達引朋，楊博麗，蘇良銀(1．長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西西安710018;2．低滲透油氣田開發(fā)國家工程重點實驗室，陜西西安710018; ．川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西西安710018)

超低滲透油藏水平井二次壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用

達引朋1，2，楊博麗3，蘇良銀1，2
(1．長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西西安710018;2．低滲透油氣田開發(fā)國家工程重點實驗室，陜西西安710018; 3．川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西西安710018)

華慶X油藏為典型的超低滲油藏，為了提高單井產(chǎn)量，采用以水平井為主的開發(fā)方式。但隨著開發(fā)時間的延長和生產(chǎn)過程中壓力、溫度等環(huán)境條件的改變，部分水平井單井產(chǎn)量遞減快，開發(fā)效益逐漸變差，急需要通過二次壓裂恢復(fù)或提高單井產(chǎn)量。目前，國內(nèi)水平井二次壓裂尚處于起步階段，為此，在通過對國外水平井二次壓裂技術(shù)分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合華慶X超低滲油藏儲層特征和水平井低產(chǎn)原因，開展了二次壓裂增產(chǎn)潛力分析、工藝優(yōu)化及配套管柱研發(fā)，形成了以“體積復(fù)壓為主、加密布縫為輔”的老井二次壓裂工藝技術(shù)?，F(xiàn)場試驗表明，6口井的增產(chǎn)效果明顯，為超低滲改造水平井提高單井產(chǎn)量提供了技術(shù)借鑒。

超低滲;水平井;二次壓裂;加密布縫;體積改造

華慶X油藏屬于典型的超低滲透油藏，儲層致密、物性差，平均滲透率小于0．3 mD，定向井提高單井產(chǎn)量難度較大。近年來，以水平井分段壓裂等主體技術(shù)的不斷突破和成熟，華慶X超低滲油藏水平井單井產(chǎn)量較定向井明顯提高，初期達到6．0 t/d，為常規(guī)定向井的4．7倍，取得了明顯的提高單井產(chǎn)量效果。但是隨著開發(fā)時間的延長和生產(chǎn)過程中壓力、溫度等環(huán)境條件的改變，導(dǎo)致部分水平井單井產(chǎn)量遞減快，開發(fā)效益逐漸變差。為了提高水平井單井產(chǎn)量和開發(fā)效果，在對國外水平井二次壓裂技術(shù)分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合華慶X超低滲油藏儲層特征和水平井低產(chǎn)原因，開展了華慶X超低滲油藏水平井二次壓裂增產(chǎn)潛力分析、壓裂工藝優(yōu)化及配套管柱研發(fā)，并進行了水平井二次壓裂先導(dǎo)性試驗，取得了明顯的增產(chǎn)效果。

1 水平井壓裂儲層條件和開發(fā)特征分析

1．1儲層特征分析

根據(jù)國內(nèi)外低滲透油藏成功應(yīng)用壓裂水平井的經(jīng)驗［1-4］，目前常規(guī)的低滲透油藏水平井壓裂適應(yīng)的地質(zhì)參數(shù)范圍如下:(1)油藏埋深1 000～4 000 m; (2)受水平井鉆井工藝技術(shù)限制，水平井目的層有效厚度大于4m;(3)儲層物性差，滲透率0．05～0．50 mD，孔隙度4%～12%;(4)受鉆完井技術(shù)和經(jīng)濟效益影響，水平段平均長度914．4 m;(5)儲層非均質(zhì)系數(shù)的平方小于16，保證垂向滲透率不能太小;(6)研究區(qū)具有一定的剩余可采儲量(大于5×104t可作為參考值，保證一定的經(jīng)濟效益);(7)儲層有比較發(fā)育的天然裂縫，水平段壓裂后形成比較復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)，增加改造體積，從而提高產(chǎn)能;(8)研究區(qū)處于有利的沉積相帶。

