洛河油田“平注平采”整體壓裂工藝技術(shù)研究

李國鋒 (中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006)

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洛河油田“平注平采”整體壓裂工藝技術(shù)研究

李國鋒 (中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006)

針對天然能量彈性開發(fā)的致密低滲透油藏水平井壓后初期產(chǎn)量高、產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大等難點，為了進一步提高鄂爾多斯盆地洛河油田長7儲層的開發(fā)效益，基于儲層工程地質(zhì)特征，單井測錄井及井網(wǎng)條件，采用油藏數(shù)值模擬和全三維壓裂設(shè)計軟件相結(jié)合的方法，優(yōu)化了“平注平采”水平井組的裂縫形體布局，裂縫參數(shù)及施工參數(shù)。裂縫采用不等間距交叉布縫(避開注水井水線位置)，縫間距為60～112m、裂縫條數(shù)為7～9條，裂縫半長為120～150m，導(dǎo)流能力為30～40μm2·cm，遠離注水水線位置的施工排量為4.0～4.5m3/min，規(guī)模為35～40m3，離水線近位置的施工排量為3.0～3.5m3/min，規(guī)模為22～28m3。通過現(xiàn)場試驗，壓后水平井試油期間日產(chǎn)油量5t，關(guān)井注水地層能量達110%時開井生產(chǎn)，LH1-2-7P16井穩(wěn)定日產(chǎn)油量5.1t，LH1-2-7P18井穩(wěn)定日產(chǎn)油量3.8t，相比鄰近水平井分別提高了1.7和2.3倍，增產(chǎn)效果明顯，實現(xiàn)了區(qū)塊水平井組整體開發(fā)的技術(shù)突破，為其他類似油藏開發(fā)提供技術(shù)依據(jù)。

鄂爾多斯；致密低滲透油藏；平注平采；整體壓裂；設(shè)計優(yōu)化；洛河油田

洛河油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，主要開發(fā)層位為延長組長7段油層，砂體厚度在14.0～23.0m，儲層埋深淺(800～1200m)，溫度在40℃左右，平均壓力系數(shù)為0.90，孔隙度主要分布在8%～14%(平均孔隙度為10.8%)，滲透率主要分布在0.1～0.5mD(平均滲透率0.29mD)，屬于低孔、低滲透致密砂巖儲層。

長7儲層前期水平井主要是采用天然能量彈性開發(fā)，儲層壓裂改造主要以“造長縫”的單井壓裂設(shè)計理念為主，形成單一裂縫。由于泄油面積有限，單井產(chǎn)量遞減較快，壓后投產(chǎn)1mon后穩(wěn)定日產(chǎn)液15.54t，日產(chǎn)油4.21t。但隨著生產(chǎn)時間延續(xù)，地層能量下降較快，投產(chǎn)6mon后平均日產(chǎn)液4.6t，日產(chǎn)油1.6t，整體開發(fā)效果較差，儲層未達到經(jīng)濟有效開發(fā)。另外，油區(qū)內(nèi)多溝壑，大部分位于自然保護區(qū)或水源區(qū)，井場征地困難，環(huán)保壓力大。因此，為了進一步提高洛河油田長7儲層的儲量動用程度和降低開發(fā)成本，加快利用水平井組進行整體開發(fā)的步伐，結(jié)合儲層特征，開展了致密砂巖油藏“平注平采”叢式水平井組壓裂工藝及整體壓裂裂縫布局、裂縫參數(shù)和施工參數(shù)優(yōu)化研究。

1 壓裂工藝優(yōu)化

借鑒國內(nèi)外叢式水平井組壓裂改造思路及經(jīng)驗，綜合考慮水平井組單井位置、注采井網(wǎng)及應(yīng)力狀況，開展考慮能量補充的水平井網(wǎng)整體開發(fā)試驗，探索整體壓裂技術(shù)提高致密低滲透油藏的開發(fā)效益，提高最終采收率的有效性。

1.1 優(yōu)選原則

1)滿足注采井網(wǎng)整體壓裂實施要求。①在注采井網(wǎng)條件下，為了進一步擴大改造體積，增加裂縫復(fù)雜性，達到提高產(chǎn)量目的；綜合考慮單井位置及注入水線情況，采用注采井網(wǎng)整體壓裂技術(shù)，以提高改造體積和整體開發(fā)效果目的。②針對距離水線近的壓裂段，采用單簇射孔，適度規(guī)模加砂壓裂；針對遠離水線的壓裂段，采用分段多簇射孔，增大加砂規(guī)模，盡可能擴大井網(wǎng)內(nèi)的泄油面積。③縮短施工作業(yè)周期。

2)優(yōu)選成熟的壓裂工藝及壓裂液配方體系。從洛河油田水平井不同壓裂工藝優(yōu)缺點、現(xiàn)場應(yīng)用情況及壓后效果來看，針對套管固井完井水平井，目前連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝已較為成熟。針對洛河油田中淺層儲層，目前采用的中低溫儲層壓裂液配方體系、分段同步破膠技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用成熟，施工成功率高，對儲層的二次傷害小。

