牛彩云，王百，朱洪征，崔文昊，常莉靜

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710018）

分段壓裂水平井各段壓力及供液能力研究

牛彩云1，2，王百1，2，朱洪征1，2，崔文昊1，2，常莉靜1，2

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710018）

低滲透油田水平井水平段長，改造段數(shù)多，受儲層非均質(zhì)性、微裂縫發(fā)育和注水開發(fā)影響，各段壓力系統(tǒng)和產(chǎn)量貢獻率是值得思考的問題?，F(xiàn)場對水平井壓力、產(chǎn)量、含水實測表明，水平段壓力系統(tǒng)并不一致，過早見水井段壓力高，采出程度低。根據(jù)油井流入動態(tài)方程，類比得出計算產(chǎn)量貢獻率公式，定量分析水平井各段在不同地層壓力、不同井底流壓、不同采液指數(shù)比下對產(chǎn)液貢獻率的影響。得出各段地層壓力相同時，各段產(chǎn)量貢獻率與井底流壓無關，僅與采液指數(shù)比有關；各段地層壓力不同時，產(chǎn)量貢獻率不僅與井底流壓有關，而且與采液指數(shù)比有關。

水平井；分段壓裂；分段壓力；采液指數(shù)；供液能力

近幾年，國內(nèi)在低滲透油藏乃至致密油藏中，水平井的應用數(shù)量大幅增加，使大量不可動用儲量變成了可采儲量，有效地改善了這類儲層的開發(fā)效果［1］，成為低滲透油田轉變開發(fā)方式，提高采收率的有效手段［2］。長慶油田水平井應用規(guī)模逐年攀升，水平段段長與改造段數(shù)不斷刷新，統(tǒng)計2010-2013年完鉆水平井1 300余口，平均水平段段長795 m，平均改造段數(shù)為9.3段。在非均質(zhì)性較強的特低滲透油藏中［3］，水平井分段壓裂技術這類儲層規(guī)模開發(fā)的核心技術［4］。受微裂縫發(fā)育和注水開發(fā)影響，這種長水平段，多段壓裂改造的水平井，在正常生產(chǎn)時，各段壓力是否仍為一個壓力系統(tǒng)？每段對油井貢獻如何？應該是水平井開發(fā)值得思考的問題。本文針對這一問題，開展了相關礦場試驗及理論分析，為水平井開發(fā)低滲透油田提供一定的借鑒性。

1　水平段分段產(chǎn)量與壓力測試

1.1測試井井況

G平1井是長慶油田一口水平井，水平段段長300 m，水力噴砂分段壓裂改造3段。采用五點法井網(wǎng)開采長x層，井筒與裂縫夾角約為90°，裂縫展布方向與儲層主應力基本一致。2008年10月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液11.3 m3，日產(chǎn)油9.11 t，含水5%。連續(xù)生產(chǎn)三年后，含水突升，產(chǎn)油量大幅下降，日產(chǎn)液12.48 m3，日產(chǎn)油2.14 t，含水82.8%。測試前含水上升至100%。

1.2測試方法

采用長慶油田相對成熟的“封隔器+井下智能開關”分段生產(chǎn)測試技術［5］。測試管柱由皮碗封隔器、智能開關器、壓力計、扶正器及過橋泵等組成（見圖1）。測試原理［6］為：利用封隔器將水平井射孔段隔開，每個測試層段都有智能開關器［7］，下井前設定智能開關器工作時間（G平1井下井后設計合排6 d，每段單獨生產(chǎn)6 d（見圖2），各段生產(chǎn)完成后統(tǒng)一打開合排，等待起管柱），井下則由微電腦發(fā)出指令，按設定程序打開或關閉開關閥，保證每段在同樣生產(chǎn)天數(shù)下只有一個層段單獨生產(chǎn)，抽油機在同一工作制度下連續(xù)生產(chǎn)，地面錄取液量與含水，壓力計直接監(jiān)測地層壓力。錄取資料分析各層段產(chǎn)液量、含水及供液能力。

