洛河油田“平注平采”整體壓裂工藝技術研究

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

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洛河油田“平注平采”整體壓裂工藝技術研究

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

針對天然能量彈性開發的致密低滲透油藏水平井壓后初期產量高、產量遞減快、穩產難度大等難點，為了進一步提高鄂爾多斯盆地洛河油田長7儲層的開發效益，基于儲層工程地質特征，單井測錄井及井網條件，采用油藏數值模擬和全三維壓裂設計軟件相結合的方法，優化了“平注平采”水平井組的裂縫形體布局，裂縫參數及施工參數。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、裂縫條數為7～9條，裂縫半長為120～150m，導流能力為30～40μm2·cm，遠離注水水線位置的施工排量為4.0～4.5m3/min，規模為35～40m3，離水線近位置的施工排量為3.0～3.5m3/min，規模為22～28m3。通過現場試驗，壓后水平井試油期間日產油量5t，關井注水地層能量達110%時開井生產，LH1-2-7P16井穩定日產油量5.1t，LH1-2-7P18井穩定日產油量3.8t，相比鄰近水平井分別提高了1.7和2.3倍，增產效果明顯，實現了區塊水平井組整體開發的技術突破，為其他類似油藏開發提供技術依據。

鄂爾多斯；致密低滲透油藏；平注平采；整體壓裂；設計優化；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，儲層壓裂改造主要以“造長縫”的單井壓裂設計理念為主，形成單一裂縫。由于泄油面積有限，單井產量遞減較快，壓后投產1mon后穩定日產液15.54t，日產油4.21t。但隨著生產時間延續，地層能量下降較快，投產6mon后平均日產液4.6t，日產油1.6t，整體開發效果較差，儲層未達到經濟有效開發。另外，油區內多溝壑，大部分位于自然保護區或水源區，井場征地困難，環保壓力大。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成本，加快利用水平井組進行整體開發的步伐，結合儲層特征，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、裂縫參數和施工參數優化研究。

1 壓裂工藝優化

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

1.1 優選原則

1)滿足注采井網整體壓裂實施要求。①在注采井網條件下，為了進一步擴大改造體積，增加裂縫復雜性，達到提高產量目的；綜合考慮單井位置及注入水線情況，采用注采井網整體壓裂技術，以提高改造體積和整體開發效果目的。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，增大加砂規模，盡可能擴大井網內的泄油面積。③縮短施工作業周期。

2)優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缺點、現場應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、分段同步破膠技術現場應用成熟，施工成功率高，對儲層的二次傷害小。

3)提高單井產量。從各種固井完井水平井壓裂工藝壓后效果對比表明，采用連續油管帶底封分段壓裂工藝壓后試油期間平均日產液為25.0t，日產油為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液為17.5t，日產油為1.0t。從提高單井產量角度來看，優選連續油管帶底封分段壓裂工藝。

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

1.2 優選結果

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效益，降低作業成本，探索更為有效的考慮能量補充的注采井網形式。因此從滿足整體壓裂實施要求、提高單井產量、縮短作業周期等方面綜合考慮，優選連續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 壓裂方式優化

針對洛河油田3口水平井組部署情況，依據地質優化方案結果，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。因此，從地質部署及考慮能量補充的需要，優化水平井組采用依次壓裂的方式進行改造。

2 整體壓裂設計優化

2.1 優化原則

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

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)針對斷裂及裂縫發育區，控制縫長和規模，避免溝通斷層，達到有效溝通天然裂縫的目的。

2.2 裂縫條數優化

合理的裂縫間距應綜合考慮儲量動用程度和保證水平井具有較高的產能。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象。在壓裂后油井投產初期，裂縫數目越多，油井的日產量越大，但隨著生產時間的延續，不同裂縫條數下的油井日產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為油井生產壓差，MPa；k為有效滲透率，mD；μ為流體黏度，mPa·s。

根據LH1-2-7P16井、LH1-2-7P18井這2口井的鉆井數據、測井數據和該井區長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 裂縫半長優化

圖2 不同裂縫長度與累計產油量的關系

圖3 導流能力與單井日產油量的關系

圖4 導流能力與日產油量增幅的關系

水平井壓裂支撐縫長越長，滲流面積越大，儲量動用率越高。依據地質部署結果，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值模擬模型，通過優化得到，隨著裂縫長度增加，日產油增幅逐漸變緩，最終優化裂縫半長為120～150m(見圖2)，此時井組累產油量最高，其改造效果最好。

同時針對“平注平采”的注采井網試驗區井網井距，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，優化穿透比為2/5。

2.4 裂縫導流能力優化

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

2.5 施工參數優化

結合儲層工程地質特征、單井鉆遇測錄井顯示情況以及考慮井網條件來對參數進行優化。采用全三維壓裂設計軟件對壓裂施工程序進行優化，具體優化結果如表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、加砂規模及前置液比例，設計排量4.0～4.5m3/min，加砂規模35～40m3；靠近A靶點附近，避免縫間干擾，結合對應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優化表

3 現場試驗及壓后效果

3.1 現場試驗

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%，均按照設計完成加砂。具體施工數據見表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統計表

3.2 壓后效果

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

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的有效途徑。

2)初步形成了適合叢式水平井組整體壓裂設計參數優化技術，其“平注平采”整體壓裂屬國內首次，為其他油田采用水平井組補充能量開發提供經驗借鑒。

3)建議繼續開展水平井組整體壓裂設計優化研究，探索不同油藏條件、不同井網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效果。

圖7 LH1-2-7P16井生產曲線

圖8 LH1-2-7P18井生產曲線

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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，現主要從事儲層增產改造與現場應用方面的研究工作；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”整體壓裂工藝技術研究[J].長江大學學報(自科版)，2016,13(34)：51～56，73.