紅河油田長8油藏水平井分段壓裂參數優化研究

胡艾國，何 青，陳付虎，姚昌宇，熊 娟

（1.中國石化華北分公司工程技術研究院，河南鄭州450006；2.國內貿易工程設計院設計三所）

1 儲層地質特征

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西緣天環向斜的南段，地層平緩西傾，構造南東高，北西低，在西傾單斜背景上由差異壓實作用形成了由東向西傾沒的系列低幅鼻狀隆起。水平井開發目的層主要為長8、長9儲層，其中，長8后期沉積演化為湖相三角洲平原亞相沉積，儲集砂體為湖泊三角洲分流河道砂體，砂體的空間展布特征直接受沉積相帶控制，并受河道發育規模和展布方向的制約［1-3］。長8儲層砂巖主要由細砂和少量中砂組成，儲集層砂巖的巖石類型以長石巖屑、巖屑長石砂巖為主，孔隙度為4.4%～14%，平均孔隙度為10.8%，滲透率0.10～0.64×10-3μm2，平均滲透率為0.4×10-3μm2，普遍具有低孔特低滲透特點，儲層部分區域天然裂縫發育，平面上非均質性強。

2 水平井分段壓裂設計參數優化

水平井分段壓裂設計優化技術是水平井分段壓裂配套技術之一，也是決定壓裂增產效果的關鍵技術。該優化技術在水平井分段壓裂產能預測模型的基礎上，針對油田典型工程地質參數，如油藏壓力、深度、厚度、孔隙度和滲透率等，開展了各項壓裂設計變量對產能影響的數值模擬研究［4-6］，通過優選經濟合理的設計參數，為紅河油田的水平井分段壓裂設計提供科學依據。

2.1 裂縫方位優化

根據裂縫起裂理論，當水平井井筒與水平最大主應力方向一致時，壓后產生縱向單裂縫；當井筒與最小主應力方向一致時，壓后產生橫向裂縫。利用數值模擬方法對不同井筒方向與裂縫方位夾角對產量的影響進行了模擬，結果表明當井筒方向與裂縫方位垂直時累計產油量最高。

2.2 裂縫導流能力優化

裂縫導流能力主要影響壓后的穩產期［7］，對特低滲透油藏而言，隨著裂縫導流能力的逐漸升高，壓后產量也逐漸升高；但增加到一定程度時，壓后產量的增幅越來越小。研究選取一個基本的單段水平井模型（水平段長120 m，裂縫半長150 m），進行了單段裂縫導流能力優化（圖1）。

從圖1中可看出，裂縫導流能力對日產油量的影響期為1年內，結合紅河油田長8儲層物性特征，推薦基質層段裂縫導流能力為25～35μm2·cm，裂縫發育層段裂縫導流能力為40～50μm2·cm。

2.3 裂縫半長優化

選取水平段模型（水平段長120 m），在不同滲透率條件下，開展了裂縫長度對壓裂產能影響模擬研究，模擬結果見圖2。

從圖2中可看出，優化的裂縫半長與儲層滲透率成反比，即儲層滲透率越低，所需裂縫半長越長，且裂縫長度對單井產量的影響越明顯，根據紅河油田長8油藏儲層物性特征，推薦基質層段壓裂裂縫半長為130～170 m，裂縫發育段壓裂裂縫半長為90～120 m。

圖1 不同滲透率條件下日產油量增加倍數與導流能力的關系

圖2 不同滲透率條件下日產油量增加倍數與裂縫長度的關系

2.4 裂縫間距優化

根據裂縫導流能力和裂縫半長的優化結果，對三種不同物性條件下的模型開展了不同裂縫間距對壓后產能影響的模擬研究（表1、圖3）。

從圖3中可看出，裂縫間距與儲層滲透率成反比，儲層滲透率越低，所需裂縫條數越多，間距越短，同時裂縫條數的增加，極大地增大了壓力波及面積，這將有效地提高油井的產油能力，并且隨著裂縫條數的增加，裂縫之間的壓力干擾作用也在增強。根據紅河油田長8油藏儲層物性特征，優化基質區裂縫間距為90～110 m，裂縫發育區裂縫間距120～140 m。

