陳 凱，姚為英，匡臘梅，馮高城，張海勇，張?jiān)迄i

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000）

從目前低滲油田開(kāi)發(fā)狀況看，壓裂仍然是最為有效的改造動(dòng)用技術(shù)。而壓裂選井選層作為基礎(chǔ)工作，直接影響壓裂后的增產(chǎn)效果。陸地低滲油田開(kāi)發(fā)動(dòng)用早，壓裂技術(shù)發(fā)展快且應(yīng)用成熟，目前壓裂選井選層方法眾多，通過(guò)引入灰色關(guān)聯(lián)、聚類(lèi)分析、模糊數(shù)學(xué)、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)、專(zhuān)家系統(tǒng)等方法優(yōu)選主要影響因素，分配權(quán)重，并形成軟件程序，實(shí)現(xiàn)選井選層的定量化、自動(dòng)化[1-12]。但這類(lèi)方法均需要大量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)用于算法模型的學(xué)習(xí)，才能達(dá)到較高精確度。

而海上低滲油田因經(jīng)濟(jì)界限、平臺(tái)空間及安全風(fēng)險(xiǎn)等特點(diǎn)，開(kāi)發(fā)動(dòng)用晚，壓裂經(jīng)驗(yàn)及數(shù)據(jù)資料較少，難以利用上述成熟方法。因此，本文主要探討在目前技術(shù)條件下，如何定性、半定量的對(duì)海上低滲油田開(kāi)展壓裂選井選層研究。

1 選井選層影響因素分析

通過(guò)對(duì)陸地低滲油田壓裂已有經(jīng)驗(yàn)的調(diào)研分析，油藏壓裂改造要考慮地質(zhì)油藏、工藝工程及經(jīng)濟(jì)效益等多方面因素，在保證增大有效泄油面積、提高油藏開(kāi)發(fā)效果的同時(shí)，控制含水上升速度[13-16]。結(jié)合海上低滲油田開(kāi)發(fā)特點(diǎn)及資料獲取難易程度，重點(diǎn)考慮以下影響因素：

一是目標(biāo)油層的剩余儲(chǔ)量應(yīng)達(dá)到一定規(guī)模，保證壓后增產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)，滿(mǎn)足經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)要求；二是目標(biāo)油層的含油面積及厚度等參數(shù)應(yīng)相對(duì)較大，保證裂縫在平面及縱向的延伸，滿(mǎn)足設(shè)計(jì)的壓裂規(guī)模；三是考慮目標(biāo)油層的油水界面及隔夾層厚度，避免壓穿鄰層或溝通水層造成水淹；四是考慮目標(biāo)油層的井層含水狀況，挖潛剩余油區(qū)，避免裂縫溝通無(wú)效的水淹區(qū)；五是目標(biāo)油層應(yīng)具有一定的地層能量，保證壓裂的有效期及整體效果；六是若為水平井壓裂，水平井段方位應(yīng)與最大主應(yīng)力方向有一定角度，有利于壓裂造縫的有效開(kāi)啟。

2 實(shí)例研究

2.1 目標(biāo)區(qū)塊地質(zhì)油藏特征

目標(biāo)區(qū)塊為一低幅度背斜構(gòu)造，整體為北西-南東向，儲(chǔ)層巖性為中粗粒長(zhǎng)石石英砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖，屬中低孔、中低滲儲(chǔ)層。油藏埋深2 537.8 m～2 986.9 m，地層壓力27.49 MPa～28.81 MPa，地層溫度126.2 ℃～127.7 ℃，地飽壓差34.679 MPa。地層條件下，原油密度0.767 g/cm3～0.791 g/cm3，原油黏度5.98 mPa·s～6.20 mPa·s，原油性質(zhì)好，整體表現(xiàn)為輕質(zhì)、低黏度、中等凝固點(diǎn)。目前日產(chǎn)油309.6 m3，綜合含水90.4 %，累產(chǎn)油70.6×104m3，采出程度17.6 %。

2.2 壓裂層位及油井優(yōu)選

2.2.1 油藏剩余地質(zhì)儲(chǔ)量 考慮利用平臺(tái)壓裂，粗略估算海上單井分段壓裂費(fèi)用約在1 000 萬(wàn)元，結(jié)合油價(jià)、單井控制儲(chǔ)量及壓后普遍增油效果情況，儲(chǔ)層剩余地質(zhì)儲(chǔ)量至少應(yīng)在20×104m3左右。統(tǒng)計(jì)目標(biāo)區(qū)塊目前各油藏剩余地質(zhì)儲(chǔ)量滿(mǎn)足要求的為2980、2900、2890和2600 層，基本可以保證壓后增產(chǎn)基礎(chǔ)，滿(mǎn)足經(jīng)濟(jì)指標(biāo)（見(jiàn)圖1）。