圖1　G平1井分段壓力測試管柱圖

圖2　G平1井分段壓力測試原理圖

1.3測試結果及分析

（1）地面錄取資料結果（見表1）。

表1　G平1井各段產(chǎn)量測試結果

由測試結果可知：分段生產(chǎn)時，各噴點互不干擾，噴點1、噴點2含水較低，平均日產(chǎn)油分別為4.28 t，2.87 t；而根部噴點3含水為100%，表現(xiàn)為水淹；從礦化度分析，平均礦化度30 000 mg/L左右，遠遠低于地層水礦化度70 000 mg/L，因此判斷見注入水。

（2）井下壓力計測試結果（見圖3）。

圖3　G平1井各噴點壓力測試曲線

由圖3可以看出，單采噴點1時，噴點1壓力從17.5 MPa下降到8 MPa，同時噴點2壓力波動性下降，噴點3處壓力回升。表明噴點1與噴點2之間壓力系統(tǒng)一致，而噴點3處壓力系統(tǒng)有別于噴點1和噴點2。單采噴點2時，噴點1與噴點2的壓力維持在8 MPa左右，噴點3壓力也較為穩(wěn)定。單采噴點3時，噴點1壓力由7.5 MPa增至13 MPa，噴點2壓力由7.5 MPa增至18 MPa，說明噴點2處儲層物性優(yōu)于噴點1。噴點3壓力僅降低2 MPa即可達到供液要求，表明噴點3處供液能力強，測試結果已水淹。因此判斷見水水平井水平段各段壓力系統(tǒng)不一致，就G平1井來說，噴點2、3處對水平井的產(chǎn)量貢獻大。

2　理論分析分段壓力與產(chǎn)量貢獻率

由現(xiàn)場測試分析資料可知，低滲透油藏壓裂水平井各段對其產(chǎn)油量貢獻不同。根據(jù)油井流入動態(tài)方程［8］，各段產(chǎn)液量與采液指數(shù)及生產(chǎn)壓差的關系直接相關，計算表達式如下：

式中：J－采液指數(shù)，m3/MPa；Δp－生產(chǎn)壓差，MPa；pr－地層壓力，MPa；pwf－生產(chǎn)流壓，MPa。

由于各段地層壓力及地層條件不同，導致供液能力存在差異性［9］。將每段供液能力的強弱定義為產(chǎn)量貢獻率［10］，通過產(chǎn)量貢獻率，定量分析各段在不同地層壓力、不同井底流動壓力對產(chǎn)量貢獻比的影響。具體表達式如下所示。

式中：Ci－第i段產(chǎn)量貢獻比；n－水平井壓裂段數(shù)；qli－第i段的產(chǎn)液量；qlt-n段總產(chǎn)液量；Ji-第i段的采液指數(shù)；Δpi-第i段的生產(chǎn)壓差。

2.1井底流壓恒定

假設一口水平井壓裂2段，當井底流壓保持恒定，即pwf分別為10 MPa和5 MPa時，第一段貢獻率與各段地層壓力、采液指數(shù)之間關系（見圖4、圖5）。

圖4　井底流壓為10 MPa時每段貢獻率

圖5　井底流壓為5 MPa時每段貢獻率

分析可知，每段貢獻率隨采液指數(shù)比的增加而增加，但是不同壓力系統(tǒng)下，曲線的增加幅度有很大差異。

（1）當每段所處的地層壓力系統(tǒng)相同時（P1=20 MPa，P2=20 MPa），曲線增勢平穩(wěn)，其形態(tài)與井底流壓無關，當采液指數(shù)比J1/J2=1時，每段貢獻率達到50%。

（2）當每段所處地層壓力系統(tǒng)差異較大時（P1=20MPa，P2=12 MPa），pwf=10 MPa，增勢呈劇烈變化，初期快，后期緩慢，當J1/J2=1時，第一段貢獻率可達80%以上；當pwf=5 MPa，當J1/J2=1時，第一段貢獻率接近70%。

