低渗透油藏压裂水平井产能计算方法

第１２卷第２ｌ期２０１２年７月　ｌ６７１—１８１５（２０１２、２１—５２７４—０６　科学技术与工程　Ｓｃｉｅｎｃｅ　Ｔｅｅｈｎｏｌｏｇｙ　ａｎｄ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ　Ｖｏ１．１２　Ｎｏ．２１　Ｊｕ１．２０１２　⑥２０１２　Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｒｇ．　

特低渗透裂缝性油藏超前注水井网评价方法　

王玫珠　，　于荣泽　＇　崔茂蕾　王学武　杨正明　

（中国石油勘探开发研究院廊坊分院　，廊坊０６５００７；国家能源页岩气研发（实验）中心　，廊坊０６５００７；　中石化勘探开发研究院　，北京１０００８３；中国科学院渗流流体力学研究所　，廊坊０６５００７）　

摘要大庆油田外围某特低渗透试验区天然裂缝发育，微裂缝一方面可以增大油、水渗流能力，另一方面会加剧注入水窜　流，认清裂缝发育特低渗透油藏超前注水的水平井井网部署对开发效果的影响是很有必要的。考虑特低渗透油藏非线性渗　流规律，对微裂缝采用等效渗流介质理论，运用室内岩心分析数据和数值模拟的方法，探讨了超前注水水平井井网部署。根　据井网与微裂缝匹配关系，建立ｌ２套模拟模型。通过分析各方案采出程度与含水率关系、地层压力保持水平和压力梯度场分　布，明确了各方案的开发效果和适应性。分析结果表明水平井井筒垂直于最大主应力方向井网开发效果好。七点水平井网　开发效果好，应优化井距以驱动注水井间的原油。九点井网见水快，应合理设计注水井位置，避免过早见水。水平井五点井　网不适用于该地区。　关键词特低渗透油藏　微裂缝发育　超前注水　水平井　井网　中图法分类号ＴＥ３５７．６；　文献标志码Ａ　

