王 洋，袁清蕓，趙 兵，邢 鈺，王 曉

(1.中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011；2.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊 830011；3.斯侖貝謝中國公司，北京 100015)

順9超深特低滲透油藏整體壓裂優(yōu)化設計研究

王 洋1，袁清蕓2，趙 兵1，邢 鈺1，王 曉3

(1.中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011；2.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊 830011；3.斯侖貝謝中國公司，北京 100015)

塔中順9井區(qū)志留系碎屑巖油藏預測原油地質(zhì)儲量豐富，是西北油田分公司重要的資源接替區(qū)塊。儲層具有埋藏深、溫度高、特低孔、超低滲、底水發(fā)育、砂泥巖薄互層等特點。常規(guī)單井壓裂增產(chǎn)幅度有限，無法實現(xiàn)經(jīng)濟高效開發(fā)。整體壓裂技術是低滲透油田開發(fā)的重要手段，但鮮有其在超深特低滲透油藏運用的相關報道。運用數(shù)值模擬方法及凈現(xiàn)值經(jīng)濟模型對常用低滲透油藏注采井網(wǎng)進行評價，優(yōu)選矩形井網(wǎng)作為順9井區(qū)整體壓裂井網(wǎng)，并對注水時機、注水壓力、布縫方式、井網(wǎng)參數(shù)等進行優(yōu)化，現(xiàn)場實踐后水平井壓后產(chǎn)能較直井提高4倍，累產(chǎn)油1.02×104m3。為順9井區(qū)經(jīng)濟高效開發(fā)提供了技術支撐，同時為國內(nèi)外超深特低滲油藏開發(fā)探索了一種新方式。

超深井 特低滲透油藏 整體壓裂

順9井區(qū)位于塔里木盆地順托果勒隆起，志留系柯坪塔格組為主要目的層。志留系儲層具有埋藏深(5 650 m)、砂體薄(11～24 m)、特低孔(平均6.2%)、超低滲(0.03×10-3μm2)、高破壓(0.020 9 MPa/m)、底水發(fā)育(順903油水層間距9.5 m)、下部儲隔層應力差小(2.1～6.1 MPa)等特點。前期順9直井壓裂，順9CH分段壓裂均未實現(xiàn)經(jīng)濟開發(fā)。

整體壓裂以整個油藏為研究對象，以開發(fā)經(jīng)濟效益最大化為目標，強調(diào)水力裂縫與注采井網(wǎng)的最佳匹配，是低滲透油藏經(jīng)濟開發(fā)的有效手段[1-4]。本文在借鑒國內(nèi)外低滲透油藏整體壓裂改造經(jīng)驗的基礎上，運用數(shù)值模擬方法及凈現(xiàn)值經(jīng)濟模型，優(yōu)化順9井區(qū)超深特低滲油藏整體壓裂設計方案。

1 整體壓裂井網(wǎng)優(yōu)選

低滲透油藏井網(wǎng)設計要求滿足以下條件[5-7]：①儲量控制程度最大；②較高的采油速度；③較高的采收率；④良好的經(jīng)濟效益。運用油藏數(shù)值模擬方法，結合凈現(xiàn)值經(jīng)濟評價結果，優(yōu)選出最佳注采井網(wǎng)組合。

1.1 井網(wǎng)方案設計

根據(jù)目前國內(nèi)外低滲透油藏常用注水開發(fā)井網(wǎng)類型，設計了8套注水開發(fā)井網(wǎng)(表1)，采用相同的開發(fā)強度，進行產(chǎn)能分析和經(jīng)濟評價：

運用油藏數(shù)值模擬軟件分別對8種方案進行產(chǎn)能分析(見圖1)，可知：①純壓裂直井井網(wǎng)單井產(chǎn)能及井網(wǎng)采出程度極低，不具備開發(fā)可行性；②矩形井網(wǎng)在開發(fā)前期有明顯優(yōu)勢，五點法井網(wǎng)對地層能量保持較好，單井穩(wěn)產(chǎn)期長，九點法井網(wǎng)對區(qū)塊控制程度較高。建議采用純水平井井網(wǎng)作為主要開發(fā)方式。