對工區(qū)儲層參數(shù)與國內(nèi)外壓裂水平井開發(fā)及二次壓裂成功經(jīng)驗得到的適用參數(shù)范圍進行對比分析，華慶X超低滲儲層基本滿足二次壓裂水平井開發(fā)的儲層地質(zhì)條件，對比分析結(jié)果見表1。

表1 華慶X超低滲儲層參數(shù)及相應(yīng)的開發(fā)條件對比分析結(jié)果Table 1 Analytic result of parameters and development conditions of ultra-low permeability reservoir in Huaqing X

1．2完井改造方式及參數(shù)分析

巴肯油田水平井以裸眼完井方式為主［5-7］，投產(chǎn)主要采用體積壓裂改造工藝，封隔器或滑套單縫分段壓裂，分流采用膨脹封隔器和滑套等無機械分離。而華慶X超低滲油藏采用的套管完井方式，投產(chǎn)壓裂采用水力噴砂分段常規(guī)壓裂改造工藝，其壓裂改造間距較大(70～100 m)，壓裂改造規(guī)模(壓裂液用量、支撐劑用量、施工排量)較國外體積壓裂規(guī)模明顯偏小，其投產(chǎn)改造方式及參數(shù)對比分析見表2。華慶X超低滲透儲層水平井壓裂井下微地震監(jiān)測結(jié)果表明，壓裂裂縫帶寬僅60～65 m，裂縫帶寬較窄，壓裂段縫與縫之間存在明顯的儲量未動用區(qū)域，為二次壓裂改造提供了挖潛潛力。

表2華慶X超低滲儲層完井改造方式及參數(shù)對比分析結(jié)果Table 2 Analytic result of well com p letion system for ultra-low permeability reservoir in Huaqing X

評價指標(biāo)國外水平井研究區(qū)水平井完井方式裸眼139．7 mm套管完井壓裂工藝體積壓裂水力噴砂常規(guī)壓裂工藝分段壓裂間距/m 50 80～100

續(xù)表2

1．3開發(fā)特征分析

巴肯油田由于其壓力系數(shù)高(＞1．2)，采用自然能量開發(fā)，油井開采2．0～3．5 a后，由于產(chǎn)量下降幅度大，開發(fā)效益和經(jīng)濟效益變差。前期通過分析，優(yōu)選兩類低產(chǎn)水平井進行二次壓裂:(1)投產(chǎn)進行射孔壓裂完井且示蹤劑測試表明無支撐劑進入的水平段;(2)優(yōu)選瞬時停泵壓力(ISIP)相對較低的水平段。二次壓裂采用水力噴砂壓裂和裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)，措施后產(chǎn)量提高252%，預(yù)估可采儲量增加30%。

華慶X油藏由于是典型超低滲、低壓(壓力系數(shù)0．7)油藏，水平井以五點法和七點法井網(wǎng)為主，采用超前注水開發(fā)方式。1口水平井對應(yīng)4口或6口注水井，水平井之間的距離為700～800 m，注水井排距離水平段端部距離150 m。該區(qū)初期水平井平均單井產(chǎn)量6．0 t/d，目前部分井單井產(chǎn)量下降至2．0 t/d以下，其中低液量中低含水率(日產(chǎn)液＜5．0 m3/d，含水率＜60%)低產(chǎn)井占總低產(chǎn)井的60%以上，是低產(chǎn)油井的主要類型，開發(fā)效益變差，急需通過二次壓裂進行恢復(fù)或提高單井產(chǎn)量，提升水平井試驗區(qū)整體開發(fā)效益。

通過以上儲層條件、投產(chǎn)改造方式及參數(shù)、開發(fā)特征等方面與國內(nèi)外水平井開發(fā)和二次壓裂條件進行對比分析，認為華慶X超低滲儲層水平井具備二次壓裂的條件。

2 低產(chǎn)原因分析

通過地質(zhì)、工程兩方面因素對華慶X低產(chǎn)水平井進行分析，其低產(chǎn)原因主要有以下方面:

(1)水平段布縫間距大、改造段數(shù)少。華慶X儲層水平段長700～800 m，平均改造段數(shù)8～10段。受壓裂改造工藝影響，投產(chǎn)初期部分井水平段段間距較大(100 m左右)。井下微地震監(jiān)測表明，此類水平井壓裂裂縫帶寬僅60～65 m，壓裂后縫間存在較大的未改造區(qū)域，影響儲層改造效果。

(2)投產(chǎn)壓裂改造規(guī)模小，儲層改造程度低。水平井開發(fā)早期，受水力噴射管柱條件限制，施工排量低(≤3．0 m3/min)，改造規(guī)模小(＜25 m3)，對儲層改造程度低。利用E-Stimplan壓裂軟件模擬計算結(jié)果表明，加砂量25～40 m，施工排量2．0～3．0 m3/min時，裂縫半長120～155 m，與井下微地震監(jiān)測裂縫半長110～180 m的結(jié)果對比，二者基本接近。

(3)受壓裂工藝、工具等因素影響，部分層段改造不充分。華慶X水平井普遍采用一趟鉆壓裂3～5段，根據(jù)壓后起鉆情況和壓裂施工曲線分析，部分水平井在壓裂施工過程中存在水力噴射壓裂管柱底封K344-108封隔器損壞等問題，對各段的封隔性有一定的影響，造成目的段破壓不明顯，儲層改造不充分。

3 水平井二次壓裂工藝技術(shù)研究

通過分析華慶X超低滲油藏儲層條件，其脆性指數(shù)大于40%，天然裂縫發(fā)育，達到了0．76～1．45條/m，油藏水平兩相應(yīng)力差值在2．7～7．2 MPa，具備形成復(fù)雜裂縫的條件［8-11］。根據(jù)水平井低產(chǎn)原因分析，以“體積壓裂”為理念，提出了以“老縫體積復(fù)壓為主、加密布縫壓裂為輔”的老井二次壓裂改造技術(shù)思路，通過增加裂縫帶寬，擴大儲層改造體積，從而實現(xiàn)提高單井產(chǎn)量的目的。

3．1增產(chǎn)機理論證

3．1．1老縫體積壓裂針對投產(chǎn)采用Eclipse數(shù)值模擬軟件建立模型，模擬常規(guī)裂縫形態(tài)和體積壓裂后復(fù)雜裂縫兩種不同的二次壓裂方式下產(chǎn)量的變化。

模擬條件:水平井為五點排狀井網(wǎng)，井排距= 600m×150 m，水平段長度800 m，x方向滲透率0．30 mD，y方向滲透率0．10 mD，z方向滲透率0．03 mD，油層厚度20 m，生產(chǎn)流壓6 MPa，水井井底注入壓力30 MPa。投產(chǎn)壓裂9條單縫，縫間距80 m，紡錘型布縫。

按照不同裂縫形態(tài)，分別建立2個對比模型如下:

模型1:投產(chǎn)常規(guī)壓裂單條裂縫形態(tài)，帶長150 m，縫寬0．025 m，導(dǎo)流能力10μm2·cm。

模型2:體積壓裂單條裂縫形態(tài)，帶長250 m，帶寬70 m，縫寬0．025 m，導(dǎo)流能力10μm2·cm。

模擬結(jié)果如圖1所示。由圖1可見，針對距離水平井較遠的井段，通過形成復(fù)雜裂縫來進一步增加儲層改造體積，預(yù)測原縫體積壓裂5段，初期日增油可達4～5 t。

圖1 華慶X超低滲儲層典型水平井二次體積壓裂措施前后單井產(chǎn)量Fig．1 Well production plot before and after volume re-fracturing for typical horizontal well of ultra-low permeability reservoirs in Huaqing X