目前，在我国石油探明和未动用储量中，特低　

渗透储量占了很大的比例，投入开发的特低渗透油　

田也越来越多…。低渗透介质孔隙度和渗透率低，　

孔道细小，微观结构复杂，流体在特低渗透介质中　

的流动规律与常规低渗透和中、高渗透介质中流体　

渗流的规律非常不同，其流动规律为非线性渗流规　

律　ｊ。因此特低渗透油田开发的井网形式研究与　

技术创新　枉．科技２０１　２年第７期　

特低渗透油藏长井段多级分段压裂　水平井开发技术探索　文小林①　李春芹①　陈炳申①　文自娟②　①中石化集团胜利油田分公司纯梁采油厂２５６５０４山东博兴；②西南石油大学　摘要自２００５年以来。采油厂在特低渗透油藏先后上报探明储量１１６６３７５＂吨，采用大型压裂弹性开发、滩坝砂油藏注水开发、仿　水平井注水开发以及二氧化碳混相驱等枝术，动用了渗透率大于３　ｘ　１０　ＩＴＩ　、埋藏小于３０００米的特低渗透油藏２（）（）（）万吨，目前未动储　量近Ｉ亿吨，但这部分储量品味更低、埋藏更深、物性更差、常规开发技术动用难度更大。因此，为了提高特低油藏储量动用率和经　济效益，本文转变思路、开拓创新、探索出了提高特低渗透油藏储量动用率和采收率新途径，采用长井段多级分段压裂水平井弹性开　发的模式．取得了显著的效果，对同类油藏的开发具有指导意义。　．　关键词长井段水平井特低渗透多级分段压　１　油藏特征　（１）油藏地质特征。樊１５４块含油面积ｌ（）．９７平方千米，地质储　量３６４．３万吨，该块构造较为简单，区块北界为一条贯穿东西的近东　西向、北倾、落差３０米以上的断层，南高北低，地层倾角３～６度，整　体构造形态呈一个被断层切割的单斜构造。主要含油层系为沙三中　２砂组，物源来自区块南部，形成多期滑塌浊积扇体，２砂组共分为　２个砂体，砂体整体表现为中间厚向四周逐渐变薄，直至尖灭。２个砂　体最大叠合厚度可达４０ｍ，其中１号砂体最厚达到２５米，呈饼状展　布；２号砂体最厚达￣，Ｊ２０米，呈饼状分布；油层分布与砂体分布特征　一致，平均油层厚度为９．４米，厚度中心在ｌ２米以上。ｌ号砂体与２号　砂体间的隔层分布较为稳定，厚度在８米左右。平均孔隙度为１６％，　平均渗透率为１．１×１０～　ｍ　，属中孔特低渗储层。储层为强一中强亲　水型。区块人工裂缝方向为北东６６。～１３９．８。，平均为７６。。地面原　油密度平均０．８６９８ｇ／ｃｍ＇，原油粘度平均１５．１ｍＰａ．ｓ，油藏原始地层压　力为３４．８４ＭＰａ，压力系数为１．３３，地层温度为１２３℃，温度梯度为　３．８℃／ｌ（Ｘ）ｍ，属高温高压油藏。　（２）油藏开发特征。从２００８年以来，区块先后采用注采井距　２３（眯的反五点法建立了一个试采井组，部署总井数５口（油井４口，　水井ｌ口），油水井压裂投产投注，压裂加砂量在３０ｍ　左右，油井初　期平均单井日油４．１吨，但递减快，２个月后产量下降到１．５吨，稳定产　量只有１吨，注水一年后，油井没有见效显示，区块百万吨产能建设　投资高达８５亿元。２００９至２０１０年，采用仿水平井的模式，将油井压裂　加砂量增加到４ｓｍ　左右，但是油井产能没有明显的提高。因此，采用　直井压裂注水、仿水平井等常规开发技术，开发效果和效益都较差，　常规开发技术难以有效动用。　２　特低渗透油藏长井段多级分段压裂水平井开发技术　针对区块直井、仿水平井注水开发中存在的问题，考虑到水平井　能够增加与油层接触面积，增大泄油范围，特别是长井段裸跟多级分　段压裂水平井能够大幅度提高单井产能，降低百万吨产能建设投资以　及具有较长的稳产期，同时国内还没有将长井段裸眼多级分段压裂水　平井应用到特低渗透油藏的开发中，因此在樊１５４块采用长井段裸眼　多级分段压裂水平井弹性开发的模式进行动用。　（１）采用物探新技术，准确落实微构造和储层展布特征。针对　区块油藏地质特征，在区块西部井区直井相对较多，构造相对比较落　实，但在区块东部井区，由于没有直井控制，区块微构造特征落实程　度相对较低，为了保证水平井能够准确钻遇油层且水平段一直在油层　中穿行，主要采用了变速成图的方法，准确落实了油层顶面构造图，　采用了去砂试验，落实储层展布特征，为设计好该井打下基础。　（２）优化油藏地质设计，提高长井段水平井钻井质量。考虑水　平井技术在特低渗透油藏中应用相对较少，同时以前低渗透油藏中都　是采用套管完井的方式，国内还没有采用裸眼完井的先例，因此为了　保证水平井能够钻遇较好储层、井眼规则和完井工具能够按照设计顺　利下到位，提高长井段水平井钻井质量，在对水平井设计过程中，重　点是在对储层纵向非均质性研究的基础上，开展了三个方面的优化论　证：一是优化水平井井身轨迹，将水平井井身轨迹设计成平行于最大　主应力方向；二是优化水平井纵向位置，通过对区块直井纵向上物性　的分析研究，将井身轨迹设计在距油层顶界４米、物性相对较好的位　置；三是增加控制点，优化井身轨迹，考虑井区井控程度低，储层构　造变化情况不够落实的实际，因此在水平井地质设计过程中，设计了　Ａ、Ｂ、Ｋ三个靶点，对井身轨迹进行控制。　（３）合理优选完井工艺，尽最大努力做好油层保护工作。为了　降低钻完井对储层的伤害，开展了配物性研究，经过优选，泥浆采用　聚合物（铝胺基）润滑钻井液体系，固井采用漂珠和增韧微膨胀水泥　浆，完井液采用无固相完井液。同时，完钻后增加了四次通井，从而　保证井跟规则和降低钻完井液对储层的伤害。　（４）采用裸眼分段压裂工艺技术，大幅度提高单井产能和经济　效益。利用各种压裂工艺软件，对每一段的压裂规模进行优化，重点　是对压裂段数、压裂加砂量、排量、压裂液用量以及人工裂缝缝长等　方面进行了优化，在保证每一段能压开的基础上，尽量选择形成长　缝，最后优选出该井分１２段压裂、平均每段加砂量２０ｍ　，设计总加砂　量２４０ｍ　，设计压裂液３０００ｍ　。　（５）长井段多级压裂水平井渗流特征研究。根据目前研究认　为，长井段多级分段压裂水平井可划分裂缝内线性流动、近裂缝流　动、裂缝间流动、裂缝外拟径向流等４个渗流阶段，其中裂缝内线性　流动阶段主要特征是初期液量高、含水高、递减快、持续时间短；近　裂缝流动阶段主要是由距离压裂裂缝很近的区域对水平井进行供液，　因此水平井仍具有较高的产量，并能够自喷生产，含水稳定在正常水　平，但递减速度仍然较快；裂缝间流动阶段主要由裂缝问区域内流体　向水平井供液，该区域流体流动能力低于近裂缝区域，流动距离较　长，因此该阶段水平井产量将进一步下降，水平井由自喷转为泵抽，　该阶段水平井产量递减较为缓慢，稳产期较长；裂缝外拟径向流阶段　主要依靠距离水平井较远的、压裂裂缝外围的区域向水平井缓慢供　液，此时水平井产量最低，递减缓慢。　３现场实施及效果　先在樊１５４块设计并实施了ｌ口长井段裸眼多级分段水平井　（Ｆ１５４Ｐ１），该井设计井深４０６３米，设计水平段长度１２００米，设计分　ｌ２段压裂。该井于２０１１年１月３１日开钻，建井周期为９３天，实际完钻　井深４０６６：￣：，实际钻遇水平段长度１１６４（９８７．２）米，分１２段压裂，　裂缝间距ｌｌｏ米，实际加砂２４０ｍ　，实际压裂液２９４６．５ｍ　。于６月１日　投产，初期５毫米油嘴自喷生产，油压５ＭＰａ左右，日液４０．１吨，日油　２３．２吨，含水４２．３％，自喷期１４５天，自喷期累计产油２６５９１１￣。于ｌ１月　１３日转抽，目前日液２０．９吨，日油１２．３吨，含水４１％，动液面１０７米，　截止：￣１Ｊ２０１２年１月底累计产油３９８邛屯。　鉴于樊１５４Ｐ１井取得重大突破的基础上，在该块推广了该项技　术。动用含油面积４．７９ｋｍ　，地质储量２４４．６万吨，井距３００ｍ，部署水　平井１０１：１长井段水平井，水平段长度８００～１９７０米，平均水平段长度　１２７０ｍ，压裂段数９～２０段，平均为ｌ４段，平均单井控制储量２４．５×　１０’ｔ。截止￣１Ｊ２０１２年２月中旬，又投产ｌ口（Ｆ１５４Ｐ３）、完钻待投２口　（Ｆ１５４Ｐ２、Ｆ１５４Ｐ４）、正钻１口（Ｆ１５４Ｐ７），其中Ｆ１５４Ｐ３设计水平段　长度８００米，实际钻水平段长度８１０（５４３．９）米，该井（转１０４页）

