洛河油田“平注平采”整体压裂工艺技术研究

2016-12-29李国锋中石化华北油气分公司石油工程技术研究院河南郑州450006

长江大学学报(自科版) 2016年34期

李国锋 (中石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006)

李国锋 (中石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006)

针对天然能量弹性开发的致密低渗透油藏水平井压后初期产量高、产量递减快、稳产难度大等难点，为了进一步提高鄂尔多斯盆地洛河油田长7储层的开发效益，基于储层工程地质特征，单井测录井及井网条件，采用油藏数值模拟和全三维压裂设计软件相结合的方法，优化了“平注平采”水平井组的裂缝形体布局，裂缝参数及施工参数。裂缝采用不等间距交叉布缝(避开注水井水线位置)，缝间距为60～112m、裂缝条数为7～9条，裂缝半长为120～150m，导流能力为30～40μm2·cm，远离注水水线位置的施工排量为4.0～4.5m3/min，规模为35～40m3，离水线近位置的施工排量为3.0～3.5m3/min，规模为22～28m3。通过现场试验，压后水平井试油期间日产油量5t，关井注水地层能量达110%时开井生产，LH1-2-7P16井稳定日产油量5.1t，LH1-2-7P18井稳定日产油量3.8t，相比邻近水平井分别提高了1.7和2.3倍，增产效果明显，实现了区块水平井组整体开发的技术突破，为其他类似油藏开发提供技术依据。

鄂尔多斯；致密低渗透油藏；平注平采；整体压裂；设计优化；洛河油田

洛河油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，主要开发层位为延长组长7段油层，砂体厚度在14.0～23.0m，储层埋深浅(800～1200m)，温度在40℃左右，平均压力系数为0.90，孔隙度主要分布在8%～14%(平均孔隙度为10.8%)，渗透率主要分布在0.1～0.5mD(平均渗透率0.29mD)，属于低孔、低渗透致密砂岩储层。

长7储层前期水平井主要是采用天然能量弹性开发，储层压裂改造主要以“造长缝”的单井压裂设计理念为主，形成单一裂缝。由于泄油面积有限，单井产量递减较快，压后投产1mon后稳定日产液15.54t，日产油4.21t。但随着生产时间延续，地层能量下降较快，投产6mon后平均日产液4.6t，日产油1.6t，整体开发效果较差，储层未达到经济有效开发。另外，油区内多沟壑，大部分位于自然保护区或水源区，井场征地困难，环保压力大。因此，为了进一步提高洛河油田长7储层的储量动用程度和降低开发成本，加快利用水平井组进行整体开发的步伐，结合储层特征，开展了致密砂岩油藏“平注平采”丛式水平井组压裂工艺及整体压裂裂缝布局、裂缝参数和施工参数优化研究。

1 压裂工艺优化

借鉴国内外丛式水平井组压裂改造思路及经验，综合考虑水平井组单井位置、注采井网及应力状况，开展考虑能量补充的水平井网整体开发试验，探索整体压裂技术提高致密低渗透油藏的开发效益，提高最终采收率的有效性。

1.1 优选原则

1)满足注采井网整体压裂实施要求。①在注采井网条件下，为了进一步扩大改造体积，增加裂缝复杂性，达到提高产量目的；综合考虑单井位置及注入水线情况，采用注采井网整体压裂技术，以提高改造体积和整体开发效果目的。②针对距离水线近的压裂段，采用单簇射孔，适度规模加砂压裂；针对远离水线的压裂段，采用分段多簇射孔，增大加砂规模，尽可能扩大井网内的泄油面积。③缩短施工作业周期。

2)优选成熟的压裂工艺及压裂液配方体系。从洛河油田水平井不同压裂工艺优缺点、现场应用情况及压后效果来看，针对套管固井完井水平井，目前连续油管带底封分段压裂工艺已较为成熟。针对洛河油田中浅层储层，目前采用的中低温储层压裂液配方体系、分段同步破胶技术现场应用成熟，施工成功率高，对储层的二次伤害小。

3)提高单井产量。从各种固井完井水平井压裂工艺压后效果对比表明，采用连续油管带底封分段压裂工艺压后试油期间平均日产液为25.0t，日产油为3.9t；采用可钻桥塞分段压裂工艺压裂后试油期间平均日产液为17.5t，日产油为1.0t。从提高单井产量角度来看，优选连续油管带底封分段压裂工艺。

4)缩短作业周期。目前针对洛河油田固井完井水平井分段压裂段数为7～12段，若采用可钻桥塞分段压裂，其作业周期为3～5d；若采用连续油管低底封分段压裂工艺，仅需2～3d完成压裂施工。因此，从缩短作业周期和提高施工效率方面考虑，优选连续油管带底封分段多簇压裂工艺。

1.2 优选结果

图1 洛河油田“平注平采”丛式水平井组示意图

洛河油田实施“平注平采”水平井组(见图1)目的是提高水平井开发效益，降低作业成本，探索更为有效的考虑能量补充的注采井网形式。因此从满足整体压裂实施要求、提高单井产量、缩短作业周期等方面综合考虑，优选连续油管带底封分段压裂工艺进行丛式水平井组分段压裂。