表1 注水井網(wǎng)模擬方案設計

圖1 不同井網(wǎng)方案采出程度對比

取15年為評價周期，結合已建立的油藏模型，預測純水平井網(wǎng)年產(chǎn)油量，并對3種純水平井網(wǎng)凈現(xiàn)值評價，具體計算結果見圖2～3。

圖2 純水平井網(wǎng)產(chǎn)量預測

圖3 不同井網(wǎng)方案開發(fā)凈現(xiàn)值分析

由圖3可知，五點法井網(wǎng)和矩形井網(wǎng)年產(chǎn)油量明顯高于反九點井網(wǎng)。矩形井網(wǎng)相比五點法井網(wǎng)優(yōu)勢在于注水強度大，注采井數(shù)比高，可降低采油井數(shù)，減少開發(fā)投資，縮短成本回收期。因此建議順9井區(qū)開發(fā)前期采用矩形井網(wǎng)，后期根據(jù)具體開發(fā)狀況進行調(diào)整。

1.2 井排距優(yōu)化

根據(jù)井網(wǎng)優(yōu)化結果，按水平井矩形井網(wǎng)布井，設計4種井排距方案。方案1：井距500 m，排距550 m；方案2：井距600 m，排距500 m；方案3：井距700 m，排距450 m；方案4：井距800 m，排距400 m。

如圖4所示，4種方案的井距逐漸增加，排距逐漸減小，井組累計產(chǎn)量增加。方案4與方案3相比，其產(chǎn)能增加幅度明顯減小，因此井距700 m，排距450 m為較優(yōu)方案。

1.3 布縫方式優(yōu)化

圖4 不同方案井組產(chǎn)能

按矩形井網(wǎng)布置注水井及采油井，設計3種布縫方案。方案1：每條裂縫等長；方案2：中間縫長大于兩端縫長；方案3：中間縫長小于兩端縫長。

對以上3種方案進行數(shù)值模擬計算，3種方案的開發(fā)技術指標統(tǒng)計如表2所示。

表2 不同裂縫導流能力主要技術指標統(tǒng)計

方案1因單條縫長較長，初期產(chǎn)能較高，但隨著開采的繼續(xù)進行，含水上升較快，最終采出程度較低。方案2紡錘狀布縫方式考慮了注水井的影響，在相同生產(chǎn)時間內(nèi)含水低于方案1及方案3，單井產(chǎn)能及采出程度高，因此推薦紡錘狀布縫方式。

圖5 不同注水時機平均單井日產(chǎn)對比

1.4 注水時機優(yōu)化

如圖5所示，超前注水能有效補充特低滲透油藏彈性能量，最大限度釋放油藏產(chǎn)能，最終采出程度較高。但順9井區(qū)底水發(fā)育，且儲層致密，需要壓裂才能建產(chǎn)，超前注水后期見水風險極大。延緩2年注水初期產(chǎn)量較高，但后期下降較快，小于延緩0.5 a注水和延緩1 a注水累產(chǎn)油量。因此轉(zhuǎn)注時機為0.5～1 a。

1.5 注水壓力優(yōu)化

測試壓裂結果表明順9井井底閉合壓力92.3 MPa，結合目前分公司注水能力，優(yōu)選83 MPa(閉合壓力90%)為注水壓力。

2 井網(wǎng)壓裂參數(shù)優(yōu)化

2.1 壓裂段數(shù)

在水平段長度一定的情況下，壓裂段數(shù)是影響產(chǎn)能的重要參數(shù)。由圖7可知，隨著壓裂段數(shù)增加，三年的累產(chǎn)油量逐漸增加，但是當壓裂段數(shù)大于6～7段，裂縫之間產(chǎn)生干擾，累產(chǎn)油量增幅很小。因此優(yōu)選壓裂段數(shù)6～7段。