2.2地層壓力恒定

假設水平井壓裂2段，每段地層壓力恒定，即P1=20 MPa，P2=15 MPa時，第一段產(chǎn)量貢獻率與各段采液指數(shù)及水平井井底流壓之間的關系（見圖6，圖7）。

由圖6可知，當采液指數(shù)比J1/J2＜1時，第一段產(chǎn)量貢獻率隨著采液比的增加而迅速增加，同時隨著井底流壓的增大，第一段貢獻率顯著增加；當采液指數(shù)比J1/J2＞1時，曲線增勢逐漸變小，最后趨于穩(wěn)定。

由圖7可知，同一流壓下，隨著采油液比J1/J2的增加，第一段產(chǎn)量貢獻率增加；同一采液比下，隨著井底流壓的增加，產(chǎn)量貢獻率也增加，但趨勢較緩。

圖6　不同流壓下產(chǎn)量貢獻率

圖7　不同采液指數(shù)比下產(chǎn)量貢獻率

3　結論

（1）低滲透油田水平井水平段長，改造段數(shù)多，受儲層非均質(zhì)性、微裂縫發(fā)育和注水開發(fā)影響，各段壓力系統(tǒng)并不一致，過早見水井段壓力高，采出程度低。

（2）當各段地層壓力相同時，各段產(chǎn)量貢獻率與井底流壓無關，僅與采液指數(shù)比有關，隨著采液指數(shù)比的增加而增加，但增加幅度越來越小。

（3）當各段地層壓力不同時，產(chǎn)量貢獻率不僅與井底流壓有關，而且與采液指數(shù)比有關。在采液指數(shù)比＜1時，產(chǎn)量貢獻率隨著井底流壓的增大而顯著增加；采液指數(shù)比＞1時，產(chǎn)量貢獻率增勢逐漸變小，最后趨于穩(wěn)定。

（4）現(xiàn)場分段測試發(fā)現(xiàn)，不同段儲層物性、供液能力相差較大，且部分水淹層與未水淹區(qū)域之間并未連同，選擇性堵水是這類井治理的最佳方案。

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Each section pressure and the fluid supply ability research of staged fracturing horizontal well

NIU Caiyun1，2，WANG Bai1，2，ZHU Hongzheng1，2，CUI Wenhao1，2，CHANG Lijing1，2
（1.Oil&Gas Technology Research Institute，Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China；2.Low-Permeability Oil and Gas Exploration and Development of National Engineering Laboratory，Xi'an Shanxi 710018，China）

Characteristics of horizontal wells in low permeability oilfield are long horizontal segment numbers of transformation segment，due to restricted by reservoir heterogeneity，micro fracture developed and water-flooding effect，the pressure system of each section and the contribution rate of fluid production is the question worth considering.The pressure，production and water cut of horizontal well measurement shows that，horizontal pressure system is inconsistent，premature water breakthrough well section is of high pressure，low recovery degree.According to the oil well inflow performance equation，analogical get the calculation formula for the contribution rate of production.Quantitative analysis the effect of the contribution rate of production in different formation pressure，different pressure and different fluid production index ratio.We can draw the conclusion that when the formation pressure of thesection is the same，the contribution rate of flow production has nothing to do with the bottom hole flowing，only with the liquid production index ratio，when the formation pressure of the section is different，the contribution of flow production is not only with the bottom hole flowing pressure，but also with the fluid productivity index ratio.

horizontal well；staged fracturing；each section pressure；fluid productivity index；fluid supply ability

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.008

TE357.11

A

1673-5285（2015）03-0032-04

2015－01-27

集團（股份）公司級重大科技專項：長慶油田油氣當量上產(chǎn)5 000萬噸關鍵技術“采油采氣關鍵技術研究”部分研究內(nèi)容，項目編號：1201-1。

牛彩云，女（1970-），高級工程師，2005年畢業(yè)于西安石油大學石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事采油工藝及工具研究工作，郵箱：niucy_cq@petrochina.com.cn。