖為主，頁(yè)巖含量一般低于20%，因此有利區(qū)塊的頁(yè)巖含量劃分標(biāo)準(zhǔn)為VShale＜20%。

1.2 人工裂縫形態(tài)模擬

1.2.1 不同砂比下裂縫導(dǎo)流能力研究

新溝油田下2油組壓裂施工難度較低，現(xiàn)場(chǎng)施工過(guò)程中最高砂比段曾達(dá)到50% 的砂比。由于提高平均砂比將會(huì)降低入井總液量，在提高人工裂縫導(dǎo)流能力的同時(shí)降低了儲(chǔ)層改造體積和人工裂縫縫長(zhǎng)。模擬了同等砂量下不同平均砂比的人工裂縫形態(tài)，并計(jì)算了裂縫導(dǎo)流能力，綜合裂縫長(zhǎng)度和導(dǎo)流能力的關(guān)系（見(jiàn)圖1），平均砂比建議采用25%～30%的平均砂比。

圖1 平均砂比與導(dǎo)流能力、裂縫縫長(zhǎng)相關(guān)性

1.2.2 層段三人工裂縫形態(tài)模擬

針對(duì)層段三，計(jì)算了在不同砂量、前置液量、施工排量下的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能（見(jiàn)圖2，3），并總結(jié)分析了其相關(guān)參數(shù)（見(jiàn)表1），層段三的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能主要有以下特點(diǎn):

1）對(duì)于層段三，排量高于3 000L／min時(shí)，壓開程度不受射孔位置影響；排量較低時(shí)則不能壓開主油層附近的小條帶。并且由于層段二及層段三之間的隔層較好，裂縫在縱向上不會(huì)擴(kuò)展到層段二。

2）超出產(chǎn)層段的無(wú)效人工裂縫隨著施工規(guī)模的增加而增加，當(dāng)施工規(guī)模超過(guò)一定程度時(shí)，人工裂縫主要在無(wú)效范圍內(nèi)擴(kuò)展，裂縫總的產(chǎn)能隨之不再增加。

圖2 前置液30m3，砂量20m3，排量2 000L／min的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能預(yù)測(cè)

圖3 前置液50m3，砂量40m3，排量4 000L／min的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能預(yù)測(cè)

表1 層段3分段壓裂單段施工參數(shù)優(yōu)選

1.2.3 層段一、二人工裂縫形態(tài)模擬

針對(duì)層段一、二，計(jì)算了在不同砂量、前置液量、施工排量下的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能（見(jiàn)圖4，5），總結(jié)分析了相關(guān)參數(shù)（見(jiàn)表2），層段一、二的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能主要有以下特點(diǎn):

1）由于層段一、二縱向上跨度一般在40m～50m，含有多個(gè)含油條帶，在砂量低于50m3，排量低于4 000 L／min時(shí)，難以壓開全部的含油條帶。當(dāng)排量達(dá)到6 000 L／min時(shí)，可以壓開全部層位。

2）由于新溝致密油藏層段一、二的物性普遍差于層段三，在儲(chǔ)層改造不充分時(shí)，產(chǎn)能較差（＜0.4m3／d），需要加以大規(guī)模改造才能獲得較好的產(chǎn)能。

圖4 前置液30m3，砂量20m3，排量3 000L／min的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能預(yù)測(cè)

圖5 前置液60m3，砂量60m3，排量6 000L／min，平均砂比25.8% 的人工裂縫形態(tài)

表2 層段一、二在不同施工參數(shù)下人工裂縫形態(tài)