3．1．2水平段加密布縫壓裂改造針對初次改造布縫間距較大的水平井(段間距＞100 m)段間存在未控制的空白區(qū)域的低產(chǎn)水平井，通過加密布縫實現(xiàn)段間剩余油的有效動用，來提高單井產(chǎn)量。

同樣采用以上數(shù)值模型，模擬不同縫間距下水平井產(chǎn)量的變化規(guī)律。初次壓裂6條單縫，紡錘型布縫，加密壓裂5條縫，段間位置由初期的平均120 m加密縮短至50 m，縫寬0．025 m，導(dǎo)流能力10μm2·cm。結(jié)果如圖2所示，由圖2可見，隨著裂縫密度的增加，單井產(chǎn)量呈增加趨勢，且增加趨勢先快后緩，說明了加密布縫可進一步提高縫間剩余油動用程度，能夠?qū)崿F(xiàn)提高單井產(chǎn)量的目的。

圖2 單井產(chǎn)量及增幅與裂縫密度關(guān)系曲線Fig．2 Curve of relation to well production，grow th and fracture density

3．2壓裂工藝及參數(shù)優(yōu)化

開展了壓裂工藝試驗，主要采用大液量、適度排量的施工參數(shù)，形成較大的縫內(nèi)凈壓力;再通過滑溜水與凍膠的交替注入，其中低黏滑溜水注入有效溝通天然裂縫，凍膠攜砂注入，形成有效支撐主裂縫;最終形成以“主縫+支縫”為主的裂縫系統(tǒng)，擴大裂縫帶寬，增加改造體積，提高單井產(chǎn)量。

3．2．1裂縫穿透比優(yōu)化對于長水平段五點井網(wǎng)，按照以上水平井模擬條件，采用Eclipse數(shù)值模擬。結(jié)果表明，穿透比組合為0．5～0．8(即裂縫半長為180～260 m)時，累計產(chǎn)量較高，之后變緩(見圖3)。因此確定了水平井體積二次壓裂的最優(yōu)穿透比為0．5～0．8。

圖3 不同裂縫穿透比組合的累計產(chǎn)油Fig．3 Curve of relation to cumulative oil production and different crack penetration

3．2．2排量優(yōu)化研究表明，體積壓裂的目的是通過大排量產(chǎn)生足夠的凈壓力來實現(xiàn)天然微裂縫張開而形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)［9-10］。根據(jù)Warpinski和Teufel提出的破裂準(zhǔn)則［11］，當(dāng)致密儲層天然裂縫發(fā)生張性斷裂時，所需的縫內(nèi)凈壓力為:

式中，pnet為凈壓力，MPa;σH為水平最大主應(yīng)力，MPa;σh為水平最小主應(yīng)力，MPa;θ為天然裂縫與水平最大主應(yīng)力方位夾角，(°)(見圖4)。

圖4 天然裂縫性儲層裂縫開啟示意Fig．4 Schematic diagram of natural fracture opening

而裂縫縫內(nèi)凈壓力與施工排量正相關(guān)，與儲層厚度負相關(guān)［12］(見式(2))，根據(jù)凈壓力與儲層厚度、施工排量圖版可確定體積壓裂排量(見圖5)。

式中，pnet為凈壓力，MPa;E為楊氏模量，MPa;H為裂縫高度，m;Q為施工排量，m3/min;μ為液體黏度，mPa·s;L為裂縫半長，m;ptip為裂縫尖端壓力，MPa。

按華慶長6水平兩向應(yīng)力差3．5～4．9 MPa，儲層厚度20 m，實現(xiàn)地層天然微裂縫張開的排量需大于5．0 m3/min(見圖5)，其凈壓力才能克服兩向應(yīng)力差而產(chǎn)生復(fù)雜裂縫。同時，考慮縱向儲隔層應(yīng)力差與施工排量是影響人工裂縫高度的主要因素。當(dāng)縱向儲隔層應(yīng)力差小于4 MPa時，施工排量大于6．0 m3/min后，縫高易失控，因此，優(yōu)化施工排量4．0～6．0 m3/min。

