海上低滲油田壓裂選井選層影響因素及實例研究

陳 凱，姚為英，匡臘梅，馮高城，張海勇，張云鵬

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000）

從目前低滲油田開發狀況看，壓裂仍然是最為有效的改造動用技術。而壓裂選井選層作為基礎工作，直接影響壓裂后的增產效果。陸地低滲油田開發動用早，壓裂技術發展快且應用成熟，目前壓裂選井選層方法眾多，通過引入灰色關聯、聚類分析、模糊數學、神經網絡、專家系統等方法優選主要影響因素，分配權重，并形成軟件程序，實現選井選層的定量化、自動化[1-12]。但這類方法均需要大量統計數據用于算法模型的學習，才能達到較高精確度。

而海上低滲油田因經濟界限、平臺空間及安全風險等特點，開發動用晚，壓裂經驗及數據資料較少，難以利用上述成熟方法。因此，本文主要探討在目前技術條件下，如何定性、半定量的對海上低滲油田開展壓裂選井選層研究。

1 選井選層影響因素分析

通過對陸地低滲油田壓裂已有經驗的調研分析，油藏壓裂改造要考慮地質油藏、工藝工程及經濟效益等多方面因素，在保證增大有效泄油面積、提高油藏開發效果的同時，控制含水上升速度[13-16]。結合海上低滲油田開發特點及資料獲取難易程度，重點考慮以下影響因素：

一是目標油層的剩余儲量應達到一定規模，保證壓后增產的物質基礎，滿足經濟評價要求；二是目標油層的含油面積及厚度等參數應相對較大，保證裂縫在平面及縱向的延伸，滿足設計的壓裂規模；三是考慮目標油層的油水界面及隔夾層厚度，避免壓穿鄰層或溝通水層造成水淹；四是考慮目標油層的井層含水狀況，挖潛剩余油區，避免裂縫溝通無效的水淹區；五是目標油層應具有一定的地層能量，保證壓裂的有效期及整體效果；六是若為水平井壓裂，水平井段方位應與最大主應力方向有一定角度，有利于壓裂造縫的有效開啟。

2 實例研究

2.1 目標區塊地質油藏特征

目標區塊為一低幅度背斜構造，整體為北西-南東向，儲層巖性為中粗粒長石石英砂巖和長石巖屑砂巖，屬中低孔、中低滲儲層。油藏埋深2 537.8 m～2 986.9 m，地層壓力27.49 MPa～28.81 MPa，地層溫度126.2 ℃～127.7 ℃，地飽壓差34.679 MPa。地層條件下，原油密度0.767 g/cm3～0.791 g/cm3，原油黏度5.98 mPa·s～6.20 mPa·s，原油性質好，整體表現為輕質、低黏度、中等凝固點。目前日產油309.6 m3，綜合含水90.4 %，累產油70.6×104m3，采出程度17.6 %。

2.2 壓裂層位及油井優選

2.2.1 油藏剩余地質儲量 考慮利用平臺壓裂，粗略估算海上單井分段壓裂費用約在1 000 萬元，結合油價、單井控制儲量及壓后普遍增油效果情況，儲層剩余地質儲量至少應在20×104m3左右。統計目標區塊目前各油藏剩余地質儲量滿足要求的為2980、2900、2890和2600 層，基本可以保證壓后增產基礎，滿足經濟指標（見圖1）。

圖1 目標區塊油藏儲量分布圖

2.2.2 油層基礎物性條件 根據資料統計，2600、2890、2900、2980 四個儲層含油面積和有效厚度相對較大，儲層物性相對較差，可進行壓裂改善物性（見圖2）。

圖2 目標區塊儲層基礎物性條件統計圖

表1 目標區塊儲層油水界面及隔夾層分布統計表

2.2.3 油水界面及隔夾層 2600 和2890 層為邊水油藏，無溝通邊水風險，而且上下均有一定厚度的隔層，不會壓穿鄰層，可實施壓裂；2900 和2980 層為底水油藏，層內無有效夾層，難以控制裂縫高度，易壓穿底水，不建議壓裂（見表1）。另外，隔夾層厚度控縫高僅為經驗分析，裂縫實際延伸高度應結合巖心應力實驗及壓裂軟件模擬進行研究。

2.2.4 生產井狀況 2600 和2890 層分別有1 口水平井投產，其中22H1 井生產2600 層，日產油146.1 m3，日產液334.8 m3，含水率56.3 %，生產狀況良好；24H2井生產2890 層，截止2018 年2 月底日產油8.8 m3，日產液55.0 m3，目前已關停，生產狀況相對較差。因此，優先選擇24H2 井進行壓裂改造（見圖3）。

2.2.5 油藏水淹狀況 結合沉積相、生產動態及剩余油飽和度圖綜合分析，2890 層邊水沿北東及南西兩個方向侵入。24H2 關井前含水較高，但油藏采出程度只有14.7 %，表明邊水為指進，并未整體水淹，仍有挖潛空間。

2.2.6 地層能量 容積法計算2890 層水體體積約為原油體積的52.17 倍，水體能量較充足。根據天然能量評價圖版，2890 層累產油4.78×104m3，原始地層壓力28.62 MPa，2018 年4 月測壓23.97 MPa，屬于天然能量較充足油藏（見圖4）。

圖3 22H1 及24H2 井生產曲線

圖4 目標區塊2890 層天然能量評價圖版

2.2.7 24H2 井水平段方位 測井資料分析最大水平主應力方位NE165°，24H2 井眼方位為NE120°～130°，邊水侵入方向與水平井段基本垂直。而裂縫沿最大主應力方向延伸，與水平井段及邊水侵入方向均有一定夾角，既可保證壓裂增產效果，又可避開優勢水流通道，降低含水率。

根據油藏儲量、儲層基礎物性條件、油藏類型、油水界面、隔夾層、生產動態、地層能量及水平井段方位，最終優選了2890 層24H2 井作為壓裂改造井層。

2.3 壓裂參數設計及效果預測

目標井根據生產管柱情況（7"打孔管），優選拖動管柱式水力噴射分段壓裂工藝；根據模型模擬、儲層砂體分布及隨鉆測井資料選取了水力噴射點；優選耐高溫、耐剪切能力強的海水基壓裂液體系，采用連續混配施工工藝；優選20/40 目低密高強度陶粒作為主壓裂支撐劑；采用低排量工藝控制裂縫在縱向上的延伸。根據壓裂設計及數模軟件模擬，預測壓裂后累增油4.65×104m3。

3 結論

現有技術及數據資料條件下，海上低滲油田壓裂選井選層可從儲層剩余儲量、基礎物性條件、油水界面、隔夾層、井層生產動態、地層能量及水平井段方位等因素開展定性、半定量的優選研究。

另外，海上低滲油田壓裂施工應綜合考慮平臺空間及承重，確保施工的順利開展；盡量聯合作業、批量施工，降低單井平均作業成本。