楊 紅 何 衡 王京艦 曹岳成 曹 晶 許 亮

(1. 延長油田股份有限公司開發(fā)部， 陜西 延安 716000；2. 中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院， 西安 710018；3. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 西安 710018；4. 延長油田股份有限公司杏子川采油廠， 陜西 延安 716000)

邊底水發(fā)育儲層壓裂參數(shù)優(yōu)化

楊 紅1何 衡2王京艦3曹岳成4曹 晶1許 亮1

(1. 延長油田股份有限公司開發(fā)部， 陜西 延安 716000；2. 中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院， 西安 710018；3. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 西安 710018；4. 延長油田股份有限公司杏子川采油廠， 陜西 延安 716000)

侏羅系延安組儲層和三疊系長2儲層邊底水普遍發(fā)育，如果壓裂施工參數(shù)不當(dāng)，就會壓竄邊底水。在統(tǒng)計分析延長油田前期壓裂資料的基礎(chǔ)上，優(yōu)選射孔位置，優(yōu)化水力壓裂施工排量、加砂強(qiáng)度。結(jié)果表明：該類儲層應(yīng)在儲層段頂部射孔，射開程度占儲層厚度的20%～30%；延安組儲層水力壓裂合理施工排量為0.8～1.2 m3min，優(yōu)化加砂強(qiáng)度為0.8～1.2 m2。針對長2儲層不同的儲層特征，推薦了5種壓裂規(guī)模。

邊底水儲層； 壓裂； 射開程度； 加砂強(qiáng)度； 施工排量

延長油田類型多變、含油層組多、油水關(guān)系復(fù)雜。平面上，油田廣泛分布于鄂爾多斯盆地；縱向上，包括了三疊系和侏羅系兩大含油層系14個油層。既有厚塊狀，又有薄層狀，還有層間狀；既有底水油帽，又有油水同層，還有薄層狀油水交互層和致密油層。多變的油藏類型和復(fù)雜的油水關(guān)系決定了針對不同儲層類型必須采取不同的儲層改造參數(shù)。

1 邊底水儲層地質(zhì)特征

延長油田侏羅系延安組儲層和三疊系長2儲層普遍發(fā)育，有比較充足的邊底水，但由于埋藏深度不同，儲層物性不同，壓裂改造參數(shù)也有區(qū)別。

1.1 延安組儲層特征

延長油田延安組油藏特征多樣，油水分布關(guān)系復(fù)雜，多呈底水油帽、油水同層或隔層較薄的油水間互層。依據(jù)油水關(guān)系、物性及電測資料將侏羅系延安組油層分為3種類型。

Ⅰ類：油層與底水直接接觸，縱向上砂體連續(xù)分布，油層孔、滲性好，油水分異明顯，視滲透率大于100×10-3μm2，含水飽和度小于40%，頂部有純油帶且厚度較大，油水過渡帶薄。

Ⅱ類：油層內(nèi)有夾層存在，縱向上油水分異相對較好，滲透率為(20～100)×10-3μm2，含水飽和度小于45%，頂部有不同厚度的純油層，油水過渡帶厚。

Ⅲ類：油層與底水之間有泥巖和砂泥巖隔層或夾層，隔層厚2～3 m，延伸不到2個井距就尖滅了，油水分異差，一般不會出現(xiàn)純油層。油層孔、滲差，視滲透率小于20×10-3μm2，含水飽和度大于45%。

1.2 長2儲層地質(zhì)特征

長2儲層與延安組侏羅系儲層相比，儲層物性較差。長2儲層以三角洲平原分流河道沉積的中 — 細(xì)粒長石砂巖為主，埋深550～1 800 m，儲集空間孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，喉道細(xì)，分選差。油層平均滲透率介于(11.76～100.00)×10-3μm2，孔隙度一般在19%以下，屬低滲透儲層；膠結(jié)類型以孔隙膠結(jié)為主，膠結(jié)物以高嶺石和綠泥石居多，含少量碳酸鹽。油層壓力和溫度低。據(jù)測試資料統(tǒng)計，壓力系數(shù)為0.64～0.80 MPa100 m，地層溫度梯度為 3 ℃100 m。

油水關(guān)系復(fù)雜，油層一般位于砂體上部，下部有大段底水存在，含油飽和度在縱向上呈“上高下低”的特征，靠近水層的儲層的滲透率相對較好。長2儲層除具有“低孔、低滲、低豐度”特征外，還具有油水同層、儲層較致密且連通性差、油水層關(guān)系復(fù)雜、油藏類型多樣等特征[1-4]。