圖5 不同厚度儲層不同排量凈壓力Fig．5 Net pressure values in fracture of varied reservoir thickness and pumping rate

3．2．3液量優(yōu)化建立五點井網(wǎng)水平井注采井組模型，應(yīng)用數(shù)值模擬計算不同液量對本井產(chǎn)量的影響。結(jié)果表明，注液量越大，增油量越大，趨勢逐漸變緩;同時本井含水率上升也越高，后期下降至穩(wěn)定。按照體積壓裂5段進行計算，單井注液量3 000～4 000 m3，平均單段注液量600～800 m3(見圖6)。

圖6 不同注液量與累計增油量關(guān)系圖(體積壓裂5段)Fig．6 Curve of relation to cumulative oil production and different water inflow into form ation

3．2．4支撐劑量優(yōu)化在儲層中要形成以“主縫+支縫”為主的裂縫系統(tǒng)，需要采用多種支撐劑支撐的模式，即小粒徑支撐劑支撐天然微裂縫及小裂縫，較大粒徑支撐劑支撐主裂縫。根據(jù)儲層閉合應(yīng)力大小和室內(nèi)試驗評價結(jié)果，優(yōu)選40～70目與20～40目的石英砂作為支撐劑。為了滿足縫內(nèi)凈壓力的需求，在施工過程中需提高低黏壓裂液量的比例;取平均砂比為10%，在注液量設(shè)計為600～800 m3時，支撐劑用量取60～80 m3。

3．2．5壓裂管柱組合優(yōu)化由于水平井初次采用水力噴砂分段改造，套管多次射孔，且壓裂時多次高承壓，對套管損傷較大，為確保定點改造和施工安全，優(yōu)選三封單卡壓裂管柱，但其施工排量最大3．0 m3/ min。為此，通過優(yōu)化管柱組合、研發(fā)大通徑工具來提高施工排量，形成了水平井二次壓裂新型三封單卡管柱，管柱組合為(由上至下):直井段89 mm油管+大通徑K344封隔器+水平段73 mm油管+大通徑K344封隔器+大通徑導(dǎo)壓噴砂器+大通徑K344封隔器+絲堵(見圖7)。其中，導(dǎo)壓噴砂器內(nèi)徑38 mm，管柱其它處最小通徑為50 mm。

圖7 水平井二次壓裂新型三封單卡管柱示意Fig．7 Schematic diagram of string about three packers for one stage in horizontalWellwhile volume repeating fracturing

在管柱優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，配合低摩阻壓裂液(6．0 m3/min排量下摩阻系數(shù)為0．005 MPa/m)，計算不同水平段位置的施工排量上限(見式(3))。在井口限壓60 MPa的條件下，1 000 m水平段最大施工排量可達6．0 m3/min，滿足體積壓裂需求(見圖8)。

式中，pt為油管井口壓力，MPa;pc為裂縫閉合壓力，MPa;pnet為凈壓力，MPa;ppr－f為孔眼摩阻，MPa;pp－f為管柱摩阻，MPa;pnwb－f為近井筒彎曲摩阻，MPa;ph為靜液柱壓力，MPa。

圖8 三封單卡分段壓裂管柱井口壓力預(yù)測Fig．8 W ellhead pressure forecasting map about three packers for one stage while re-fracturing step by step

4 礦場試驗及效果分析

在華慶X超低滲油藏選擇初期改造程度較低的6口井開展二次壓裂試驗，平均單井二次壓裂5段，單段注液量500～800 m3，支撐劑量50～60 m3，施工排量5．0～6．0m3/min。措施后日產(chǎn)油量由措施前的1．65 t/d提高至6．02 t/d，投產(chǎn)初期和半年日產(chǎn)油分別較投產(chǎn)壓裂提高0．41 t/d和0．95 t/d，目前井均累增油已達930 t，且持續(xù)有效(見表3)。