圖1 目標(biāo)區(qū)塊油藏儲(chǔ)量分布圖

2.2.2 油層基礎(chǔ)物性條件 根據(jù)資料統(tǒng)計(jì)，2600、2890、2900、2980 四個(gè)儲(chǔ)層含油面積和有效厚度相對(duì)較大，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，可進(jìn)行壓裂改善物性（見(jiàn)圖2）。

圖2 目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層基礎(chǔ)物性條件統(tǒng)計(jì)圖

表1 目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層油水界面及隔夾層分布統(tǒng)計(jì)表

2.2.3 油水界面及隔夾層 2600 和2890 層為邊水油藏，無(wú)溝通邊水風(fēng)險(xiǎn)，而且上下均有一定厚度的隔層，不會(huì)壓穿鄰層，可實(shí)施壓裂；2900 和2980 層為底水油藏，層內(nèi)無(wú)有效夾層，難以控制裂縫高度，易壓穿底水，不建議壓裂（見(jiàn)表1）。另外，隔夾層厚度控縫高僅為經(jīng)驗(yàn)分析，裂縫實(shí)際延伸高度應(yīng)結(jié)合巖心應(yīng)力實(shí)驗(yàn)及壓裂軟件模擬進(jìn)行研究。

2.2.4 生產(chǎn)井狀況 2600 和2890 層分別有1 口水平井投產(chǎn)，其中22H1 井生產(chǎn)2600 層，日產(chǎn)油146.1 m3，日產(chǎn)液334.8 m3，含水率56.3 %，生產(chǎn)狀況良好；24H2井生產(chǎn)2890 層，截止2018 年2 月底日產(chǎn)油8.8 m3，日產(chǎn)液55.0 m3，目前已關(guān)停，生產(chǎn)狀況相對(duì)較差。因此，優(yōu)先選擇24H2 井進(jìn)行壓裂改造（見(jiàn)圖3）。

2.2.5 油藏水淹狀況 結(jié)合沉積相、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及剩余油飽和度圖綜合分析，2890 層邊水沿北東及南西兩個(gè)方向侵入。24H2 關(guān)井前含水較高，但油藏采出程度只有14.7 %，表明邊水為指進(jìn)，并未整體水淹，仍有挖潛空間。

2.2.6 地層能量 容積法計(jì)算2890 層水體體積約為原油體積的52.17 倍，水體能量較充足。根據(jù)天然能量評(píng)價(jià)圖版，2890 層累產(chǎn)油4.78×104m3，原始地層壓力28.62 MPa，2018 年4 月測(cè)壓23.97 MPa，屬于天然能量較充足油藏（見(jiàn)圖4）。

圖3 22H1 及24H2 井生產(chǎn)曲線(xiàn)

圖4 目標(biāo)區(qū)塊2890 層天然能量評(píng)價(jià)圖版

2.2.7 24H2 井水平段方位 測(cè)井資料分析最大水平主應(yīng)力方位NE165°，24H2 井眼方位為NE120°～130°，邊水侵入方向與水平井段基本垂直。而裂縫沿最大主應(yīng)力方向延伸，與水平井段及邊水侵入方向均有一定夾角，既可保證壓裂增產(chǎn)效果，又可避開(kāi)優(yōu)勢(shì)水流通道，降低含水率。

根據(jù)油藏儲(chǔ)量、儲(chǔ)層基礎(chǔ)物性條件、油藏類(lèi)型、油水界面、隔夾層、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、地層能量及水平井段方位，最終優(yōu)選了2890 層24H2 井作為壓裂改造井層。

2.3 壓裂參數(shù)設(shè)計(jì)及效果預(yù)測(cè)

目標(biāo)井根據(jù)生產(chǎn)管柱情況（7"打孔管），優(yōu)選拖動(dòng)管柱式水力噴射分段壓裂工藝；根據(jù)模型模擬、儲(chǔ)層砂體分布及隨鉆測(cè)井資料選取了水力噴射點(diǎn)；優(yōu)選耐高溫、耐剪切能力強(qiáng)的海水基壓裂液體系，采用連續(xù)混配施工工藝；優(yōu)選20/40 目低密高強(qiáng)度陶粒作為主壓裂支撐劑；采用低排量工藝控制裂縫在縱向上的延伸。根據(jù)壓裂設(shè)計(jì)及數(shù)模軟件模擬，預(yù)測(cè)壓裂后累增油4.65×104m3。

3 結(jié)論

現(xiàn)有技術(shù)及數(shù)據(jù)資料條件下，海上低滲油田壓裂選井選層可從儲(chǔ)層剩余儲(chǔ)量、基礎(chǔ)物性條件、油水界面、隔夾層、井層生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、地層能量及水平井段方位等因素開(kāi)展定性、半定量的優(yōu)選研究。

另外，海上低滲油田壓裂施工應(yīng)綜合考慮平臺(tái)空間及承重，確保施工的順利開(kāi)展；盡量聯(lián)合作業(yè)、批量施工，降低單井平均作業(yè)成本。