王賢君，李存榮，張文明，韓 露

（中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453）

海拉爾油田蘇301區(qū)塊整體壓裂技術(shù)研究與應用

王賢君，李存榮，張文明，韓 露

（中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453）

針對海拉爾油田蘇301區(qū)塊低滲透儲層的特點，開展了大井距、小排距的矩形井網(wǎng)整體壓裂注水開發(fā)現(xiàn)場試驗，通過人工裂縫與井網(wǎng)的匹配，導流能力與地層滲透率的匹配，裂縫剖面與儲層厚度的匹配，壓裂液與儲層物性的匹配，實現(xiàn)了區(qū)塊的整體有效動用?，F(xiàn)場施工39口井98層，施工成功率達到98.8%，壓后平均單井日產(chǎn)油2.6 t，采油強度0.41t／（d·m），水井平均單井日注水15m3，達到了產(chǎn)能設(shè)計要求。

海拉爾油田；蘇301區(qū)塊；整體壓裂

海拉爾油田屬于低孔低滲復雜斷塊油藏［1］，平面和層間物性差異大，非均質(zhì)性強，與大慶外圍油田相比，開發(fā)難度大，有效動用程度低，主要問題是：①斷層發(fā)育、斷塊規(guī)模小，80%斷塊的含油面積小于2 km2。②地層滲透率低：特低滲透儲層占80%以上，其中，超低滲透儲層達61%。③單井產(chǎn)量低：49.6%老井產(chǎn)量低于1 t／d，90.4%新井產(chǎn)量低于2 t／d。④注水井注水壓力高：80%的開發(fā)層系水井頂破裂壓力注水，部分層系注水壓力甚至超過地層破裂壓力，常規(guī)壓裂注水開發(fā)難以建立有效驅(qū)動體系。整體壓裂改造技術(shù)是低滲透注水開發(fā)油田高效開采的有效方法［2］，能夠有效解決低滲透儲層“注不進”、“采不出”的技術(shù)難題。因此，在海拉爾油田蘇301區(qū)塊開展了大井距、小排距的矩形井網(wǎng)整體壓裂注水開發(fā)技術(shù)研究及現(xiàn)場試驗，實現(xiàn)了區(qū)塊的整體有效動用。

1 區(qū)塊概況

蘇301斷塊位于海拉爾蘇仁諾爾油田西南部，屬于低孔中低滲油藏，主要開發(fā)層系為南一段，石油探明地質(zhì)儲量90×104t，含油面積1.7 km2。區(qū)塊構(gòu)造整體中部和北部低洼，北西及南東抬高，中部地層平緩，構(gòu)造高點在研究區(qū)西部蘇3井附近，海拔－1 060 m，構(gòu)造低點在研究區(qū)北部，海拔－1 600 m（圖1）。南一段頂面微幅度構(gòu)造較發(fā)育，共解釋出面積大于0.2 km2的局部圈閉2個，面積為2.49 km2和0.22 km2，閉合高度250 m和17 m。

目前研究結(jié)果表明：矩形壓裂井網(wǎng)是低滲透油藏開發(fā)的最優(yōu)井網(wǎng)［3－4］，即采用平行裂縫方向、大井距、小排距的線性注水方式。確定以蘇301井區(qū)南部斷層為界（圖2），在物性較好的北部部署300 m×150 m矩形井網(wǎng)，在物性較差的南部部署300 m×120 m矩形井網(wǎng)，井排方向均為北東49.8°。

圖1 蘇301區(qū)塊南一段頂面構(gòu)造

圖2 蘇301區(qū)塊開發(fā)井位設(shè)計

2 整體壓裂開發(fā)技術(shù)

針對蘇301區(qū)塊儲層物性差異大的特點，通過建立人工裂縫與井網(wǎng)的匹配、導流能力與地層滲透率匹配，裂縫剖面與儲層厚度匹配、壓裂液與儲層物性匹配的研究，使得井間油水有效驅(qū)動，實現(xiàn)了低滲透儲層有效動用，提高整體開發(fā)效果，。

2.1 人工裂縫與井網(wǎng)的匹配

2.1.1 人工裂縫與砂體展布匹配

蘇301區(qū)塊儲層為扇中前緣的薄層席狀砂體，主要為湖底扇砂體，具有厚度小、層數(shù)多的特點。因此，根據(jù)砂體分布及油水關(guān)系，通過建立油水井連通剖面，優(yōu)選連通性好的井段實施壓裂改造（圖3）。

圖3 油水井砂體連通剖面成果

2.1.2 人工裂縫與井排方向的匹配

在區(qū)塊評價階段進行了微地震裂縫方位監(jiān)測研究，監(jiān)測結(jié)果顯示（表1），裂縫方向在北東65°～170°之間，方位變化較快，與井排方向誤差15°～120°。因此，整個區(qū)塊整體壓裂過程中，無法采取統(tǒng)一的裂縫方位優(yōu)化裂縫長度。

表1 蘇301區(qū)塊裂縫方位評價結(jié)果

對于低－特低滲透儲層，形成較長的人工裂縫可以大大增加波及面積，提高單井產(chǎn)能。而對于井網(wǎng)注水開發(fā)的油水井，當實施人工裂縫時，注水井裂縫和采油井裂縫容易相互貫通，造成水竄，使得油井見水提前，采油量下降［5］。因此，需要控制合理的裂縫長度。通過人工裂縫的偏轉(zhuǎn)角度（與井排方向夾角）與油水井裂縫間距之間關(guān)系分析得知，人工裂縫偏轉(zhuǎn)角度越大，油水井裂縫間距越小。當人工裂縫方位與油水井方位一致時，整體壓裂油井水淹風險最大，即300m×150m井網(wǎng)條件下，人工裂縫方位與井排方位偏轉(zhuǎn)45°，300m×120m井網(wǎng)條件下，人工裂縫方位與井排方位偏轉(zhuǎn)38.9°，油水井的人工裂縫間距最小、見水最快。