圖6 不同壓裂段數(shù)累產(chǎn)油量對比

2.2 縫長及導流能力

針對采油井和注水井分別選取油井縫長、水井縫長、水井導流能力、油井導流能力4個參數(shù)進行正交試驗分析[8]。如表3所示，對于順9超低滲透油藏，各壓裂參數(shù)對產(chǎn)量影響依次為：油井縫長>水井縫長>油井導流能力>水井導流能力。

表3 裂縫參數(shù)正交試驗設計

各參數(shù)水平最優(yōu)組合為：油井縫長200 m，水井縫長150 m，水井導流能力20 μm2·cm，油井導流能力30 μm2·cm。

2.3 控縫高技術

順9井區(qū)目的層下部應力差2.1～6.1 MPa，底部隔層薄，連續(xù)性差，底水發(fā)育(順903油層距水層僅9.5 m)。需要人工控縫高，防止裂縫向下過度延伸。影響人工裂縫高度的因素有：儲隔層應力差、楊氏模量、施工排量和工作液粘度等[9-10]。加強對工作液粘度、施工排量和施工規(guī)模等因素的優(yōu)化是順9井區(qū)控縫高技術的關鍵。

2.3.1 壓裂液粘度優(yōu)化

裂縫高度隨壓裂液粘度增大而增大，尤其是高粘度的壓裂液使縫高大幅擴展[11]。模擬不同粘度壓裂液條件下裂縫高度變化，圖7表明最佳的前置液粘度為70～90 mPa·s。

圖7 其他條件固定，壓裂液粘度對縫高的影響

2.3.2 施工排量優(yōu)化

施工排量越高，裂縫高度越大(見圖8)。結合井區(qū)控縫高及攜砂要求，推薦采用4.5～5.0 m3/min。

圖8 其他條件固定，施工排量對縫高的影響

2.3.3 加砂量優(yōu)化

由圖9可知，加砂量159 t時初期日產(chǎn)油量最高，但是加砂量大，凈壓力也大。順9井區(qū)下部儲隔層應力差2.1～6.8 MPa，凈壓力要求控制在6 MPa以內(nèi)，因此加砂量控制在70 t以內(nèi)。

圖9 加砂量與初始產(chǎn)量的關系

圖10 加砂量與凈壓力的關系

2.3.4 人工隔層控縫高技術

人工隔層技術通過在前置液中加入下沉劑，人為增加儲隔層應力差，控制裂縫高度向下過度延伸[12]。根據(jù)壓裂過程中裂縫延伸情況、現(xiàn)場經(jīng)驗、施工風險等，采用段塞式加入100目石英砂下沉劑，加砂濃度7%。模擬加入下沉劑與不加入下沉劑的縫高變化(圖11)，加入下沉劑比不加下沉劑縫高可降低2～3 m。

圖11 加入下沉劑與不加入下沉劑縫高對比

3 現(xiàn)場應用

順9區(qū)塊前期實施2井14段水平井分段壓裂改造，最高液量3 574.8 m3，最大砂量287.7 m3，最高砂比33.5%。其中順9CH井垂深5 579.17 m，孔隙度4.2%～7.9%，滲透率(0.3～2.8)×10-3μm2，含油飽和度36%～52%，下部距底水20 m。對順9CH井分7段壓裂，采用低粘度壓裂液，控制施工排量5.0 m3/min和人工隔層控縫高壓裂技術實現(xiàn)了避水高度25 m的控縫高深穿透壓裂，壓裂總液量3 574.8 m3，最高施工壓力83 MPa，最大施工排量5.1 m3/min，總加砂量293.3 m3。壓后日產(chǎn)液21.9 m3，日產(chǎn)油11.6 m3，較順9直井增產(chǎn)4倍(見表4)。

表4 水平井分段壓裂效果統(tǒng)計

4 結論

(1)順9井區(qū)超深特低滲透油藏開發(fā)難度大，單井壓裂無法實現(xiàn)正收益，選取儲層物性條件發(fā)育較好的“甜點區(qū)”采用整體壓裂方式有望實現(xiàn)經(jīng)濟開發(fā)。