长江大学学报（自然科学版）理Ｔ　２０１２年７月第９卷第７期　Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｙａｎｇｔｚｅ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｎａｔ　Ｓｃｉ　Ｅｄｉｔ）Ｓｃｉ＆Ｅｎｇ　Ｊｕ１．２０１２，Ｖｏ１．９　Ｎｏ．７　・　６５・　

ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７３—１４０９（Ｎ）．２０１２．０７．０２１　

水平井压裂技术在特低渗油藏中的应用　

张军涛（震　墓　毳　，０６陕５西西安　，。。　）　

申　峰，吴金桥，陶红胜　（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安７１　００７５）　

［摘要］水平井压裂技术是特低渗透油田开发非常有效的一项开采技术，该技术通过多年的发展已日趋成熟，　但在施工过程中也存在一些难题。ＰＪ．延长石油特低渗油藏的薛平１井为例，重点介绍了降破压技术、覆膜石英　砂和连续混配供液技术在该井的应用，并结合油藏实际效果，分析了这３项技术的应用效果和前景。　［关键词］水平井压裂；降破压；覆膜石英砂；连续混配　［中图分类号］ＴＥ３５８　［文献标识码］Ａ　［文章编号］１６７３—１４０９（２０１２）ｏ７一Ｎｏ６５—０３　