3 水平井分段壓裂施工參數優化

3.1 施工排量優化

壓裂施工排量的選擇取決于多種因素。通常情況下高排量可以提高裂縫寬度，降低濾失時間，提高壓裂效率，但壓裂管柱的尺寸及相應的摩阻和費用限制了泵注排量，為此開展了不同施工排量對裂縫幾何參數和導流能力影響的模擬研究（圖4～5）。

表1 裂縫間距優化模型及基本參數

圖3 不同物性條件下日產油量增加倍數與裂縫條數的關系

圖4 不同排量下裂縫幾何形態的變化情況

圖5 縫高隨排量的變化情況

由圖4可知：裂縫導流能力隨排量的增加先減小后增大，但都能滿足設計要求。動態縫長隨著排量的增大而增大，支撐縫長隨著排量的增加先增大后減小，在排量為3.5～4.0m3／d時達到最大。由圖5可知：隨著排量的增大，縫高增大，因此，對于要求控制縫高的儲層，壓裂應選用較低的排量。結合紅河油田長8油藏儲層物性特征，基質型施工的施工排量為2.5～3.5 m3／min，裂縫區施工排量為3～4 m3／min。

3.2 前置液比例優化

選取紅河油田水平井壓裂常用的入井材料和泵注程序，模擬不同濾失系數下前置液比例對裂縫形態的影響（表2）。從中可知，當濾失系數為3 時，隨著前置液比例的增加，動態縫長和導流能力也在增加，但支撐縫長減小；當濾失系數為5時，隨著前置液比例的增加，動態縫長和支撐縫長都相應增加，裂縫導流能力減小。根據前面數值模擬優化結果，當縫長130～170 m，導流能力25～35μm2·cm 時，目前的設計都能達到裂縫導流能力的需要。建議采用較低級別的支撐劑或降低砂比以降低成本，因此，當濾失系數為3時，優化前置液比例為35%；當濾失系數為5時，優化前置液比例為40%，當濾失系數達7時，建議采用綜合降濾失技術并提高排量，以達到設計要求。

表2 前置液比例對裂縫形態的影響

3.3 平均砂比優化

砂比是壓裂施工過程中一項重要參數，因此，開展了平均砂比對裂縫參數影響的數值模擬研究。

砂比對動態縫長、支撐縫長和縫高的影響甚微，但隨著砂比提高，裂縫導流能力顯著增大，在砂比為20.4%時，模擬導流能力也可滿足壓裂對裂縫導流能力的需求，綜合分析砂比對施工過程的影響，優化基質儲層的平均砂比為22%～24%，裂縫區平均砂比為24%～26%。

3.4 分段加砂量優化

通過數值模擬得到加砂量對裂縫參數的影響情況。支撐裂縫長度和導流能力隨著砂量增加而增大，在相同砂量、砂比和前置液的情況下，儲層滲透性越好，支撐縫長越短，導流能力越好。根據紅河油田長8油藏儲層特征和優化的導流能力、裂縫半長，優化基質區加砂量為30 m3，裂縫發育區加砂量為20 m3。

4 現場應用

HHxPx井是紅河油田的一口水平井，水平段長1 014 m，鉆遇砂巖962 m，水平段方位165°，與裂縫夾角為90°，利用裸眼封隔器對該井進行10段壓裂，其優化后的施工參數見表3。

該井壓裂施工后壓力正常，壓后關井2 h放噴，初期最高日產油34.1 t，目前日產液18.1 m3，日產油9.39t，累計生產301 d，累積產油5 108t，增產效果顯著（圖6）。

表3 HHxPx井壓裂設計參數

圖6 HHxPx井生產曲線情況

5 結論

（1）通過對紅河油田長8油藏水平井分段壓裂參數的優化，明確了基質型儲層和裂縫性儲層的施工規模，現場應用結果表明參數優化合理，增產效果明顯。

（2）目前參數優化技術只是針對管外封隔器分段壓裂工藝的，對于水力噴射以及套管固井完井壓裂工藝的參數優化還有待進一步研究。

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