2 新溝致密油藏水平井分段壓裂間距研究

2.1 依據(jù)極限泄油半徑確定分段間距

低滲透油藏的滲流存在啟動(dòng)壓力梯度，不符合達(dá)西定律，當(dāng)流體在低滲透儲(chǔ)層中滲流時(shí)，隨著壓力梯度的增大，會(huì)出現(xiàn)3種不同的滲流狀態(tài)。當(dāng)驅(qū)替壓力梯度小于最小啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，流體不流動(dòng)，形成不流動(dòng)區(qū)；當(dāng)驅(qū)替壓力梯度大于最小啟動(dòng)壓力梯度，小于臨界啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，流體處在低速高阻不易流狀態(tài)，形成非線性緩流動(dòng)區(qū)；當(dāng)驅(qū)替壓力梯度大于臨界啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，流體處在易流狀態(tài)，形成擬線性滲流區(qū)。根據(jù)滲流理論，主流線中心點(diǎn)的壓力梯度等于該點(diǎn)處的臨界啟動(dòng)壓力梯度，從而推導(dǎo)出新溝油田技術(shù)極限泄油半徑計(jì)算公式，依據(jù)兩倍極限泄油半徑來(lái)確定新溝油田下2油組水平井分段壓裂間距。

2.1.1 建立滲透率與臨界啟動(dòng)壓力梯度關(guān)系

目前，測(cè)定特低滲砂巖啟動(dòng)壓力梯度的方法主要采用壓差－流量法，即通過(guò)測(cè)定不同驅(qū)替壓差下巖心驅(qū)替流速的變化，通過(guò)建立驅(qū)替壓力梯度和流速的關(guān)系，利用數(shù)學(xué)方法，通過(guò)延長(zhǎng)線性段直線與壓力軸相交，最終獲得臨界啟動(dòng)壓力梯度值。實(shí)驗(yàn)挑選了新391井不同滲透率巖心7塊，開展了啟動(dòng)壓力梯度測(cè)試實(shí)驗(yàn)（見(jiàn)表3）。

將求解的新溝泥質(zhì)白云巖臨界壓力梯度數(shù)據(jù)與對(duì)應(yīng)滲透率值作關(guān)系曲線可以看出，滲透率越小，則啟動(dòng)壓力梯度越大，這是由于低滲透油藏中孔隙半徑較小，邊界層流體所占比例較大，隨著滲透率的降低，流體流動(dòng)過(guò)程中固體表面對(duì)邊界層流體的作用力增大，流體遇到的阻力越大，啟動(dòng)壓力梯度越大。

表3 新溝泥質(zhì)白云巖臨界壓力梯度數(shù)據(jù)表

分析臨界壓力梯度數(shù)據(jù)表，單相流體臨界啟動(dòng)壓力梯度和滲透率呈現(xiàn)乘冪關(guān)系（見(jiàn)圖6），進(jìn)行回歸分析后可以得到公式:

式中，λ－臨界啟動(dòng)壓力梯度，MPa／m；k－氣測(cè)滲透率，10－3μm2。

圖6 新溝泥質(zhì)白云巖藏滲透率與臨界啟動(dòng)壓力梯度關(guān)系曲線

2.1.2 計(jì)算極限泄油半徑

依據(jù)滲流理論，主流線中心點(diǎn)的壓力梯度為:

式中，R－極限泄油半徑，m；rw－井筒半徑（一般取值0.1m）；△p－生產(chǎn)壓差，MPa。

綜合（1）式及（2）式，可得出新溝油田下2油組極限泄油半徑公式:

假定壓差分別為2，4，6，8，10MPa，通過(guò)計(jì)算公式進(jìn)行求解，繪制了新溝油藏不同滲透率對(duì)應(yīng)的極限泄油半徑的理論圖板（見(jiàn)圖7）。

圖7 不同壓差下滲透率和極限泄油半徑關(guān)系圖

由圖7可見(jiàn)，極限泄油半徑可隨油藏滲透率的增大而提高，且當(dāng)油藏性質(zhì)確定后，極限泄油半徑可隨注采壓差的增大而提高。新溝油田下2油組平面滲透率變化范圍（0.1～1）×10－3μm2，在相應(yīng)的注采壓差下對(duì)應(yīng)的技術(shù)極限泄油半徑為15m～40m之間。水平井分段間距則可依據(jù)單井測(cè)井解釋滲透率，取兩倍極限泄油半徑，即30m～80m范圍。

