祁俊武，王 巍，殷學(xué)明，袁凱濤，李彥飛

(1.中國石油集團(tuán) 川慶鉆探工程有限公司 長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西 西安 710018； 2.延長石油股份有限公司 定邊采油廠，陜西 西安 718600)

油氣工業(yè)的不斷發(fā)展，使勘探油氣的難度變得越來越大，單純依靠干酪根生油、圈閉、背斜油氣藏等理論，已無法滿足現(xiàn)今勘探油氣的實踐需求[1]。我國在鄂爾多斯盆地實施了全面的致密油藏開發(fā)，同時在壓裂和水平井開發(fā)技術(shù)上有了長足的發(fā)展與進(jìn)步。對致密油藏進(jìn)行大力發(fā)展，使致密油藏實現(xiàn)大規(guī)模開發(fā)與勘探，從而實現(xiàn)油氣戰(zhàn)略的接替，對于我國實現(xiàn)油氣工業(yè)的穩(wěn)步發(fā)展有著重大意義。

致密油藏在開發(fā)中，為提升其產(chǎn)能，需要對其實施水平井的壓裂改造。通過改造能夠使儲層泄油面積得到擴(kuò)展，增加裂縫導(dǎo)流能力，最終實現(xiàn)增產(chǎn)的目的。當(dāng)前致密油藏的開發(fā)中并存著多種方式，其中體積壓裂+水平井完井的應(yīng)用，在該領(lǐng)域引發(fā)了水平井壓裂改造的新一輪革命。基于該背景，對鄂爾多斯盆地致密油藏水平井體積壓裂問題進(jìn)行研究。

北美地區(qū)最先成功開發(fā)致密油藏水平井體積壓裂技術(shù)，該技術(shù)是一種新型體積壓裂技術(shù)，與縫網(wǎng)壓裂技術(shù)有著較大的區(qū)別，主要針對天然裂縫、發(fā)育良好的儲層[2]。對于該技術(shù)的研究，向洪等[3]對國內(nèi)外各種致密油藏水平井體積壓裂效果進(jìn)行研究與總結(jié)，提出一種細(xì)分切割+高密度布井的體積壓裂路線，將井網(wǎng)和人工裂縫進(jìn)行雙加密，對整體儲層地質(zhì)進(jìn)行全覆蓋，最大限度地提高了儲層動用程度和單井產(chǎn)量，但該方法沒有對壓裂液進(jìn)入儲層基質(zhì)的實際滲流時間進(jìn)行研究，水平井產(chǎn)液與產(chǎn)油量的提高有限。Li D等[4]通過雙用途二氧化碳封存提高油藏采收率，采用氣體連續(xù)驅(qū)、水替代注氣和循環(huán)注氣的策略，在中國鄂爾多斯盆地對油藏進(jìn)行儲存，延長組超低滲透率，實現(xiàn)超致密油藏的開發(fā)，可以提高油藏采收率，但該方?jīng)]有考慮射孔角度、射孔方向等因素，水平井產(chǎn)液與產(chǎn)油量略有不足。

借鑒現(xiàn)有研究成果，針對鄂爾多斯盆地致密油藏的實際特征，設(shè)計了一種水平井體積壓裂技術(shù)。

1 體積壓裂技術(shù)設(shè)計

1.1 致密油藏水平井流線模型構(gòu)建

利用Eclipse油藏數(shù)值模擬軟件，對鄂爾多斯盆地致密油藏水平井進(jìn)行模型構(gòu)建，主要使用的模塊是Front Sim模塊。鄂爾多斯盆地致密油藏主要是油水兩相模型，水平井具體模型參數(shù)見表1。

表1 水平井具體模型參數(shù)Tab.1 Specific model parameters of horizontal wells

根據(jù)表1中的參數(shù)，對致密油藏水平井的流線模型進(jìn)行構(gòu)建。在模型構(gòu)建中，使用5點(diǎn)井網(wǎng)，其中4口布設(shè)在周圍，是直井注水，1口布設(shè)在中間，是水平井。通過平衡油水井注采的方式來開采，周圍4口井最大井底流壓38 MPa，最大產(chǎn)液量 40 m3/d，中間1口井井底流壓最小為10 MPa。同時，模型遵循以下規(guī)律：主裂縫延伸方向與井筒方向垂直；井筒延伸方向與天然裂縫方向垂直。

