红河油田长8油藏压裂水平井产能影响因素分析

胡艾国 熊 佩 姚昌宇 李月丽

（中石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006）

红河油田长8油藏压裂水平井产能影响因素分析

胡艾国 熊 佩 姚昌宇 李月丽

（中石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006）

针对红河油田压裂水平井产量递减快、含水高等问题，结合红河油田长8储层地质特征，分别研究了基质型储层和裂缝性储层条件下，油藏地质因素和压裂工程因素等对压后产能的影响。结果表明：油藏类型是影响压后产能的关键因素，对于基质型油藏，水平段长和裂缝条数是影响产能的主要因素；而对于裂缝型油藏，储层含油性及产能系数主要影响压后产能，综合压裂工艺及压裂液体系对压后产能的影响，确定最优压裂方案对提高压后产能具有重要指导意义。

红河油田；压裂水平井；产能；影响因素

红河油田构造位于鄂尔多斯盆地天环向斜南部，油田主要含油层位为侏罗系延安组和三叠系延长组，目前已在延安组延9、延长组长6、长8和长9发现油层，属于低压、低孔、特低渗油藏。截至2011年底，探明储量6 084×104t，2012年底探明储量将达亿吨，油井自然产能低，需要采取压裂措施才能投产。针对红河油田储层特征及投产情况，通过分段压裂改造获得了较好的增产效果，但由于其天然裂缝发育、基质渗透率低及井网部署较密，导致出现压裂易沟通邻井、部分井产油量低、含水上升快等问题，随着水平井产能建设的深入，研究压裂水平井的产能和影响因素是一个非常关键的问题。笔者针对红河油田已投产水平井的生产情况，分析影响压裂水平井产能的主要因素，为后期水平井开发提供了一定优化原则。

1 地质影响因素分析

1.1 油藏类型

不同类型的油藏采用水平井进行开发后生产效果存在一定差异，根据红河油田地质属性及压后产量、含水等变化特征，将红河油田已投产见油水平井油藏类型分为裂缝型、裂缝—基质型和基质型3类。

（1）裂缝型油藏投产初期以裂缝渗流占主导优势，初产量较高，含水率低，随着裂缝能量的释放，进入基质—裂缝渗流阶段，产量递减较为明显。

（2）裂缝—基质型油藏裂缝渗流主导优势不明显，投产初期含水率较高，随着压裂液的返排，含水率下降，日产油量相对较稳定。

（3）基质型油藏以基质渗流占主导优势，压裂投产后由于供液不足，动液面下降较快，含水率较高，日产油量较低。

压后产量分析表明：裂缝型油藏平均日产量在10 t/d以上，裂缝—基质型油藏平均日产量在5～10 t/d左右，而基质型油藏平均日产量在5 t/d以下，油藏类型是影响产量高低的关键因素。

1.2 储层含油性

地层的测录井资料直接反映了油藏的含油性，含油性越好，日产量越高，从测录井参数与平均日产油量的关系（图1、图2）可以看出，油迹以上显示比例越高，水平井压后平均日产量越高，声波时差越大，日产油量相对越高。

图1 声波时差与日产油量关系

图2 油迹以上所占比例与日产油量关系

1.3 地层系数

将地层有效厚度与有效渗透率的乘积作为地层系数来反映地层流通能力的大小，从下面地层系数与平均日产量的关系（图3）可以看出：随着地层流通能力的变大，日产量相应变高，从散点拟合的斜率看，地层系数对产能的影响较小，并且对裂缝性油藏的影响要大于基质型油藏。

图3 地层系数与平均日产量关系

1.4 储能系数

将储层有效厚度、平均孔隙度以及含油饱和度的乘积作为产能系数来反映水平井周围储层油气的富集情况，可动用产能越高，压裂水平井平均日产量越大。从储能系数与平均日产量的关系曲线（图4）可以看出：储能系数越大，平均日产量相对越高，由拟合斜率可知，产能系数对基质型油藏影响较小，对裂缝型油藏的影响要大于对基质型油藏的影响。

