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）
石油天然气学报２０１２年５月第３４卷第５期 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｍａｙ ２０１２ Ｖｏ１．３４ Ｎｏ．５
樊１４２—５区块整体压裂裂缝参数优化研究
肖 勇，郭建春 （油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学），四川成都６１ ｏｓｏｏ）
［摘要］樊１４２—５区块构造位于东营凹陷博兴洼陷南斜坡中部，储集层物性差、局部发育断层、油井无自 然产能或自然产能很低、天然能量不足，必须通过压裂提高单井产量和注水保持地层能量。前期水力压 裂以单井产量为中心而忽略了整个区块的长期经济效益。在现有井网基础上，综合区块油藏特征和地质 参数建立了五点井网三维地质模型，采用整体压裂数值模拟软件，优化该区块注水井穿透比为０．１７、采 油井穿透比为０．４２，注水井、采油井裂缝导流能力２Ｏ ｍ ・ｃｍ。根据裂缝参数优化结果，完成了对压裂 井施工参数的优选，实现水力裂缝系统与开发井网的匹配。实践表明，优化结果提高了开发效益，为该 区块的高效开发提供了技术支持和保证。 ［关键词］低孔低渗；整体压裂；水力裂缝；裂缝参数 ［中图分类号］ＴＥ３５７．２ ［文献标识码］Ａ ［文章编号］１０００—９７５２（２０１２）Ｏ５—０２６３一Ｏ４
我国低渗透油藏储量丰富，近几年低渗透油藏在新增探明储量中所占的比例越来越大，已经成为增
储建产的主要组成部分。低渗透油藏的特点是储集层物性差，油井无自然产能或自然产能很低，天然能 量不足，必须注水保持地层能量。为达到稀井高产、提高油田长期经济效益，合理部署注水开发井网、 优化注采井裂缝参数是关键Ｉ１ ］。
樊１４２—５区块构造位于东营凹陷博兴洼陷南斜坡的中部，含油目的层为沙四上亚段含油砂体，油藏
埋深２８００￣３２６０ｍ，平均有效厚度１３ｍ。该亚段平均孔隙度１２ 、平均渗透率１０×１０＿。 ｍ ，为低孑Ｌ
低渗高温高压岩性油藏，采用４８０ｍ×２００ｍ五点矩形井网开发。油井无自然产能，一般需经人工压裂 投产。 前期开发主要以单井产量为目标，单井稳产时间短，水驱控制程度只有１２．５ 。笔者以具有代表
１１６ 内蒙古石油｛Ｌ＿ｖ－ ２０１１年第２Ｏ期
低渗透油藏大规模长缝压裂技术研究与应用
成士兴
（胜利油田东胜精攻石油科技有限公司）
摘要：胜利油田低渗透储量丰富，一般低渗透油藏已经形成配套压裂技术，低于１０Ｘ１０一ｓ ｍｚ的 储层只能采用压裂方式投产，弹性能量开发。近年来，通过理论研究、室内评价及压裂模拟技术的创新，
提出了“大井距、小排距”开发的理念，优选压裂材料、优化施工工艺，进行直井大规模长缝压裂试验取得
成功，为该类油藏的有效开发奠定了基础。 关键词：低渗透；规模；技术；应用
中图分类号：ＴＥ３５７．１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１ｏ０６—７９８１（２０１１）２０一Ｏｌ１６一Ｏ２
１问题的提出
胜利油田低渗透油藏具有埋藏深、储层温度高
的特点，如桩西油田桩８３７块埋深超过３５００ｍ，温度 接近１５０℃；渤南油田Ｓ３储层埋深超过３３００ｍ、温度
达１３０￣Ｃ以上；储层自然产能低或无自然产能，必须
经压裂改造才能达到经济有效开采的目的。但由于
储层受埋藏深度、压实作用强等因素影响，孔喉细 小，表现为低渗透、特低渗透特征。采用常规压裂，裂
缝有效支撑缝长较短，压后初期产量较高，但压裂有
效期短，产量下降快。对于低渗透、特低渗透而言，随
着渗透率的降低，增加裂缝长度，对提高单井增产倍
数更为有利，因此为了延长压裂有效期，实现压后稳 产，要求在一定井网井距的条件下，尽可能造长缝，
从而增大泄油面积，增加油井产能。
２渗透理论研究
低渗透油藏开发早期，没有认识到非达西渗流
特征，井距的确定沿用中高渗透油藏常用的前苏联
确定井距方法。该方法考虑经济因素较多，确定的井
距一般较大。
根据谢尔卡乔夫经济井网密度公式：
，｝－－￣。ｅ一 。 理论计算和矿场实际测试结果表明，低渗透油
藏注采井间压力主要消耗在注采井附近，压降漏斗
以外驱动压力梯度小，流体流动差。主要原因是：注 采井距过大，难以建立有效驱替。
第ｌ２卷第２期２０１２年１月 ｌ６７ｌ一１８１５（２０１１）２—０２９６．０５ 科学技术与工程 Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖｏ１．１２ Ｎｏ．２ Ｊａｎ．２０１２ ＠２０１２ Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｒｇ．
石油技术
基于裂缝形态和产能的水平井分段压裂优化研究
张广清赵文 李志文 范文敏 （中国石油大学，北京１０２２４９；中国石油长庆油田油气工艺研究院 ，西安７１００１８）
摘要根据低渗透油藏的特点，基于固体应力平衡和多相流体流动，建立了水平井水力裂缝分段优化的模型。采用有限元 模拟和油藏模拟研究了在避免复杂水力裂缝的前提下，水平井水力裂缝优化的影响因素。研究发现，水平井筒与最小水平地 应力方位存在夹角时，分段水力裂缝出现弯曲转向，多个弯曲裂缝之间的相互干扰形成复杂的裂缝形态；当水平井筒与最小 地应力方位的夹角过大时，尽量增加裂缝分段的距离，以避免相互干扰；油井累积产量随着裂缝问的距离增加而减小；油井累 积产量随裂缝长度增加而增加。 关键词水平井 分段压裂 裂缝优化 中图法分类号ＴＥ３５７．１１； 文献标志码Ａ
与直井相比，水平井产能可达直井的数倍，因
而成为油气藏开发的重要手段。为了更加高效开 发低渗油气藏，水平井分段压裂技术已经开始取得
大范围的应用。水平井分段压裂技术是通过沿着
水平井筒形成多条水力裂缝，各个水力裂缝相互独
立，没有相互干扰；从而大幅度改善渗流条件，提高
油气产能。
水力裂缝方位垂直于最小主地应力方位，因 此，依据水平井井筒方向与最小主地应力方位的关
系，水平井压后水力裂缝形态一般有横向裂缝、纵
向裂缝和复杂裂缝三种类型。对于一口水平井，水
力压裂后将形成哪一种形态的水力裂缝，取决于地
应力状态与水平井井筒方位的相互关系。如果井
筒平行最小主应力方向，则产生与井筒相垂直的横 向裂缝，如果井筒与最小主应力方向垂直，则产生
与沿井筒方向延伸的纵向裂缝（见图１）。实际上，