1.2 水平井流線模擬

4個階段的流線形態(tài)具體如圖1所示。

圖1 4個階段的流線形態(tài)Fig.1 Streamline diagram of four stages

模擬5點(diǎn)井網(wǎng)的油藏流體走向，對致密油藏水平井流線模型實施流線模擬，追蹤水平井流體質(zhì)點(diǎn)的實際運(yùn)移軌跡，獲取水平井的滲流特征。主要通過Front Sim模塊對流線模型實施油藏開發(fā)模擬，獲取不同開采階段水平井的流線圖，總結(jié)分析水平井的流線形態(tài)。具體分為4個階段：①井筒周圍線性流。在開始流動的階段，主要在井筒射孔附近存在流線，平行于縫網(wǎng)的主裂縫，向井筒垂直流入，其滲流過程具體表現(xiàn)為線性流，流線整體較為單一[8]。②縫網(wǎng)周圍線性流。在初始流動階段，次裂縫存在流線流動時，會在整個縫網(wǎng)中出現(xiàn)線性流，流線與次裂縫平行，向主裂縫線性流動，主裂縫流線與井筒線性流垂直，同時流線之間互相垂直，最終形成一種垂直復(fù)雜線性流[9]。 ③水平井端部與縫網(wǎng)周圍徑向流。在流動中期，流線逐漸密集，尤其是在縫網(wǎng)內(nèi)部，會出現(xiàn)很多與次裂縫平行的流線。同時，在縫網(wǎng)端部與水平井處，會出現(xiàn)向著周圍的徑向流趨勢[10]。在油藏內(nèi)部有流線的地區(qū)，內(nèi)部流體會向井筒和縫網(wǎng)處流動聚集。 ④連通油水井后的徑向流。在流動后期，壓力會傳播到整個致密油藏地區(qū)，水井與油井流線會連接在一起，具體表現(xiàn)為中心為生產(chǎn)井的平面徑向流，相比流動中期，縫網(wǎng)內(nèi)外呈現(xiàn)更為密集的流線分布，并且水平井端部有著更加密集的流線[11]。根據(jù)水平井流線模擬結(jié)果實施其體積壓裂設(shè)計。

1.3 體積壓裂設(shè)計擬

通過定射角定向定面射孔技術(shù)實施水平井體積改造，構(gòu)建儲層與井筒之間的橋梁。主要通過控制射孔角度、射孔方向、布孔方式對裂縫延伸、起裂方向進(jìn)行控制。體積壓裂的實施場景如圖2所示。

圖2 體積壓裂實施場景Fig.2 Fractures after volume fracturing

定射角定向定面射孔技術(shù)具體實施方式為：采用特殊布彈方式與大孔徑射孔彈進(jìn)行射孔，在射孔后會在套管截面上形成與套管軸線相垂直的多個孔眼[12]。利用該應(yīng)力集中面對近井地帶實際應(yīng)力分布進(jìn)行干預(yù)，對近井地帶實際裂縫走向進(jìn)行控制。其中射孔方式共有定面布孔和螺旋布孔2種，具體如圖3所示。

圖3 射孔方式Fig.3 Perforation method

將水平井射孔相位角定為60°，使定面射孔能夠沿射孔面起裂。為了保證成功開啟各段壓裂縫，以12m3/min的排量為前提，將各段射孔簇數(shù)定為2～3簇，將各簇射孔定為10～16個孔。然后確定體積壓裂施工參數(shù)，其中較大排量與液量是必需條件。為了實現(xiàn)縫網(wǎng)改造，需要保證井底凈壓力比水平兩向應(yīng)力差高[13]。此時，需要的最小排量為10.5 m3/min。當(dāng)排量越大，裂縫就會越復(fù)雜；當(dāng)液量越大，裂縫就會有越大的改造體積[14]。而高液量與大排量也意味著較高的施工費(fèi)用。結(jié)合必需條件與施工費(fèi)用問題，將施工排量定為12 m3/min，并將施工液量定為1 200～1 300 m3。通過對不同壓裂液的實際滲吸驅(qū)替效果進(jìn)行對比，選擇滑溜水作為鄂爾多斯盆地致密油藏使用的壓裂液。最后確定壓后關(guān)井時間，對關(guān)井時間實施合理的設(shè)計，能夠保障壓裂液與儲層實現(xiàn)充分的滲吸置換，并提升與儲層接觸程度[15]。

對壓裂液進(jìn)入儲層基質(zhì)的實際滲流時間進(jìn)行研究，確定滲流過程完成需要的關(guān)井時間。在對壓裂液實現(xiàn)滲吸驅(qū)替的時間進(jìn)行研究時，通過無因次方法對自發(fā)滲吸驅(qū)替試驗數(shù)據(jù)進(jìn)行歸一化處理，將其用于現(xiàn)場。采用的無因次時間具體如下：

(1)

(2)

(3)

式中，tD為無因次時間；φ為孔隙度；K為滲透率；Lc為特征長度；μs為流體黏度[16-18]；σ為流體界面張力；Re為滲透率；ρ為液體密度；u為環(huán)向角為90°時的水膜流速；г為單位長度對應(yīng)的滲吸量[19-20]。

實施歸一化處理后，與現(xiàn)場儲層條件相結(jié)合獲取滲吸驅(qū)替過程。根據(jù)滲吸驅(qū)替過程確定對應(yīng)關(guān)井時間，具體見表2。

表2 滲流過程完成需要的關(guān)井時間Tab.2 Shut-in time required to complete the seepage process