(2)順9井區(qū)超深致密油藏單純采用彈性開發(fā)無法滿足經(jīng)濟要求，需后期注水提高采出程度，綜合考慮經(jīng)濟成本因素，建議采用彈性開發(fā)和注水開發(fā)相結合的開發(fā)方式，前期采用矩形井網(wǎng)，后期視具體情況調(diào)整。

(3)順9井區(qū)底水發(fā)育，隔層條件差，綜合采用常規(guī)控縫高技術和人工隔層技術能有效防止裂縫向下過度延伸。

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(編輯 謝 葵)

《小斷塊油藏油水過渡帶提高采收率技術研究》國際先進

2016年4月12日，江蘇油田分公司承擔的集團公司項目《小斷塊油藏油水過渡帶提高采收率技術研究》成果，在東營通過了中國石化科技部組織的鑒定，成果整體達到國際先進水平。

該項目開展了分類油藏油水過渡帶剩余油主控地質(zhì)因素與開發(fā)因素評價，找出了影響油水過渡帶剩余油的關鍵因素；建立水淹層含油飽和度計算的阿爾奇公式優(yōu)化模型，確立了水淹層定量分級評價標準；確立了不同類型油藏過渡帶油水運動規(guī)律；建立了復雜邊界油藏油水過渡帶剩余油定性定量技術；利用模糊聚類方法建立了油水過渡帶有效動用分級評價方法；引入了過渡帶無因次注采井排距概念，建立了復雜邊界油藏油水過渡帶剩余油有效動用技術。

這項成果主要技術創(chuàng)新點有2個：一是建立復雜斷塊油藏油水過渡帶剩余油潛力的綜合指數(shù)快速評價方法。二是創(chuàng)新注入水與地層水混合液礦化度與電阻率動態(tài)迭代求取方法，該方法處于國際領先水平。

成果成功應用到江蘇油田小斷塊油藏油水過渡帶調(diào)整挖潛，共實施采油井63口，至2015年12月，累產(chǎn)油13.52×104t。合計增加可采儲量42×104t，采收率提高2.5%，現(xiàn)場應用成功率85%以上，實現(xiàn)了小斷塊油藏油水過渡帶失控儲量有效動用。

(楊 鵬)

Optimal integral fracturing design for ultra-deep and ultra-low permeability reservoir in Shun 9

Wang Yang1，Yuan Qingyun2，Zhao Bing1,Xing Yu1,Wang Xiao3

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofSinopecNorthwestOilfieldCompany，Urumqi830011,China；2.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofSinopecNorthwestOilfieldCompany，Urumqi830011,China;3.SchlumbergerChina,Beijing100015,China)

Since there is an abundant predicated clastic OOIP in silurian system，Shun9 well block in Middle Taklimakan has been an important alternative resource block for Sinopec Northwest Oilfield Company.The reservoir has many characteristics such as high burial depth and temperature，ultra-low porosity and permeability，bottom water development，thin sand-shale interbed，etc.Due to the limited fracturing increase of single well，we can not develop it efficiently.Though the integral fracturing is a major way to develop low permeability reservoir，it is rarely applied in the development of ultra-deep and ultra-low permeability reservoir.This paper evaluates the normal flooding network in low permeability by numerical simulation and economic model of net present value，uses the rectangular pattern as integral fracturing pattern of Shun 9 well block and optimizes the timing and pressure of water injection，fracture layout，well pattern parameter，etc.From the practice of this technology，the results shows that the productivity of fractured horizontal wells can be 4 times to which of straight wells and the oil production reaches to 1.02×104m3.The article provides the technical support for the efficient development in the block.Meanwhile，it offers a new way to exploit extra deep and ultra-low permeability reservoir.

ultra-deep well；ultra-low permeability；integral fracturing

2015-10-16；改回日期：2015-12-27。

王洋(1985—)，工程師，現(xiàn)從事超深復雜油氣藏儲層改造研究工作。電話：13899865998，E-mail：wy610059@126.com。

攻關項目：國家“十二五”科技重大專項“縫洞型碳酸鹽巖油藏高效酸壓改造技術”(2011ZX05014-006)

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.02.016

TE357.1

A