表3 投產(chǎn)壓裂與二次壓裂施工參數(shù)及生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比表Table 3 Comparison of construction parameters and production data of fracturing and repeated fracturing for horizontal well

通過對6口二次壓裂井進行分析，其中2口加密布縫體積壓裂井較4口老縫體積壓裂井平均日產(chǎn)油提高0．7 t/d(見圖9)，顯示了初次改造布縫間距較大的水平井(段間距＞100 m)通過加密布縫體積壓裂后增產(chǎn)潛力大于老縫體積壓裂，具有較好二次壓裂前景。

5 結(jié)論

(1)與國外巴肯等水平井開發(fā)及二次壓裂井成功經(jīng)驗進行對比分析，華慶X超低滲儲層低產(chǎn)水平井與國外成功實施二次壓裂井在儲層條件、完井改造方式、開發(fā)特征等方面具有較相近的特征，具備開展二次壓裂的條件。

(2)針對華慶X儲層水平段間距大(100 m左右)、施工排量低(≤3．0 m3/min)、改造規(guī)模小(＜25 m3)、部分層段改造不充分等原因造成的低產(chǎn)水平井，形成了以“體積復(fù)壓為主、加密布縫為輔”的二次壓裂工藝技術(shù)。

(3)配套形成了水平井二次壓裂新型三封單卡壓裂管柱，最大施工排量可達6．0 m3/min，滿足體積壓裂重復(fù)改造要求。

(4)現(xiàn)場試驗表明，初期改造程度較低的水平井通過實施二次壓裂增產(chǎn)效果顯著，且加密布縫體積壓裂井增產(chǎn)效果高于老縫體積壓裂井，為低改造程度水平井二次壓裂提高單井產(chǎn)量探索了新途徑。

圖9 不同方式二次壓裂水平井生產(chǎn)曲線Fig．9 Production curve of horizontalwells w ith different repeated fracturing

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(編輯王亞新)

Exploration and Experiment of the Repeated Fracturing Technique for HorizontalWell in Ultra-Low Permeability Reservoir

Da Yinpeng1，2，Yang Boli3，Su Liangyin1，2
(1．Oil＆Gas Technology Research Institute，Changqing Oilfield Company，Xi’an Shaanxi710018，China; 2．National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil＆Gas Fields，Xi’an Shaanxi710018，China; 3．Changqing Down Hole Operation Company，CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited，Xi’an Shaanxi710018，China)

Huaqing X reservoir is a typical ultra-low permeability reservoir．The developmentmode of horizontal well is adopted to improve the production of single well．But with the change of pressure，temperature and other environmental conditions during the development time prolonged and the production increasing，the single well production in part of the horizontal well declines rapidly，which results in poor economic development gradually and provides a need for re-fracturing to restore or improve the single well production．At present，the domestic level of re-fracturing for horizontal wells is still in initial stage．Therefore，a series ofmeasures，such as potential analysis，process optimization andmatching sting R＆D for horizontalwells，are taken to form a re-fracturingmode of volume construction in primary fracture and infill treating among two stages old fractures based on the analysis of present technology situation，reservoir feature and low yield reasons．The field test of 6 wells shows that the technology can meet the need of reservoir reconstruction and increase production efficiency，which provides a way to improve the production of single well about low reconstruction degree for ultra-low permeability reservoir．

Ultra low permeability;Horizontalwell;Repeated fracturing;Infill fracture spacing;Volume construction

TE357

A

10．3969/j．issn．1006-396X．2017．04．010

1006-396X(2017)04-0048-07

2016-11-22

2017-03-17

中國石油天然氣股份有限公司資助項目“長慶油田致密油氣多層多段壓裂技術(shù)攻關(guān)與現(xiàn)場試驗”(2015CGCGZ004)。

達引朋(1980-)，男，工程師，從事油田增產(chǎn)改造方面研究;E-mail:dypeng_cq@petrochina．com．cn。