綜合表2中的關(guān)井時間，將最優(yōu)關(guān)井時間定為5～10 d，最終實現(xiàn)致密油藏水平井體積壓裂。

2 現(xiàn)場效果測試

2.1 選取試驗區(qū)塊

對設(shè)計的鄂爾多斯盆地致密油藏水平井體積壓裂技術(shù)進(jìn)行性能測試。在測試中，選取鄂爾多斯盆地中的某致密油藏區(qū)塊，對其中的水平井實施體積壓裂處理，對處理前后水平井的性能情況進(jìn)行測試。選取的致密油藏區(qū)塊的模擬圖具體如圖4所示。

圖4 選取的致密油藏區(qū)塊模擬Fig.4 Simulation diagram of selected tight oil reservoir blocks

該區(qū)塊參數(shù)具體：原始地層平均壓力為18.5 MPa，巖石壓縮系數(shù)為0.435×10-3MPa-1，原油壓縮系數(shù)為12.4×10-3MPa-1，地層水壓縮系數(shù)為4.2×10-3MPa-1，地層水黏度為0.5 MPa·s，地層水密度為1 g/cm3，地面原油密度為0.873 5 g/cm3，平均含油飽和度58.7%，原油體積系數(shù)為1.33，儲層原油黏度為1.04 MPa·s。

2.2 水平井體積測試

對井下微地震監(jiān)測實施體積壓裂技術(shù)處理前后水平井改造程度進(jìn)行測試，主要對體積進(jìn)行測試。具體測試結(jié)果如圖5所示。

圖5 改造前后體積測試結(jié)果Fig.5 Volume test results before and after processing

根據(jù)圖5處理前后體積測試結(jié)果，改造前水平井體積約為400×104m3，而改造后水平井體積達(dá)到了1 000×104m3左右?？梢园l(fā)現(xiàn)，利用設(shè)計技術(shù)進(jìn)行改造后，水平井體積得到了大幅擴(kuò)張，遠(yuǎn)大于改造前的水平井體積，利于成功實現(xiàn)產(chǎn)量的提升。

2.3 產(chǎn)量測試

對初期與穩(wěn)定階段的產(chǎn)液與產(chǎn)油量分別進(jìn)行了對比。其中，初期產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比情況見表3。表3中初期產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比數(shù)據(jù)表明，在初期，改造后的日產(chǎn)液量約為改造前的3.5倍；改造后的日產(chǎn)油量約為改造前的4倍，說明設(shè)計技術(shù)實現(xiàn)了初期日產(chǎn)液量與日產(chǎn)油量的大幅提升。穩(wěn)定階段產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比情況見表4。表4中穩(wěn)定階段產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比數(shù)據(jù)表明，在穩(wěn)定階段，致密油藏水平井產(chǎn)液與產(chǎn)油量都有所下降，然而改造后的日產(chǎn)液量可以達(dá)到改造前的4倍左右，而改造后的日產(chǎn)油量則為改造前的2倍左右。

表3 初期產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比情況Tab.3 Comparison of initial liquid production and oil production

表4 穩(wěn)定階段產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比情況Tab.4 Comparison of liquid production and oil production in stable stage

綜合來說，設(shè)計方法的改造效果明顯，能夠有效提高水平井產(chǎn)液與產(chǎn)油量。

2.4 滲吸、置換作用測試

對改造后反排初期氯根含量進(jìn)行測試，獲取設(shè)計方法的滲吸、置換效果。氯根含量測試結(jié)果具體如圖6所示。

圖6 氯根含量測試結(jié)果Fig.6 Chloride content test results

根據(jù)圖6的氯根含量測試數(shù)據(jù)，在反排初期，關(guān)井時間不斷增加的過程中，氯根含量逐漸上升，表明設(shè)計方法確實有一定的滲吸、置換作用。氯根含量較大的時間為關(guān)井后7～10 h，可以將其作為確定燜井蓄能周期的依據(jù)。

3 結(jié)語

為了解決鄂爾多斯盆地致密油藏水平井體積壓裂的問題，設(shè)計了水平井體積壓裂技術(shù)。構(gòu)建了流線模型，在實施水平井流線模擬后，通過多方面的體積壓裂設(shè)計，實現(xiàn)了良好的改造效果。根據(jù)現(xiàn)場效果測試分析可知，改造后水平井體積達(dá)到了1 000×104m3左右。初期階段，日產(chǎn)液量提高了3.5倍，日產(chǎn)油量提高了4倍；穩(wěn)定階段，日產(chǎn)液量提高了4倍，日產(chǎn)油量提高了2倍。氯根含量較大的時間為關(guān)井后7～10 h，該技術(shù)有明顯的改造效果。在研究中，受到時間、精力等多方面的限制，對鄂爾多斯盆地的考察仍然不夠充足，今后將會進(jìn)行更加充足的考察，完善研究成果。