2 儲層壓裂改造難點分析

侏羅系延安組儲層和三疊系長2儲層普遍發(fā)育充足的邊底水，儲層改造有一定的難度。當(dāng)負(fù)壓射孔、高能氣體壓裂等措施無效時，只能采用小型水力壓裂，但如果水力壓裂施工參數(shù)不當(dāng)，就會壓竄邊底水，造成不可挽回的損失。因此合理的改造規(guī)模和壓裂參數(shù)對于延安組儲層和三疊系長2儲層的壓裂改造極為關(guān)鍵[5-7]。

3 儲層壓裂參數(shù)優(yōu)化

3.1 射開程度和射孔位置優(yōu)化

近10年以來，延長油田邊底水油藏嘗試了一系列的增產(chǎn)改造措施，包括負(fù)壓射孔求產(chǎn)、復(fù)合射孔求產(chǎn)、高能氣體壓裂、基質(zhì)酸化、擠KCl水解堵等。邊底水油藏壓裂統(tǒng)計結(jié)果表明措施后產(chǎn)液量均較低，增產(chǎn)效果不理想。長期的現(xiàn)場實踐證明，小型水力壓裂為邊底水儲層最有效的增產(chǎn)措施，但壓裂效果的好壞、含水率的高低與儲層地質(zhì)特征和措施的射開程度及其他壓裂參數(shù)關(guān)系密切相關(guān)。

由表1可知，儲層物性基本一致時，在同等壓裂規(guī)模下，隨著射開程度、產(chǎn)液量增大的同時含水率也增大。因此原則上邊底水儲層射開程度不能過大。由表1統(tǒng)計得出比較理想的射開程度占儲層厚度的20%～30%。

底水儲層底部含水飽和度明顯升高，而水力壓裂裂縫一般向下的延伸幅度較大。如果射孔位置偏低，裂縫在縱向上的延伸，很可能溝通水層或高含水飽和度區(qū)，造成含水上升，所以射孔后留出足夠的剩余油層厚度對控制含水率上升很是關(guān)鍵[8]。底水儲層射孔位置盡量靠油層頂部。

表1 邊底水儲層氣井產(chǎn)量與儲層物性及射開程度的關(guān)系

在借鑒、統(tǒng)計分析200多口延安組儲層水力壓裂改造資料的基礎(chǔ)上，優(yōu)化延安組不同儲層類型的小型水力壓裂施工參數(shù)。

(1) 施工排量。侏羅系延安組壓裂改造的最大難度在于控制邊底水錐進(jìn)，即要控制裂縫在儲層縱向的高度。而裂縫縱向高度最主要的人為可控制因素是施工排量。統(tǒng)計前期侏羅系延安組儲層不同排量下的壓裂效果表明，延安組儲層水力壓裂施工的合理排量為0.8～1.2 m3min。一般來說，儲層純油層厚度越大，物性越差，施工排量就越大[9-11]。

(2) 加砂規(guī)模。對于邊底水發(fā)育的延安組儲層，物性越好，加砂量越少；油帽厚度越小，加砂量越小。統(tǒng)計不同排量下單井產(chǎn)油量和含水率關(guān)系，發(fā)現(xiàn)存在如下規(guī)律：

① 排量在1.2 m3min時，控制裂縫高度已不是主要目的，主要是想通過增大產(chǎn)液量來增加產(chǎn)油量，但加砂強(qiáng)度的大小與含水率有著一定的關(guān)系。加砂強(qiáng)度小于1.2 m2，含水率控制在50%以下時，儲層加砂強(qiáng)度Y與孔隙度φ、儲層厚度H的乘積存在冪函數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)R2=0.806 2。

② 當(dāng)排量在1.1 m3min時，加砂強(qiáng)度小于0.95 m2，含水率控制在50%以下時，儲層加砂強(qiáng)度Y與孔隙度φ、儲層厚度H的乘積存在冪函數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)R2=0.863 2。

③ 當(dāng)排量在1.0 m3min時，適當(dāng)增加加砂強(qiáng)度可以控制含水率的上升，儲層加砂強(qiáng)度Y與孔隙度φ、儲層厚度H的乘積存在冪函數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)R2=0.832 6。