3)提高單井產(chǎn)量。從各種固井完井水平井壓裂工藝壓后效果對比表明，采用連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝壓后試油期間平均日產(chǎn)液為25.0t，日產(chǎn)油為3.9t；采用可鉆橋塞分段壓裂工藝壓裂后試油期間平均日產(chǎn)液為17.5t，日產(chǎn)油為1.0t。從提高單井產(chǎn)量角度來看，優(yōu)選連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝。

4)縮短作業(yè)周期。目前針對洛河油田固井完井水平井分段壓裂段數(shù)為7～12段，若采用可鉆橋塞分段壓裂，其作業(yè)周期為3～5d；若采用連續(xù)油管低底封分段壓裂工藝，僅需2～3d完成壓裂施工。因此，從縮短作業(yè)周期和提高施工效率方面考慮，優(yōu)選連續(xù)油管帶底封分段多簇壓裂工藝。

1.2 優(yōu)選結(jié)果

圖1 洛河油田“平注平采”叢式水平井組示意圖

洛河油田實施“平注平采”水平井組(見圖1)目的是提高水平井開發(fā)效益，降低作業(yè)成本，探索更為有效的考慮能量補充的注采井網(wǎng)形式。因此從滿足整體壓裂實施要求、提高單井產(chǎn)量、縮短作業(yè)周期等方面綜合考慮，優(yōu)選連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝進行叢式水平井組分段壓裂。

1.3 壓裂方式優(yōu)化

針對洛河油田3口水平井組部署情況，依據(jù)地質(zhì)優(yōu)化方案結(jié)果，對中間水平井LH1-2-7P17井采用射孔后，不壓裂，作為注水井進行補充能量；對LH1-2-7P16井和LH1-2-7P18井采用分段壓裂后，作為油井進行生產(chǎn)。因此，從地質(zhì)部署及考慮能量補充的需要，優(yōu)化水平井組采用依次壓裂的方式進行改造。

2 整體壓裂設(shè)計優(yōu)化

2.1 優(yōu)化原則

1)先期對生產(chǎn)井壓裂，待放噴見油3d后關(guān)井，開始超前注水，使原始地層壓力上漲至110%時開井投產(chǎn)。

2)壓裂段位置選擇物性好、含油性好的層段進行改造。

3)壓裂井段避開對應(yīng)注水井段，采用交錯式布縫方式，適當控制縫長，避免壓裂注水井造成水淹。

4)針對斷裂及裂縫發(fā)育區(qū)，控制縫長和規(guī)模，避免溝通斷層，達到有效溝通天然裂縫的目的。

2.2 裂縫條數(shù)優(yōu)化

合理的裂縫間距應(yīng)綜合考慮儲量動用程度和保證水平井具有較高的產(chǎn)能。裂縫間距過大，會造成裂縫間儲量的損失；間距過小，裂縫之間存在相互干擾現(xiàn)象。在壓裂后油井投產(chǎn)初期，裂縫數(shù)目越多，油井的日產(chǎn)量越大，但隨著生產(chǎn)時間的延續(xù)，不同裂縫條數(shù)下的油井日產(chǎn)量之間的差距越來越小。

通過低滲透油藏油井極限控油半徑公式:

計算出裂縫的極限控油半徑，裂縫間距取極限控油半徑的2倍，可以達到提高儲量動用程度和防止裂縫間干擾目的。式中，r極限為極限泄油半徑，m；ΔP為油井生產(chǎn)壓差，MPa；k為有效滲透率，mD；μ為流體黏度，mPa·s。

根據(jù)LH1-2-7P16井、LH1-2-7P18井這2口井的鉆井數(shù)據(jù)、測井數(shù)據(jù)和該井區(qū)長7油層高壓物性分析測試資料，計算得到該水平井組的裂縫極限控油半徑為30～56m，則裂縫間距為60～112m。

2.3 裂縫半長優(yōu)化

圖2 不同裂縫長度與累計產(chǎn)油量的關(guān)系

圖3 導(dǎo)流能力與單井日產(chǎn)油量的關(guān)系

圖4 導(dǎo)流能力與日產(chǎn)油量增幅的關(guān)系

水平井壓裂支撐縫長越長，滲流面積越大，儲量動用率越高。依據(jù)地質(zhì)部署結(jié)果，LH1-2-7P16井、LH1-2-7P18井距離LH1-2-7P17井分別為350、359m，建立整體壓裂油藏數(shù)值模擬模型，通過優(yōu)化得到，隨著裂縫長度增加，日產(chǎn)油增幅逐漸變緩，最終優(yōu)化裂縫半長為120～150m(見圖2)，此時井組累產(chǎn)油量最高，其改造效果最好。

同時針對“平注平采”的注采井網(wǎng)試驗區(qū)井網(wǎng)井距，采取注入井不壓裂，壓裂井水平段采用不等縫長裂縫形態(tài)布局：①注入井段不壓裂；②靠近注入井井段采用控制縫長壓裂，優(yōu)化裂縫穿透比為1/3，壓裂井段避開注入井水線位置；③遠離注入井段采用分段多簇壓裂，優(yōu)化穿透比為2/5。

