張 燁，楊勝來，趙 兵

(1.中國石油大學，北京 102249;2.中石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

引 言

塔中油田順9井區(qū)志留系儲層埋深為5500～5650 m，地溫梯度為0.023℃/m，平均孔隙度為7.5%，試井滲透率為 0.158 ×10－3μm2，屬于典型的特低孔、超低滲油藏。該區(qū)水平井分段壓裂主要面臨以下難題:①儲層非均質性強，裂縫級數(shù)優(yōu)化難度大;②底水發(fā)育，油層距底水僅20 m，造長縫與控縫高存在矛盾;③超深、高溫的油藏條件對井下工具性能要求高。

順9CH井完鉆井深為5578.56 m(垂深)/6444.00 m(斜深)，水平段長675 m。

本文以順9CH井為例，通過油藏建模，優(yōu)化水平井裂縫級數(shù)，在地應力特征分析基礎上，采用壓裂設計軟件優(yōu)化控縫高方案，現(xiàn)場應用取得了成功。

1 分段壓裂級數(shù)優(yōu)化

1.1 數(shù)學模型

1.1.1 油藏模型

模型假設條件為:①油藏內的流動為三維兩相流動，油層水平;②油藏非均質，其滲透率具有各向異性;③地層和流體均微可壓縮，且壓縮系數(shù)保持不變;④忽略重力和毛管力影響;⑤考慮超低滲油藏啟動壓力。

式中:Ke為儲層絕對滲透率，10－3μm2;po、pw分別為油相、水相的分流體壓力，MPa;qo、qw分別為油、水流量，m3/s;ρw、ρo分別為油相、水相的密度，g/cm3;Sw、So、Swc分別為含水飽和度、含油飽和度和束縛水飽和度，%;φ 為孔隙度，%;μw、μo分別為水相、油相的黏度，mPa·s;G為啟動壓力梯度，MPa/m。

1.1.2 裂縫模型

假設條件為:①裂縫均質，其滲透率具有各向同性;②考慮裂縫導流能力隨生產時間失效;③裂縫中流體的流動為達西流動。

式中:Kf為裂縫滲透率，10－3μm2;Krof、Krwf分別為裂縫中油相、水相的相對滲透率;Bo、Bw分別為油相、水相的體積系數(shù);pf為裂縫內的流動壓力，MPa;Kf0為人工裂縫初始滲透率，10－3μm2;b為遞減系數(shù);t為生產時間，d。

1.1.3 邊界條件

根據(jù)順9CH井超低滲的特點，模擬計算時取油藏外邊界為封閉邊界，邊界處流量和壓力梯度均為零，將油藏模型和裂縫模型聯(lián)立后采用IMPES方法進行求解［1－2］。

1.2 裂縫級數(shù)優(yōu)化

對順9井進行歷史擬合，界定油藏模型的相關參數(shù):儲層滲透率為0.158×10－3μm2，裂縫半長為141 m，裂縫導流能力為 200 ×10－3μm2·m。利用順9井的油藏參數(shù)，結合順9CH井的測井等數(shù)據(jù)，通過自編程序進行模擬計算。

1.2.1 裂縫條數(shù)優(yōu)化

模擬計算裂縫段數(shù)對年產油量的影響(圖1)，順9CH井的年產油量隨裂縫段數(shù)增加而增加，增加幅度隨裂縫段數(shù)增加而下降，推薦最優(yōu)裂縫條數(shù)為6～7條。

圖1 順9CH井壓裂段數(shù)優(yōu)化

1.2.2 裂縫半長優(yōu)化

對于超低滲油藏，增加裂縫半長可有效提高單井泄油面積，降低近井生產壓差，達到提高改造效果的目的［3］。模擬計算裂縫半長對壓裂效果的影響(圖2)，以年產油量為目標，最優(yōu)裂縫半長為160～180 m。

圖2 順9CH井裂縫半長優(yōu)化

1.2.3 裂縫導流能力優(yōu)化

根據(jù)國內外低滲透油藏水平井分段壓裂改造經(jīng)驗，低滲油藏對人工裂縫導流能力要求不高［3］，模擬計算結果顯示順9CH井最優(yōu)導流能力為180×10－3～200 ×10－3μm2·m(圖3)。

圖3 順9CH井裂縫導流能力優(yōu)化

2 控縫高設計

2.1 地應力剖面計算

地應力預測主要采用橫波、縱波和密度測井進行［3］。順9CH井僅水平段進行過橫波測井，需要建立垂直剖面橫波預測模型。巖石物理研究表明:橫波對孔隙度、縱波和泥質含量敏感［4－5］，根據(jù)水平段實測橫波與中子孔隙度、縱波和泥質含量的多元相關性分析，建立橫波預測模型。