④ 當(dāng)排量在0.9 m3min時，加砂強(qiáng)度小于0.5 m2，含水率基本控制在50%以下時，儲層加砂強(qiáng)度Y與孔隙度φ、儲層厚度H的乘積存在冪函數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)R2=0.807 5。

⑤ 排量為0.8 m3min多在油帽較薄的油藏采用，主要目的是通過控制裂縫高度來控制含水率的增大，加砂強(qiáng)度不大于0.6 m2，儲層加砂強(qiáng)度Y與孔隙度φ、儲層厚度H的乘積存在冪函數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)R2=0.880 9。

因此，在不同排量下依據(jù)儲層厚度和孔隙度，采用對應(yīng)的相關(guān)關(guān)系式確定儲層的加砂強(qiáng)度，從而確定小型加砂壓裂的規(guī)模。

3.3 三疊系長2儲層壓裂參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)三疊系長2儲層的物性、含油性、油層厚度和縱向上的非均質(zhì)性，將長2儲層細(xì)分為5類。表2列舉了5種壓裂規(guī)模，針對不同區(qū)域的儲層，根據(jù)具體油藏特征選擇采用(見表2)。

對于射孔段下界距油水界面小于5 m的底水油藏，除了控制排量和加砂量(采用Ⅰ和Ⅱ規(guī)模)以外，壓裂改造中應(yīng)降低攜砂液黏度，采用線性膠攜砂。適當(dāng)增加儲層濾失量，有利于控制含水率。對于邊底水比較發(fā)育的長2儲層，依據(jù)井溫測井資料所得排量Q與裂縫高度H的關(guān)系式：H=4.39e1.03Q，施工排量應(yīng)不高于 1.2 m3min。

分析壓裂施工和采油資料，油層厚度大于 10 m的儲層，砂比控制在20%～25%較好；油層厚度在5～10 m的儲層，砂比控制在15%～20%較好；油層厚度大于10 m，且邊底水不發(fā)育的儲層，砂比控制在25%～35%為好。

表2 長2油層壓裂規(guī)模

4 結(jié) 語

(1) 根據(jù)邊底水油藏的儲層特征，優(yōu)選射孔位置為儲層段頂部，射開程度占儲層厚度的20%～30%。

(2) 延安組儲層水力壓裂施工合理排量為 0.8～1.2 m2，在不同排量下依據(jù)相關(guān)關(guān)系式確定儲層的加砂強(qiáng)度在0.8～1.2 m2。

(3) 對于物性較差的長2儲層，在壓裂改造時，既要考慮壓竄邊底水，又要考慮改造規(guī)模。針對不同的儲層物性，共推薦了5種壓裂規(guī)模。

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Optimization of Fracturing Parameters in Edge and Bottom Water Reservoir

YANGHong1HEHeng2WANGJingjian3CAOYuecheng4CAOJing1XULiang1

(1.Development Department, Yanchang Oilfield Company, Yan′an Shaanxi 716000, China;2.Oil & Gas Techenology Research Institute of Changqing Oilfield Company, Xi′an 710018, China;3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Changqing Oilfield Company,PetroChina, Xi′an 710018, China; 4.Xingzichuan Oil Production Plant,Yanchang Oilfield Company, Yan′an Shaanxi 716000, China)

Yanchang Oilfield of Jurassic Yan′an formation and the Triassic Chang 2 reservoir developed widely with adequate bottom water, so edge and bottom water appears freqently when fracturing parameters are not correct. Based on the early stage statistical analysis, we extend the oil field fracturing data and optimize perforation position, the optimum hydraulic fracturing operation sand strength. The perforation spot should be on top of the reservoir section, with perforated degree of reservoir thickness in 20%～30%. Construction displacement of hydraulic fracturing in Yan′an group reservoir should be kept within the reasonable range of 0.8～1.2 m3min, sand strength in 0.8～1.2 m2. According to the reservoir characteristics, 5 different fracturing modes are recommended.

edge and bottom water reservoir; fracturing; perforation degree; the intensity of sand; construction displacement

2016-01-22

國家科技重大專項“超低滲透油藏有效開發(fā)技術(shù)”(2011ZS05013-004)

楊紅(1980 — )，女，西安人，碩士，工程師，研究方向為油氣田開發(fā)工程。

TE357.1+1

A

1673-1980(2017)01-0055-03