2.4 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

裂縫導(dǎo)流能力是影響壓裂水平井產(chǎn)能的敏感因素之一。模擬研究了不同導(dǎo)流能力條件下的水平井生產(chǎn)動態(tài)，結(jié)果表明，水平井壓裂裂縫導(dǎo)流能力對日產(chǎn)油量的影響期集中在投產(chǎn)后1～2年內(nèi)(見圖3、圖4)，隨著水平井生產(chǎn)時間的延續(xù)，導(dǎo)流能力對日產(chǎn)油量的增加幅度影響越來越小，最后趨于穩(wěn)定。根據(jù)該井區(qū)前期壓裂設(shè)計參數(shù)和壓后效果對比分析表明，為了滿足壓后產(chǎn)能要求，洛河油田長7油藏叢式水平井組整體壓裂裂縫導(dǎo)流能力為30～40μm2·cm時，壓后效果最好。

2.5 施工參數(shù)優(yōu)化

結(jié)合儲層工程地質(zhì)特征、單井鉆遇測錄井顯示情況以及考慮井網(wǎng)條件來對參數(shù)進行優(yōu)化。采用全三維壓裂設(shè)計軟件對壓裂施工程序進行優(yōu)化，具體優(yōu)化結(jié)果如表1所示，其中針對水平井組B靶點附近，為了擴大有效改造體積，造長縫，適當增大施工排量、加砂規(guī)模及前置液比例，設(shè)計排量4.0～4.5m3/min，加砂規(guī)模35～40m3；靠近A靶點附近，避免縫間干擾，結(jié)合對應(yīng)注水井注入水線位置，為了避免溝通水線，采用控制縫長，適當控制加砂規(guī)模(22～28m3)，降低前置液比例，并降低施工排量(3.0～3.5m3/min)。

表1 水平井組整體壓裂施工參數(shù)優(yōu)化表

3 現(xiàn)場試驗及壓后效果

3.1 現(xiàn)場試驗

2015年5月，在洛河油田開展了“超前注水、平注平采”整體壓裂試驗，其中對LH1-2-7P17井射孔后進行超前注水，對LH1-2-7P16井、LH1-2-7P18井這2口井采用連續(xù)油管帶底封分段壓裂。該井組整體壓裂用時6d，累計壓裂16段，施工成功率100%，均按照設(shè)計完成加砂。具體施工數(shù)據(jù)見表2，部分施工曲線見圖5、圖6。

表2 水平井組整體壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計表

3.2 壓后效果

LH1-2-7P16井、LH1-2-7P18井壓后試油期間初期產(chǎn)量在5t左右，壓后放噴返排待井口不出液后關(guān)井；對LH1-2-7P17井開始注水，通過地層壓力監(jiān)測，待地層能量恢復(fù)至原始地層壓力110%時進行投產(chǎn)，生產(chǎn)曲線見圖7、圖8。該井組注水3mon后進行生產(chǎn)，初期日產(chǎn)油在6t左右，目前LH1-2-7P16井平均日產(chǎn)油穩(wěn)定在5.1t(日產(chǎn)液7.2m3)，單井累積產(chǎn)油在467t；LH1-2-7P18井平均日產(chǎn)油量穩(wěn)定在3.8t(日產(chǎn)液5.8m3)，單井累產(chǎn)油308.2t,2口井穩(wěn)產(chǎn)效果均較好。

圖5 LH1-2-7P16井第2段壓裂施工曲線

圖6 LH1-2-7P18井第2段壓裂施工曲線

4 認識及建議

1)洛河油田叢式水平井組整體壓裂模式，現(xiàn)場成功實施1井組2井次16段壓裂，取得了顯著的改造效果，初步探索出了適合致密砂巖油藏“平注平采”水平井組整體壓裂開發(fā)的有效途徑。

2)初步形成了適合叢式水平井組整體壓裂設(shè)計參數(shù)優(yōu)化技術(shù)，其“平注平采”整體壓裂屬國內(nèi)首次，為其他油田采用水平井組補充能量開發(fā)提供經(jīng)驗借鑒。

3)建議繼續(xù)開展水平井組整體壓裂設(shè)計優(yōu)化研究，探索不同油藏條件、不同井網(wǎng)形式下的水平井組整體壓裂工藝試驗，進一步提高井組改造體積和整體開發(fā)效果。

圖7 LH1-2-7P16井生產(chǎn)曲線

圖8 LH1-2-7P18井生產(chǎn)曲線

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[編輯] 洪云飛

2016-09-18

國家科技重大專項(2016ZX05048)。

李國鋒(1983-)，男，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事儲層增產(chǎn)改造與現(xiàn)場應(yīng)用方面的研究工作；E-mail: zshhblgf@aliyun.com。

TE357.1

A

1673-1409(2016)34-0051-06

[引著格式]李國鋒.洛河油田“平注平采”整體壓裂工藝技術(shù)研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(自科版)，2016,13(34)：51～56，73.