劉 輝

（中國石化江漢油田分公司采油工藝研究院，湖北 武漢430035）

新溝油區(qū)致密油藏屬于低孔特低滲泥質(zhì)白云巖儲層，是江漢油田產(chǎn)能接替的重要區(qū)塊。由于該區(qū)塊儲層必須通過壓裂改造才能獲得產(chǎn)能，而水平井分段壓裂工藝能夠擴大單井控制儲量的范圍，提高單井產(chǎn)能，降低措施費用，自2012年投入開發(fā)以來，開展了不同井型開發(fā)效果的現(xiàn)場試驗，已進行了13口井試采。其中，包括直井8口，水平、大斜度井5口。截止6月11日，累積產(chǎn)油5 293t，累積產(chǎn)水33 612m3。平均單井累產(chǎn)天數(shù)243d，累產(chǎn)油481t，日產(chǎn)油2t／d，取得了較好的開發(fā)效果。

通過對比直井與水平井的產(chǎn)能，水平井試采效果好于直井，初期及穩(wěn)定產(chǎn)能達到直井的3倍，而通過鉆完井、壓裂成本優(yōu)化，水平井的總投資可控制在直井的3倍以內(nèi)。因此，水平井分段壓裂工藝在新溝致密具有良好的應用前景，通過進一步優(yōu)化水平井分段間距、壓裂工藝，提高水平井措施效果，有利于加快新溝油區(qū)產(chǎn)能建設。

1 基于產(chǎn)能模擬的水平井分段壓裂工藝優(yōu)化

通過合理設定產(chǎn)層，計算不同施工參數(shù)下的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能差異，對比不同人工裂縫形態(tài)的差異及壓后產(chǎn)能，優(yōu)選了相關(guān)的壓裂參數(shù)。

1.1 產(chǎn)層參數(shù)優(yōu)選

Gohfer 8.0版壓裂模擬軟件中，產(chǎn)能計算的一個重要依據(jù)是在縱向上識別出有效產(chǎn)層，作為油層厚度數(shù)據(jù)。由于新溝致密油藏往往在縱向上存在未涵蓋在射孔井段內(nèi)的含油小條帶，僅以射孔層段作為產(chǎn)層不足以描述地層的出力情況。該軟件產(chǎn)層劃分主要通過孔隙度、電阻率及頁巖含量等3個標準。

通過綜合新溝致密油藏的儲層特征，其有利區(qū)塊的孔隙度劃分標準為PHIE＞10%。通過綜合儲層的GR及電阻，新溝致密油藏均表現(xiàn)出低GR高電阻的特征，其有利區(qū)塊的電阻劃分標準為Res＞8Ω。由于新溝致密油藏儲層巖性以泥質(zhì)白云巖為主，頁巖含量一般低于20%，因此有利區(qū)塊的頁巖含量劃分標準為VShale＜20%。

1.2 人工裂縫形態(tài)模擬

1.2.1 不同砂比下裂縫導流能力研究

新溝油田下2油組壓裂施工難度較低，現(xiàn)場施工過程中最高砂比段曾達到50% 的砂比。由于提高平均砂比將會降低入井總液量，在提高人工裂縫導流能力的同時降低了儲層改造體積和人工裂縫縫長。模擬了同等砂量下不同平均砂比的人工裂縫形態(tài)，并計算了裂縫導流能力，綜合裂縫長度和導流能力的關(guān)系（見圖1），平均砂比建議采用25%～30%的平均砂比。

圖1 平均砂比與導流能力、裂縫縫長相關(guān)性

1.2.2 層段三人工裂縫形態(tài)模擬

針對層段三，計算了在不同砂量、前置液量、施工排量下的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能（見圖2，3），并總結(jié)分析了其相關(guān)參數(shù)（見表1），層段三的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能主要有以下特點:

1）對于層段三，排量高于3 000L／min時，壓開程度不受射孔位置影響；排量較低時則不能壓開主油層附近的小條帶。并且由于層段二及層段三之間的隔層較好，裂縫在縱向上不會擴展到層段二。

2）超出產(chǎn)層段的無效人工裂縫隨著施工規(guī)模的增加而增加，當施工規(guī)模超過一定程度時，人工裂縫主要在無效范圍內(nèi)擴展，裂縫總的產(chǎn)能隨之不再增加。

