王贤君，李存荣，张文明，韩 露

（中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453）

海拉尔油田苏301区块整体压裂技术研究与应用

王贤君，李存荣，张文明，韩 露

（中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453）

针对海拉尔油田苏301区块低渗透储层的特点，开展了大井距、小排距的矩形井网整体压裂注水开发现场试验，通过人工裂缝与井网的匹配，导流能力与地层渗透率的匹配，裂缝剖面与储层厚度的匹配，压裂液与储层物性的匹配，实现了区块的整体有效动用。现场施工39口井98层，施工成功率达到98.8%，压后平均单井日产油2.6 t，采油强度0.41t／（d·m），水井平均单井日注水15m3，达到了产能设计要求。

海拉尔油田；苏301区块；整体压裂

海拉尔油田属于低孔低渗复杂断块油藏［1］，平面和层间物性差异大，非均质性强，与大庆外围油田相比，开发难度大，有效动用程度低，主要问题是：①断层发育、断块规模小，80%断块的含油面积小于2 km2。②地层渗透率低：特低渗透储层占80%以上，其中，超低渗透储层达61%。③单井产量低：49.6%老井产量低于1 t／d，90.4%新井产量低于2 t／d。④注水井注水压力高：80%的开发层系水井顶破裂压力注水，部分层系注水压力甚至超过地层破裂压力，常规压裂注水开发难以建立有效驱动体系。整体压裂改造技术是低渗透注水开发油田高效开采的有效方法［2］，能够有效解决低渗透储层“注不进”、“采不出”的技术难题。因此，在海拉尔油田苏301区块开展了大井距、小排距的矩形井网整体压裂注水开发技术研究及现场试验，实现了区块的整体有效动用。

1 区块概况

苏301断块位于海拉尔苏仁诺尔油田西南部，属于低孔中低渗油藏，主要开发层系为南一段，石油探明地质储量90×104t，含油面积1.7 km2。区块构造整体中部和北部低洼，北西及南东抬高，中部地层平缓，构造高点在研究区西部苏3井附近，海拔－1 060 m，构造低点在研究区北部，海拔－1 600 m（图1）。南一段顶面微幅度构造较发育，共解释出面积大于0.2 km2的局部圈闭2个，面积为2.49 km2和0.22 km2，闭合高度250 m和17 m。

目前研究结果表明：矩形压裂井网是低渗透油藏开发的最优井网［3－4］，即采用平行裂缝方向、大井距、小排距的线性注水方式。确定以苏301井区南部断层为界（图2），在物性较好的北部部署300 m×150 m矩形井网，在物性较差的南部部署300 m×120 m矩形井网，井排方向均为北东49.8°。

图1 苏301区块南一段顶面构造

图2 苏301区块开发井位设计

2 整体压裂开发技术

针对苏301区块储层物性差异大的特点，通过建立人工裂缝与井网的匹配、导流能力与地层渗透率匹配，裂缝剖面与储层厚度匹配、压裂液与储层物性匹配的研究，使得井间油水有效驱动，实现了低渗透储层有效动用，提高整体开发效果，。

2.1 人工裂缝与井网的匹配

2.1.1 人工裂缝与砂体展布匹配

苏301区块储层为扇中前缘的薄层席状砂体，主要为湖底扇砂体，具有厚度小、层数多的特点。因此，根据砂体分布及油水关系，通过建立油水井连通剖面，优选连通性好的井段实施压裂改造（图3）。

图3 油水井砂体连通剖面成果

2.1.2 人工裂缝与井排方向的匹配

在区块评价阶段进行了微地震裂缝方位监测研究，监测结果显示（表1），裂缝方向在北东65°～170°之间，方位变化较快，与井排方向误差15°～120°。因此，整个区块整体压裂过程中，无法采取统一的裂缝方位优化裂缝长度。

表1 苏301区块裂缝方位评价结果

对于低－特低渗透储层，形成较长的人工裂缝可以大大增加波及面积，提高单井产能。而对于井网注水开发的油水井，当实施人工裂缝时，注水井裂缝和采油井裂缝容易相互贯通，造成水窜，使得油井见水提前，采油量下降［5］。因此，需要控制合理的裂缝长度。通过人工裂缝的偏转角度（与井排方向夹角）与油水井裂缝间距之间关系分析得知，人工裂缝偏转角度越大，油水井裂缝间距越小。当人工裂缝方位与油水井方位一致时，整体压裂油井水淹风险最大，即300m×150m井网条件下，人工裂缝方位与井排方位偏转45°，300m×120m井网条件下，人工裂缝方位与井排方位偏转38.9°，油水井的人工裂缝间距最小、见水最快。

因此，提出了整体压裂裂缝“安全间距”理念，即在无法判断人工裂缝走向时，设定油水井人工裂缝最小间隔距离，可避免水淹，并为以后的技术措施留有余地。不同油水井穿透比及人工裂缝间距之间的关系见表2。