1.3 压裂方式优化

针对洛河油田3口水平井组部署情况，依据地质优化方案结果，对中间水平井LH1-2-7P17井采用射孔后，不压裂，作为注水井进行补充能量；对LH1-2-7P16井和LH1-2-7P18井采用分段压裂后，作为油井进行生产。因此，从地质部署及考虑能量补充的需要，优化水平井组采用依次压裂的方式进行改造。

2 整体压裂设计优化

2.1 优化原则

1)先期对生产井压裂，待放喷见油3d后关井，开始超前注水，使原始地层压力上涨至110%时开井投产。

2)压裂段位置选择物性好、含油性好的层段进行改造。

3)压裂井段避开对应注水井段，采用交错式布缝方式，适当控制缝长，避免压裂注水井造成水淹。

4)针对断裂及裂缝发育区，控制缝长和规模，避免沟通断层，达到有效沟通天然裂缝的目的。

2.2 裂缝条数优化

合理的裂缝间距应综合考虑储量动用程度和保证水平井具有较高的产能。裂缝间距过大，会造成裂缝间储量的损失；间距过小，裂缝之间存在相互干扰现象。在压裂后油井投产初期，裂缝数目越多，油井的日产量越大，但随着生产时间的延续，不同裂缝条数下的油井日产量之间的差距越来越小。

通过低渗透油藏油井极限控油半径公式:

计算出裂缝的极限控油半径，裂缝间距取极限控油半径的2倍，可以达到提高储量动用程度和防止裂缝间干扰目的。式中，r极限为极限泄油半径，m；ΔP为油井生产压差，MPa；k为有效渗透率，mD；μ为流体黏度，mPa·s。

根据LH1-2-7P16井、LH1-2-7P18井这2口井的钻井数据、测井数据和该井区长7油层高压物性分析测试资料，计算得到该水平井组的裂缝极限控油半径为30～56m，则裂缝间距为60～112m。

2.3 裂缝半长优化

图2 不同裂缝长度与累计产油量的关系

图3 导流能力与单井日产油量的关系

图4 导流能力与日产油量增幅的关系

水平井压裂支撑缝长越长，渗流面积越大，储量动用率越高。依据地质部署结果，LH1-2-7P16井、LH1-2-7P18井距离LH1-2-7P17井分别为350、359m，建立整体压裂油藏数值模拟模型，通过优化得到，随着裂缝长度增加，日产油增幅逐渐变缓，最终优化裂缝半长为120～150m(见图2)，此时井组累产油量最高，其改造效果最好。

同时针对“平注平采”的注采井网试验区井网井距，采取注入井不压裂，压裂井水平段采用不等缝长裂缝形态布局：①注入井段不压裂；②靠近注入井井段采用控制缝长压裂，优化裂缝穿透比为1/3，压裂井段避开注入井水线位置；③远离注入井段采用分段多簇压裂，优化穿透比为2/5。

2.4 裂缝导流能力优化

裂缝导流能力是影响压裂水平井产能的敏感因素之一。模拟研究了不同导流能力条件下的水平井生产动态，结果表明，水平井压裂裂缝导流能力对日产油量的影响期集中在投产后1～2年内(见图3、图4)，随着水平井生产时间的延续，导流能力对日产油量的增加幅度影响越来越小，最后趋于稳定。根据该井区前期压裂设计参数和压后效果对比分析表明，为了满足压后产能要求，洛河油田长7油藏丛式水平井组整体压裂裂缝导流能力为30～40μm2·cm时，压后效果最好。

2.5 施工参数优化

结合储层工程地质特征、单井钻遇测录井显示情况以及考虑井网条件来对参数进行优化。采用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化，具体优化结果如表1所示，其中针对水平井组B靶点附近，为了扩大有效改造体积，造长缝，适当增大施工排量、加砂规模及前置液比例，设计排量4.0～4.5m3/min，加砂规模35～40m3；靠近A靶点附近，避免缝间干扰，结合对应注水井注入水线位置，为了避免沟通水线，采用控制缝长，适当控制加砂规模(22～28m3)，降低前置液比例，并降低施工排量(3.0～3.5m3/min)。

表1 水平井组整体压裂施工参数优化表

3 现场试验及压后效果

3.1 现场试验

2015年5月，在洛河油田开展了“超前注水、平注平采”整体压裂试验，其中对LH1-2-7P17井射孔后进行超前注水，对LH1-2-7P16井、LH1-2-7P18井这2口井采用连续油管带底封分段压裂。该井组整体压裂用时6d，累计压裂16段，施工成功率100%，均按照设计完成加砂。具体施工数据见表2，部分施工曲线见图5、图6。

表2 水平井组整体压裂施工参数统计表

3.2 压后效果

LH1-2-7P16井、LH1-2-7P18井压后试油期间初期产量在5t左右，压后放喷返排待井口不出液后关井；对LH1-2-7P17井开始注水，通过地层压力监测，待地层能量恢复至原始地层压力110%时进行投产，生产曲线见图7、图8。该井组注水3mon后进行生产，初期日产油在6t左右，目前LH1-2-7P16井平均日产油稳定在5.1t(日产液7.2m3)，单井累积产油在467t；LH1-2-7P18井平均日产油量稳定在3.8t(日产液5.8m3)，单井累产油308.2t,2口井稳产效果均较好。