薛平１井为延长石油特低渗储层长６层的一口水平井，该井在压裂施工的过程中为了取得好的压裂　

效果，针对压裂施工存在的难题口　采取了一系列针对性的措施。如为了降低施工中的破压采用了降破　

压技术，为了降低压后出水选用了覆膜石英砂作为支撑剂，为解决施工场地限制的问题采取了连续混配　供液技术，通过这些技术的应用，现场施工顺利，并取得了较好的改造效果。　

１　裂缝优化　

依据薛平１井井身轨迹报告，水平段井筒方位ＮＥ１４２～１４６。，与最大水平主应力方向（据５—２８井　

压裂资料主裂缝７７。）有约６５。左右的夹角，这样裂缝延伸方向与井筒方位有比较大的偏移，因此，在　水平井段将形成横向延伸裂缝。　依据延长油田长６储层水平井裂缝数目与产量地质模型及水平井生产数据统计，得出裂缝条数与产　

量的关系确定了该井的裂缝条数。水平井试验资料说明，缝间距对产量有明显影响，缝间干扰突显在中　间裂缝［＝；］，根据不同裂缝间距组合情形下压裂水平井累计产量的优化研究结果，结合实际测井解释资　

３７４　断　块　油　气　田　２０１３年５月　

优选出合理的水平井分段压裂裂缝参数。　

ｌ数值模拟模型　

在青海油田某低渗透油藏，选取一井距为３５０　ｍ、　

直井注水、水平井采油的七点井网单元，利用Ｅｃｌｉｐｓｅ　

油藏数值模拟软件，采用箱型黑油模型块中心网格，建　

立数值模拟模型。　油藏和流体基本参数：地层厚度为１８．８　ｍ，平均孔　

隙度为１２．６％，平均渗透率为２．６￣１０　ｍ２，原始地层　压力为１７．４３０　ＭＰａ，饱和压力为１．５８２　ＭＰａ，地层原油　

体积系数为１．０１８，地层水体积系数为１．０２０，地层原油　黏度为５．０００　ｍＰａ・ｓ，地层水黏度为０．７５９　ｍＰａ・ｓ，地层　

原油密度为０．８３８　２　ｌ／ｍ３，地层水密度为１．０４４　０　ｔ／ｍ。，岩　

石压缩系数为１．０６５￣１０　ＭＰａ～，地层原油压缩系数为　１２．３５０￣１０４ＭＰａ－　．地层水压缩系数为３．７００￣１０　ＭＰａ－　，　

井筒半径为０．１４　ｍ。　整个模型的网格数为７０￣７０￣３，在　，Ｙ方向上选　

用的网格步长相等，即Ｄ￣＝Ｄｙ＝１０　ｍ，　＝６．３　ｍ。采用局　

部网格加密划分油藏与裂缝系统．利用裂缝等效导流　能力法对裂缝网格进行处理，即在裂缝导流能力不变　

的条件下，用狭长、高渗透率的网格模拟裂缝。采取定　井底压力方式模拟，水平井井底流压为８．１　ＭＰａ，注水　

井井底流压为３３．０　ＭＰａ．注水井不压裂，水平井压裂，　

水平段长度为７００　ｍ，模拟时间为１５　ａ。　

２裂缝参数单因素优化　

在水平井裂缝布放方式优选前，需对水平井分段　压裂裂缝参数进行单因素分析。采用以上油藏和流体　

参数．通过数值模拟确定该低渗透油藏水平井合理的　裂缝参数。　

２．１　裂缝条数　

设裂缝长度为２５０　ｍ，裂缝沿水平段均匀分布。裂　缝分别为ｌ～１２条时采出程度变化情况见图１。　

圈１　采出程度与裂缝条数的关系　

由图１可看出，裂缝条数越多，采出程度越大，当　裂缝条数超过８条后上升趋势明显变缓。这是因为，随　着裂缝条数的增加．裂缝间距不断减小，地层压力下降