表2 油水井裂缝半长优化结果计

2.2 导流能力与地层渗透率匹配

苏301区块地层渗透率差异较大，一般在（0.13～87.5）×10－3μm2之间，平均值仅为2.15×10－3μm2。为更好地匹配导流能力与地层渗透率的关系，保证注水效果的长期稳定，提高单井压后产能，在确定注水井和采油井最佳裂缝穿透比的条件下，根据不同区块地层渗透率条件，优化设计合理的导流能力［6］（表3）。

表3 不同地层渗透率裂缝导流能力优化设计

2.3 裂缝剖面与储层厚度匹配

苏301区块储层厚度差异较大，单层厚度0.4～11.6m，平均仅为1.1m，隔层厚度小于10m的油层达49.3%，同时，11.0%的储层发育底水。通过三维裂缝形态模拟、优化施工参数，结合裂缝高度控制技术［7］，提高了裂缝控制效果，现场应用35口井45层，工艺成功率达到95.5%（表4）。

表4 多种控缝高技术应用情况

2.4 压裂液与储层物性匹配

针对储层低－特低渗透的特点，研制了对油层具有良好适应性的低浓度羧甲基羟丙基胍胶压裂液［8］，使得水不溶含量较羟丙基胍胶降低90.2%（表5），残渣减少79.2%，大大降低了储层和裂缝的伤害程度。

表5 羧甲基羟丙基胍胶与羟丙基胍胶性能对比表

3 现场试验

现场共实施压裂39口井，其中，油井23口，水井16口，压裂后初期平均单井日产液3.4t，日产油2.6t，采油强度0.41t／（d·m）；水井平均单井日注水15m3，达到了产能设计要求。

苏301－40－49水井，设计缝长180.0m，压后完成日配注入量10m3。水驱前缘微地震监测显示（图4），优势注水方位NE62.6°，波及长度172.7m，波及宽度100.5m。邻井苏301－38－48油井已经见到较好效果（图5），初期日产液3.1m3，日产油1.26t，含水59.3%，目前，日产液2.7m3，日产油1.67t，含水38.0%。

图4 苏301－40－49井水驱前缘叠加示意图

4 结论与建议

图5 苏301－38－48井生产动态曲线

（1）苏301区块整体压裂注水开发实践表明，整体压裂开发技术可以建立油水井注水开发有效驱替体系，并能有效提高低渗透储层的动用程度和整体开发效果。

（2）对于人工裂缝方向变化较快的区块进行整体压裂时，需充分考虑人工裂缝与井网合理匹配关系，应进行单井 “个性化”裂缝参数优化设计，以避免油井见水过快和发生水淹情况的发生。

（3）通过优化油水井人工裂缝最小“安全间距”，可为复杂应力场整体压裂注水开发提供新思路。

（4）结合全缝长三维模拟技术，进一步完善施工工艺，以避免单翼裂缝突进，导致水淹情况的出现。

［1］ 李文学，李建民，谢朝阳.海拉尔复杂断陷盆地油气勘探与开发［M］.北京：石油工业出版社，2006：30－55.

［2］ 蒋廷学，王宝峰，单文文，等.整体压裂优化方案设计的理论模式［J］.石油学报，2001，22（5）：58－62.

［3］ 王伯军，张士诚，李莉.基于地应力场的井网优化设计方法研究［J］.大庆石油地质与开发，2007，26（3）：55－59.

［4］ 李松泉，唐曾雄.低渗透油田开发的合理井网［J］.石油学报，1998，19（3）：52－55.

［5］ 隋微波，张士诚.低渗复杂断块整体压裂裂缝参数优化设计［J］.石油勘探与开发，2007，34（1）：98－103.

［6］ 史庆轩，杨民瑜，高文岭.低渗透油田整体压裂方案研究—以台1区块为例［J］.长江大学学报（自然科学版），2010，7（2）：62－65.

［7］ 胡永全，谢朝阳，赵金洲，等.海拉尔盆地人工隔层控缝高压裂技术研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2010，7（2）：70－72.

［8］ 罗彤彤，卢亚平，潘英民.羧甲基羟丙基瓜尔胶合成工艺的研究［J］.化工时刊，2007，21（2）：26－27.

Aim at the low permeability reservoir characteristics of the Su 301 block in Hailar oilfield，a large well spacing and small row spacing rectangle well pattern integral fracturing water flooding field test is launched，through the artificial fractures and pattern matching，conductivity and permeability matching，profiles and reservoir thickness matching，fracturing fluid and reservoir properties matching，the overall effective use of block is realized.It is applied in 39 wells 98 formations，construction success rate reached 98.8%after pressure average single well oil production is 2.6 t，production strength is 0.41 t／d·m，average single well water injection is 15 m3，which achieved production design requirements.

107Research and application of integral fracturing technology in Su 301block of Hailar oilfield

Wang Xianjun et al（Production Engineering Institute，Daqing Oilfield Co.Ltd.，PetroChina，Daqing，Heilongjiang 163453）

Hailar oilfield；Su 301 block；integral fracturing

TE357.1

A

1673－8217（2012）04－0107－03

2011－10－21；改回日期：2011－12－13

王贤君，高级工程师，1968年生，1989年毕业于大庆石油学院石油地质专业，现从事采油工程技术研究工作。

刘洪树