2.2 依據(jù)產(chǎn)能預(yù)測(cè)確定分段間距

新一區(qū)的新1－1HF井水平段長(zhǎng)為623m，于2012年8月實(shí)施了8段壓裂，是新溝油區(qū)投產(chǎn)時(shí)間最長(zhǎng)的一口水平井。該井穿越層位平均滲透率為0.8×10－3μm2，注采壓差為8MPa，極限泄油半徑為40m。依據(jù)極限泄油半徑，該井人工裂縫間距為80m。通過(guò)模擬8段壓裂人工裂縫形態(tài)并調(diào)整產(chǎn)能預(yù)測(cè)模塊的相關(guān)參數(shù)，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)能預(yù)測(cè)與實(shí)際日產(chǎn)的擬合（見(jiàn)圖8）。

圖8 新1－1HF實(shí)際日產(chǎn)與產(chǎn)能預(yù)測(cè)擬合

在擬合的基礎(chǔ)上，分別進(jìn)行了623m水平井依據(jù)不同段間距，分為6段、8段、10段、12段的產(chǎn)能模擬，通過(guò)綜合對(duì)比不同分段數(shù)的產(chǎn)能及經(jīng)濟(jì)性（見(jiàn)表4），最佳措施8段，即縫間距約為86m，與極限泄油半徑計(jì)算結(jié)果接近。

表4 不同分段數(shù)壓裂產(chǎn)能及成本

3 單段多簇壓裂方式參數(shù)優(yōu)化

由于新溝致密油藏不同區(qū)塊物性差異較大，平均滲透率變化范圍為（0.1～1）×10－3μm2。在滲透率低于0.4×10－3μm2時(shí)，極限泄油半徑低于20m，若依據(jù)人工裂縫間距為40m進(jìn)行分段壓裂，則分段壓裂成本將大幅度上漲。因此，在特低滲的區(qū)塊，應(yīng)以單段多簇的方式進(jìn)行壓裂，結(jié)合限流壓裂方式，在一個(gè)分段內(nèi)射孔多簇，以形成多條人工裂縫，降低措施成本。模擬了在80m水平段內(nèi)，同等施工規(guī)模下分別射孔2、3、4簇的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能（見(jiàn)表5）。當(dāng)射孔2簇時(shí)，由于兩條裂縫分段較遠(yuǎn)，能夠形成不互相干擾的形態(tài)，故裂縫數(shù)量較少，產(chǎn)能較低；當(dāng)射孔3簇時(shí)，中間裂縫會(huì)受到一定程度的縫間干擾影響，但較多的裂縫條數(shù)能夠提高產(chǎn)能；當(dāng)射孔4簇時(shí)，由于裂縫間距較短，中央的2條裂縫均會(huì)受到嚴(yán)重的縫間干擾，對(duì)產(chǎn)能沒(méi)有貢獻(xiàn)。

因此，針對(duì)滲透率低于0.4×10－3μm2的特低滲區(qū)塊，仍可采用較長(zhǎng)分段的段間距，配合1段3簇的射孔方式，以盡可能增加人工裂縫條數(shù)，并降低措施成本。

表5 特低滲單段不同簇?cái)?shù)壓裂產(chǎn)能預(yù)測(cè)

4 結(jié)論及建議

1）新溝致密油藏水平井具有較好的應(yīng)用前景，通過(guò)參數(shù)優(yōu)化及產(chǎn)能預(yù)測(cè)，能夠?qū)崿F(xiàn)降低措施成本，促進(jìn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

2）針對(duì)單段多簇射孔方式，建議配套相應(yīng)的水平井產(chǎn)狀監(jiān)測(cè)技術(shù)，在單井上開展不同簇?cái)?shù)的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，并通過(guò)產(chǎn)狀監(jiān)測(cè)確定最優(yōu)的射孔簇?cái)?shù)。

3）新一區(qū)等地層最大最小主應(yīng)力差異較低的區(qū)塊具備形成復(fù)雜裂縫的條件，應(yīng)進(jìn)一步開展縫網(wǎng)壓裂方面的研究，以提高改造體積，利用復(fù)雜裂縫提高產(chǎn)能。

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［2］王雷，張士誠(chéng).水力壓裂水平井產(chǎn)能預(yù)測(cè)數(shù)值模擬［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2010，17（5）:95－98.

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