曾 嵘，张 燃，邓元洲

(1中国石油西南油气田分公司工程技术研究院2成都理工大学能源学院3中国石油西南油气田分公司安全环保与技术监督研究院4四川川庆石油钻采科技有限公司)

在Y151致密油藏开发过程中，仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。根据Y151井区的地质特征选择进行水平井缝网压裂改造，因此有必要根据Y151井区的地质情况进行水平井缝网压裂适应性进行评价，准确评价Y151井区块水平井缝网压裂适应性和优化水平井缝网压裂参数，对Y151区块的高效开发具有十分重要的意义。

自20世纪90年代以来，国内外许多学者［1－3］对水平井缝网压裂进行了研究，水平井缝网压裂是低渗透致密油藏的主要开发技术，在增大水平井泄流体积、延长稳产时间、提高采收率和产能方面有显著作用［4］。缝网压裂是指通过压裂技术形成主裂缝和分支缝组成的纵横交错的“缝网系统”，从而增大泄油面积，提高储层增产效果，改善渗流通道［5］，达到提高单井产量和动态控制储量的目的。目前缝网压裂技术还处于初步发展阶段，缝网压裂水平井的极限井距和压裂参数优化研究还不多［4－6］，不能满足低渗透油藏缝网压裂的需要。因此利用水平井和缝网压裂水平井地层压力分布函数论证缝网压裂水平井有效压力驱替系统，确定缝网压裂水平井的极限技术井距，对缝网压裂水平井压裂参数进行优化预测，为Y151井区水平井缝网压裂提供理论和技术支持。

一、Y151井区水平井缝网压裂适应性研究

(1)地应力方向明确，人工裂缝与水平井筒配合，缝网压裂储层改造体积大。

由于工区的最小主应力与人工裂缝方向相垂直，因此根据最小主应力与水平段井轨迹匹配关系可以确定人工缝形态为垂直缝、斜交缝和平型缝［7］。

从Y258－D140井、Y266－D144井、Y270－144井、Y262－140井等缝网压裂微地震井中监测成果资料表明，Y151井区最大水平主应力方向为NE 85°，人工缝延伸方向为NE 80°～NE 90°之间，裂缝延伸方向较明确，有利于水平井分段压裂裂缝的方位控制，有利于提高储层改造体积。

(2)Y151井区夹层厚度小、储层和隔层的应力相差小，裂缝纵向穿层概率大。

Y151井区储层主要发育在FⅡ1、FⅡ2－1等小层、层内夹层厚度在5 m内，储隔层的地应力差小于4．3 MPa，水平井在大规模缝网压裂过程中，人工裂缝易在纵向上穿层，沟通纵向层位，储层改造体积增大。

(3)Y151井区水平地主应力差小，岩石脆性指数较高，缝网横向波及宽度较大。

Y151井区扶杨组油层岩石杨氏模量15～16．5 GPa，泊松比0．22～0．26，计算脆性特征参数35．9，岩石脆性指数能满足形成缝网的基本地质要求。试验区平均最大和最小水平主应力分别为31．8 MPa和28．7 MPa，应力差异系数为0．11，最大最小水平地应力差在3 MPa左右，有助于提高缝网横向波、宽度及储层改造体积。

通过Y151井区地应力方向、脆性指数及储隔层地应力之差等地质因素的认识，确定Y151井区适合进行水平井缝网压裂。

二、Y151井区缝网压裂水平井合理井网井距论证

1．水平井、缝网压裂水平井地层压力分布函数

地层压力分布和启动压力梯度是确定缝网压裂水平井合理井距的关键条件，因此建立水平井和缝网压裂水平井地层压力分布函数，确定各井型地层压力分布及地层压力分布梯度，结合工区渗透率和启动压力梯度，从而确定不同井型的合理井距。

利用格林函数和原函数的性质，径向无限大顶底封闭油藏的瞬时点源函数扩散方程的数学模型为［9］:

假设流入、流出井筒附近流体由与X平行的线源提供，水平井段短长度2LH，水平井段中心坐标(XW，YW，ZW)，在X方向从XW－Lh到XW+Lh对式(1)进行积分，可得水平井地层压力分布函数的拉式空间解:

对式(3)在y方向积分，即可得到缝网压裂水平井地层压力分布函数:

通过Microsoft Visual C++6．0软件编程计算水平井和缝网压裂水平井的地层压力分布，水平井地层压力近井地带呈椭圆分布、远井地带呈径向分布，压降主要发生在井底50 m范围内;缝网压裂水平井地层压力分布特征:近井附近呈椭圆，远井为径向分布。根据三种井型地层压力分布函数，结合势的叠加理论，论证水平井和缝网压裂水平井的驱替压力分布情况。压裂水平井地层压力近井地带呈类似椭圆分布，远井地层呈径向分布。利用前面建立的压裂井、水平井、缝网压裂井的地层压力计算公式，结合势的叠加理论，可以论证水平井和缝网压裂井的有效驱替压力系统问题。

2．缝网压裂水平井有效压力驱替系统论证

根据工区实际渗透率和低渗透油藏启动压力梯度关系，依据压裂井、水平井、缝网压裂水平井地层压力分布函数和势的叠加理论，计算并绘制压裂井和水平井联布、缝网压裂水平井和压裂井联布的地层压力平面分布流线图，如图1和图2所示;当设置不同井半距可以计算出对应压裂井－水平井联布和压裂井－缝网压裂水平井联布的最小压力梯度，绘制最小压力梯度和对应井半距关系图，如图3和图4所示，根据图3和图4中的数据回归得到对应压裂井－水平井联布和压裂井－缝网压裂水平井联布的井半距与最小压力梯度关系，如式(5)和式(6)所示，可见最小压力梯度与井半距呈三次多项式关系。

压裂井－水平井联布井距与启动压力梯度关系:

图1压裂井－水平井联布地层压力分布流线图

图2压裂井－缝网压裂水平井地层压力分布流线图

图3压裂井－水平井地层压力梯度与井半距关系

图4压裂井－缝网压裂水平井地层压力梯度与井半距关系

压裂井－缝网压裂水平井联布井距与启动压力梯度关系:

根据工区现有启动压力梯度的大小，确定获得不同井型、不同渗透率情况下的合理井距。Y151井区启动压力梯度为0．05 MPa/m，带入式(5)和式(6)，计算得到压裂井－水平井联布的技术极限井半距为170 m，技术极限井距为340 m;计算得到压裂井－缝网压裂水平井联布的技术极限井半距为190 m，技术极限井距为380 m。

3．模型验证

本文缝网压裂井距的验证是通过工区已进行缝网压裂的水平井的微地震监测结果来验证的。Y258－D140井缝网压裂微地震监测结果看出主力层FⅡ3和FⅡ1的平均裂缝长度为297 m，裂缝半长为148．5 m，再根据该工区主力层普通压裂井的有效控制半径主要集中在40～60 m，因此压裂井和缝网压裂水平井的极限井距为188．5～218．5 m，与本文预测的压裂井与缝网压裂水平井联布的井距非常接近，验证了本文模型的准确性。

Y151井区有水平井Y260－D142和邻井为直井的Y262－D144，二者井距为370 m，在未对Y260－D142进行缝网压裂前，同位素追踪结果显示Y260－D142和Y262－D144没有建立有效驱替系统。Y151井区采用本文确定的技术极限井距进行压裂方案设计，对水平井Y260－D142进行缝网压裂，通过同位素追踪技术，结果发现注水井Y262－D144和缝网压裂水平井Y260－D142建立了良好的驱替系统，Y260－D142水平井压裂后采油井稳产时间长，产量从0．28 t/d增加到5．8 t/d。

三、结论

(1)Y151井区主力层夹层厚度小、储隔层应力差小，裂缝纵向穿层概率大;Y151井区应力方向明确，水平地主应力差小，岩石脆性指数较高，缝网横向波及宽度和储层改造体积较大，Y151井区可进行水平井缝网压裂。

(2)根据水平井和缝网压裂水平井地层压力分布函数建立压裂井－水平井联布及压裂井－缝网压裂水平井联布对应的有效压力驱替系统，获得驱替系统最小压力梯度和井半距的函数，成三次函数关系，根据Y151井区启动压力梯度0．05 MPa/m，确定了压裂井－水平井联布的极限井距为340 m，压裂井－缝网压裂水平井联布的极限井距为380 m。