因此，提出了整體壓裂裂縫“安全間距”理念，即在無法判斷人工裂縫走向時，設(shè)定油水井人工裂縫最小間隔距離，可避免水淹，并為以后的技術(shù)措施留有余地。不同油水井穿透比及人工裂縫間距之間的關(guān)系見表2。

表2 油水井裂縫半長優(yōu)化結(jié)果計

2.2 導流能力與地層滲透率匹配

蘇301區(qū)塊地層滲透率差異較大，一般在（0.13～87.5）×10－3μm2之間，平均值僅為2.15×10－3μm2。為更好地匹配導流能力與地層滲透率的關(guān)系，保證注水效果的長期穩(wěn)定，提高單井壓后產(chǎn)能，在確定注水井和采油井最佳裂縫穿透比的條件下，根據(jù)不同區(qū)塊地層滲透率條件，優(yōu)化設(shè)計合理的導流能力［6］（表3）。

表3 不同地層滲透率裂縫導流能力優(yōu)化設(shè)計

2.3 裂縫剖面與儲層厚度匹配

蘇301區(qū)塊儲層厚度差異較大，單層厚度0.4～11.6m，平均僅為1.1m，隔層厚度小于10m的油層達49.3%，同時，11.0%的儲層發(fā)育底水。通過三維裂縫形態(tài)模擬、優(yōu)化施工參數(shù)，結(jié)合裂縫高度控制技術(shù)［7］，提高了裂縫控制效果，現(xiàn)場應用35口井45層，工藝成功率達到95.5%（表4）。

表4 多種控縫高技術(shù)應用情況

2.4 壓裂液與儲層物性匹配

針對儲層低－特低滲透的特點，研制了對油層具有良好適應性的低濃度羧甲基羥丙基胍膠壓裂液［8］，使得水不溶含量較羥丙基胍膠降低90.2%（表5），殘渣減少79.2%，大大降低了儲層和裂縫的傷害程度。

表5 羧甲基羥丙基胍膠與羥丙基胍膠性能對比表

3 現(xiàn)場試驗

現(xiàn)場共實施壓裂39口井，其中，油井23口，水井16口，壓裂后初期平均單井日產(chǎn)液3.4t，日產(chǎn)油2.6t，采油強度0.41t／（d·m）；水井平均單井日注水15m3，達到了產(chǎn)能設(shè)計要求。

蘇301－40－49水井，設(shè)計縫長180.0m，壓后完成日配注入量10m3。水驅(qū)前緣微地震監(jiān)測顯示（圖4），優(yōu)勢注水方位NE62.6°，波及長度172.7m，波及寬度100.5m。鄰井蘇301－38－48油井已經(jīng)見到較好效果（圖5），初期日產(chǎn)液3.1m3，日產(chǎn)油1.26t，含水59.3%，目前，日產(chǎn)液2.7m3，日產(chǎn)油1.67t，含水38.0%。

圖4 蘇301－40－49井水驅(qū)前緣疊加示意圖

4 結(jié)論與建議

圖5 蘇301－38－48井生產(chǎn)動態(tài)曲線

（1）蘇301區(qū)塊整體壓裂注水開發(fā)實踐表明，整體壓裂開發(fā)技術(shù)可以建立油水井注水開發(fā)有效驅(qū)替體系，并能有效提高低滲透儲層的動用程度和整體開發(fā)效果。

（2）對于人工裂縫方向變化較快的區(qū)塊進行整體壓裂時，需充分考慮人工裂縫與井網(wǎng)合理匹配關(guān)系，應進行單井 “個性化”裂縫參數(shù)優(yōu)化設(shè)計，以避免油井見水過快和發(fā)生水淹情況的發(fā)生。

（3）通過優(yōu)化油水井人工裂縫最小“安全間距”，可為復雜應力場整體壓裂注水開發(fā)提供新思路。

（4）結(jié)合全縫長三維模擬技術(shù)，進一步完善施工工藝，以避免單翼裂縫突進，導致水淹情況的出現(xiàn)。

［1］ 李文學，李建民，謝朝陽.海拉爾復雜斷陷盆地油氣勘探與開發(fā)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006：30－55.

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Aim at the low permeability reservoir characteristics of the Su 301 block in Hailar oilfield，a large well spacing and small row spacing rectangle well pattern integral fracturing water flooding field test is launched，through the artificial fractures and pattern matching，conductivity and permeability matching，profiles and reservoir thickness matching，fracturing fluid and reservoir properties matching，the overall effective use of block is realized.It is applied in 39 wells 98 formations，construction success rate reached 98.8%after pressure average single well oil production is 2.6 t，production strength is 0.41 t／d·m，average single well water injection is 15 m3，which achieved production design requirements.

107Research and application of integral fracturing technology in Su 301block of Hailar oilfield

Wang Xianjun et al（Production Engineering Institute，Daqing Oilfield Co.Ltd.，PetroChina，Daqing，Heilongjiang 163453）

Hailar oilfield；Su 301 block；integral fracturing

TE357.1

A

1673－8217（2012）04－0107－03

2011－10－21；改回日期：2011－12－13

王賢君，高級工程師，1968年生，1989年畢業(yè)于大慶石油學院石油地質(zhì)專業(yè)，現(xiàn)從事采油工程技術(shù)研究工作。

劉洪樹