圖2 前置液30m3，砂量20m3，排量2 000L／min的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能預測

圖3 前置液50m3，砂量40m3，排量4 000L／min的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能預測

表1 層段3分段壓裂單段施工參數(shù)優(yōu)選

1.2.3 層段一、二人工裂縫形態(tài)模擬

針對層段一、二，計算了在不同砂量、前置液量、施工排量下的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能（見圖4，5），總結(jié)分析了相關(guān)參數(shù)（見表2），層段一、二的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能主要有以下特點:

1）由于層段一、二縱向上跨度一般在40m～50m，含有多個含油條帶，在砂量低于50m3，排量低于4 000 L／min時，難以壓開全部的含油條帶。當排量達到6 000 L／min時，可以壓開全部層位。

2）由于新溝致密油藏層段一、二的物性普遍差于層段三，在儲層改造不充分時，產(chǎn)能較差（＜0.4m3／d），需要加以大規(guī)模改造才能獲得較好的產(chǎn)能。

圖4 前置液30m3，砂量20m3，排量3 000L／min的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能預測

圖5 前置液60m3，砂量60m3，排量6 000L／min，平均砂比25.8% 的人工裂縫形態(tài)

表2 層段一、二在不同施工參數(shù)下人工裂縫形態(tài)

2 新溝致密油藏水平井分段壓裂間距研究

2.1 依據(jù)極限泄油半徑確定分段間距

低滲透油藏的滲流存在啟動壓力梯度，不符合達西定律，當流體在低滲透儲層中滲流時，隨著壓力梯度的增大，會出現(xiàn)3種不同的滲流狀態(tài)。當驅(qū)替壓力梯度小于最小啟動壓力梯度時，流體不流動，形成不流動區(qū)；當驅(qū)替壓力梯度大于最小啟動壓力梯度，小于臨界啟動壓力梯度時，流體處在低速高阻不易流狀態(tài)，形成非線性緩流動區(qū)；當驅(qū)替壓力梯度大于臨界啟動壓力梯度時，流體處在易流狀態(tài)，形成擬線性滲流區(qū)。根據(jù)滲流理論，主流線中心點的壓力梯度等于該點處的臨界啟動壓力梯度，從而推導出新溝油田技術(shù)極限泄油半徑計算公式，依據(jù)兩倍極限泄油半徑來確定新溝油田下2油組水平井分段壓裂間距。

2.1.1 建立滲透率與臨界啟動壓力梯度關(guān)系

目前，測定特低滲砂巖啟動壓力梯度的方法主要采用壓差－流量法，即通過測定不同驅(qū)替壓差下巖心驅(qū)替流速的變化，通過建立驅(qū)替壓力梯度和流速的關(guān)系，利用數(shù)學方法，通過延長線性段直線與壓力軸相交，最終獲得臨界啟動壓力梯度值。實驗挑選了新391井不同滲透率巖心7塊，開展了啟動壓力梯度測試實驗（見表3）。

將求解的新溝泥質(zhì)白云巖臨界壓力梯度數(shù)據(jù)與對應滲透率值作關(guān)系曲線可以看出，滲透率越小，則啟動壓力梯度越大，這是由于低滲透油藏中孔隙半徑較小，邊界層流體所占比例較大，隨著滲透率的降低，流體流動過程中固體表面對邊界層流體的作用力增大，流體遇到的阻力越大，啟動壓力梯度越大。

表3 新溝泥質(zhì)白云巖臨界壓力梯度數(shù)據(jù)表

分析臨界壓力梯度數(shù)據(jù)表，單相流體臨界啟動壓力梯度和滲透率呈現(xiàn)乘冪關(guān)系（見圖6），進行回歸分析后可以得到公式:

式中，λ－臨界啟動壓力梯度，MPa／m；k－氣測滲透率，10－3μm2。

圖6 新溝泥質(zhì)白云巖藏滲透率與臨界啟動壓力梯度關(guān)系曲線

2.1.2 計算極限泄油半徑

依據(jù)滲流理論，主流線中心點的壓力梯度為:

式中，R－極限泄油半徑，m；rw－井筒半徑（一般取值0.1m）；△p－生產(chǎn)壓差，MPa。

綜合（1）式及（2）式，可得出新溝油田下2油組極限泄油半徑公式:

假定壓差分別為2，4，6，8，10MPa，通過計算公式進行求解，繪制了新溝油藏不同滲透率對應的極限泄油半徑的理論圖板（見圖7）。

圖7 不同壓差下滲透率和極限泄油半徑關(guān)系圖

由圖7可見，極限泄油半徑可隨油藏滲透率的增大而提高，且當油藏性質(zhì)確定后，極限泄油半徑可隨注采壓差的增大而提高。新溝油田下2油組平面滲透率變化范圍（0.1～1）×10－3μm2，在相應的注采壓差下對應的技術(shù)極限泄油半徑為15m～40m之間。水平井分段間距則可依據(jù)單井測井解釋滲透率，取兩倍極限泄油半徑，即30m～80m范圍。

2.2 依據(jù)產(chǎn)能預測確定分段間距

新一區(qū)的新1－1HF井水平段長為623m，于2012年8月實施了8段壓裂，是新溝油區(qū)投產(chǎn)時間最長的一口水平井。該井穿越層位平均滲透率為0.8×10－3μm2，注采壓差為8MPa，極限泄油半徑為40m。依據(jù)極限泄油半徑，該井人工裂縫間距為80m。通過模擬8段壓裂人工裂縫形態(tài)并調(diào)整產(chǎn)能預測模塊的相關(guān)參數(shù)，實現(xiàn)了產(chǎn)能預測與實際日產(chǎn)的擬合（見圖8）。

圖8 新1－1HF實際日產(chǎn)與產(chǎn)能預測擬合

在擬合的基礎上，分別進行了623m水平井依據(jù)不同段間距，分為6段、8段、10段、12段的產(chǎn)能模擬，通過綜合對比不同分段數(shù)的產(chǎn)能及經(jīng)濟性（見表4），最佳措施8段，即縫間距約為86m，與極限泄油半徑計算結(jié)果接近。

表4 不同分段數(shù)壓裂產(chǎn)能及成本

3 單段多簇壓裂方式參數(shù)優(yōu)化

由于新溝致密油藏不同區(qū)塊物性差異較大，平均滲透率變化范圍為（0.1～1）×10－3μm2。在滲透率低于0.4×10－3μm2時，極限泄油半徑低于20m，若依據(jù)人工裂縫間距為40m進行分段壓裂，則分段壓裂成本將大幅度上漲。因此，在特低滲的區(qū)塊，應以單段多簇的方式進行壓裂，結(jié)合限流壓裂方式，在一個分段內(nèi)射孔多簇，以形成多條人工裂縫，降低措施成本。模擬了在80m水平段內(nèi)，同等施工規(guī)模下分別射孔2、3、4簇的人工裂縫形態(tài)及產(chǎn)能（見表5）。當射孔2簇時，由于兩條裂縫分段較遠，能夠形成不互相干擾的形態(tài)，故裂縫數(shù)量較少，產(chǎn)能較低；當射孔3簇時，中間裂縫會受到一定程度的縫間干擾影響，但較多的裂縫條數(shù)能夠提高產(chǎn)能；當射孔4簇時，由于裂縫間距較短，中央的2條裂縫均會受到嚴重的縫間干擾，對產(chǎn)能沒有貢獻。

因此，針對滲透率低于0.4×10－3μm2的特低滲區(qū)塊，仍可采用較長分段的段間距，配合1段3簇的射孔方式，以盡可能增加人工裂縫條數(shù)，并降低措施成本。

表5 特低滲單段不同簇數(shù)壓裂產(chǎn)能預測

4 結(jié)論及建議

1）新溝致密油藏水平井具有較好的應用前景，通過參數(shù)優(yōu)化及產(chǎn)能預測，能夠?qū)崿F(xiàn)降低措施成本，促進經(jīng)濟有效開發(fā)。

2）針對單段多簇射孔方式，建議配套相應的水平井產(chǎn)狀監(jiān)測技術(shù)，在單井上開展不同簇數(shù)的現(xiàn)場試驗，并通過產(chǎn)狀監(jiān)測確定最優(yōu)的射孔簇數(shù)。

3）新一區(qū)等地層最大最小主應力差異較低的區(qū)塊具備形成復雜裂縫的條件，應進一步開展縫網(wǎng)壓裂方面的研究，以提高改造體積，利用復雜裂縫提高產(chǎn)能。

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