式中:Ts、Tc分別為橫波時差、縱波時差，μs/ft;VSH為泥質含量，%;ΦN為中子孔隙度，%。

根據(jù)式(6)進行直井段橫波預測，采用Anderson地應力模型進行垂向地應力剖面計算［3］，結果為94 MPa，實際測試壓裂閉合壓力為92.3 MPa，誤差為1.8%，可以滿足設計需要。

2.2 控縫高設計

控縫高技術目前主要采用降低液體黏度、加入下沉劑、降低排量和控制規(guī)模等方法。順9CH井壓裂目的層上部為43 m的泥巖蓋層(層間應力差為9 MPa)和12.5 m/2層差油氣層;下部泥巖隔層薄(層間應力差為7 MPa)，要求縫高小于60 m。

FracproPT2011壓裂軟件模擬結果(圖4)表明:采用壓裂液黏度控制縫高，最佳的前置液黏度為70～90 mPa·s，該結果與目前推薦的50～100 mPa·s壓裂液黏度相一致。

圖4 液體黏度對縫高的影響

控縫高下沉劑應具備適宜的沉降速度和良好的封堵效應。通過對下沉劑滲透率及下沉速度進行評價(圖5、6)，并結合國內經(jīng)驗，采用100目(0.15 mm)石英砂作為下沉劑，加砂濃度為7%(120 kg/m3)。同時，圖4表明，在本例中，在相同液體黏度下，加入下沉劑后縫高降低2 m左右。

圖5 下沉劑滲透率評價

圖6 下沉劑沉降速度評價

圖7 施工排量對縫高的影響

經(jīng)驗表明施工排量越高，裂縫高度越大(圖7)。為了避免縫高過大，施工排量應適當控制。通過數(shù)值模擬，結合順9CH井控縫高及攜砂要求，推薦采用4.5～5.0 m3/min。

通過對順9CH井進行多參數(shù)的系統(tǒng)方案優(yōu)化，優(yōu)選線性膠作為前置液造縫、凍膠攜砂組合方式(表1)。

表1 順9CH井方案綜合優(yōu)化

3 低傷害壓裂液體系優(yōu)選

濾液與黏土礦物不配伍是造成致密儲層傷害的主要原因。優(yōu)選黏土穩(wěn)定劑為:0.2%暫時黏土穩(wěn)定劑+0.2%永久性黏土穩(wěn)定劑，溶液浸泡損失低于2%，平均毛細管吸附時間比值為0.41。

優(yōu)選壓裂液配方為:0.048 kg/m3殺菌劑+4.2 kg/m3瓜膠+2 L/m3破乳劑+2 L/m3暫時黏土穩(wěn)定劑+2 L/m3永久性黏土穩(wěn)定劑+2 L/m3表面活性劑+0.2 L/m3消泡劑。交聯(lián)劑為:0.06%有機硼+0.12%燒堿+0.3%交聯(lián)延遲劑，交聯(lián)比為100.00∶1.24。

該壓裂液在125℃、170s－1條件下連續(xù)剪切2 h后黏度大于100 mPa·s，基液黏度為60 mPa·s，90℃破膠，破膠液黏度為9 mPa·s，殘渣含量為589 mg/L，水不溶物含量為0.24%。

4 現(xiàn)場實施

支撐劑采用40目(0.45 mm)中密度、高強度陶粒，支撐劑采用 120—240—300—360—420—480 kg/m3線性加砂程序。破膠劑采用0.12～0.42 kg/m3膠囊破膠劑，隨各段返排時間及溫度場變化加入，各段施工規(guī)模根據(jù)儲層物性變化及與底水關系結合水平井生產特征進行差異化設計。

2012年6月14日，對順9CH井實施了分7級的加砂壓裂施工，注入總液量為3574.8 m3，加入40目陶粒512.2 t，加入100目石英砂11.6 t。壓裂后擬合表明縫高為32.7～57.4 m，滿足設計要求。截至2012年12月9日，該井累計產油2557.5 t，平均日產油為14.8 t/d，是直井壓裂后日產油的3倍。

5 結論

(1)建立了順9井區(qū)油藏數(shù)值模型，在順9井歷史擬合的基礎上，對順9CH井裂縫條數(shù)、裂縫半長及導流能力進行了優(yōu)化設計。

(2)建立了適合順9井區(qū)的橫波預測模型，由模型預測橫波計算的地應力剖面與測試壓裂結果誤差小于2%，可以滿足壓裂設計需要。

(3)壓裂后擬合結果顯示，采用控縫高措施較合理，施工過程中裂縫高度得到了有效控制。

(4)順9CH井分段壓裂實施成功并獲得持續(xù)產能，是該區(qū)直井壓裂產能的3.5倍，說明水平井分段壓裂技術是開發(fā)低品位油藏的有效手段。

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