图4 储能系数与平均日产油关系

2 工程影响因素分析

2.1 裂缝参数

2.1.1 裂缝方位 考虑到地应力方向问题，水平井平行于地层最大主应力方向时，压裂后产生纵向单裂缝，但不能大幅度增加水平井的产量。水平井垂直于地层最大主应力方向时，通过分段压裂产生多条横向裂缝，可以大幅度增加产量，达到利用一口水平井代替多口直井的目的。由不同井筒方向与裂缝方位夹角对产量的影响曲线（图5）可以看出：当井筒方向与裂缝方位垂直时累计产油量最高。

图5 井筒方向与裂缝方位夹角对产量的影响曲线

2.1.2 裂缝长度 裂缝长度是影响压裂水平井产能的重要因素之一，对于低渗透油藏而言，随着裂缝半长的增加，压裂水平井产量呈递增趋势，由不同裂缝半长条件下的平均日产量（图6）可知：对于红河油田压裂水平井，裂缝半长在90～110 m时，产能效果最好，稳产时间较长，裂缝半长在110 m以上时，产量递减快，而裂缝半长小于90 m时，效果最差。由此可见红河油田压裂水平井的最佳裂缝半长为90～110 m。

图6 不同裂缝半长下的日产油量

2.1.3 裂缝条数 裂缝条数是影响压裂水平井产能的另一个重要因素，对于低渗透油藏，水平井压后投产初期，裂缝条数越多，日产量越大，随着生产时间的延长，裂缝间会产生相互干扰，裂缝条数越多，裂缝间距越近，缝间干扰越严重，产量递减越快。由于红河油田水平段长在1 000 m左右的水平井均采取同样的裂缝条数，无法利用实际生产数据判断裂缝条数对产能的影响，因此，利用红河油田长8油层的实际地层参数通过数值模拟研究相同水平段长（1 000 m）下不同裂缝条数对产量的影响，研究结果表明（图7）：在1年生产时间内，裂缝条数增加，日产油量增加，裂缝条数大于11后，增加幅度减小，投产3年以后，日产油量随裂缝条数的增加有减小趋势，此时产生裂缝间干扰，因此在水平段长度为1 000 m时，最佳裂缝条数为9～11条，选择合理的裂缝条数对水平井产量有积极作用。

图7 不同裂缝条数对产能的影响

2.1.4 裂缝间距 裂缝间距会影响储量动用程度及裂缝间的相互干扰，合理的裂缝间距将提高压后产能。对红河油田24口水平井产量与裂缝间距的关系分析表明（图8）：对于裂缝型油藏，在一定裂缝间距范围内，随着裂缝间距增大，压后产量增加，裂缝间距增大有效地减弱了裂缝间的相互干扰，当裂缝间距超过某一范围后，压后产量随裂缝间距的增大而减小，即裂缝间距过大会降低储量动用率，综合考虑储量动用率和压后水平井产量因素，裂缝型油藏的最佳裂缝间距在100～120 m左右。而对于基质型油藏，裂缝间距越大，平均日产量越低，即对于基质型油藏应缩小裂缝间距，主要以提高储量动用程度为主提高压后产量，基质型油藏的最佳裂缝间距在70～90 m左右。对于裂缝—基质型油藏，随着裂缝间距加大，压后产量有增大的趋势，但变化不明显，由裂缝间距与日产油关系（图8）可以看出，裂缝—基质型油藏的最佳裂缝间距为100～110 m。

图8 裂缝间距与平均日产油关系

2.2 水平段长度

一般情况下，水平段越长，泄油面积越大，压后产量越高，从红河油田长8油藏24口水平井的水平段长与平均日产量的关系（图9）可以看出，对于裂缝—基质型、基质型油藏，水平段越长，平均日产量相对越高，而对于裂缝型油藏，平均日产量与水平段长度关系不明显，这主要是由于水平段长加大了基质型油藏的泄油面积，而对于裂缝型油藏，裂缝的存在已经沟通了油气的渗流通道，加长水平段对泄油面积影响不大。

图9 水平段长与平均日产量关系

2.3 施工参数

施工参数与平均日产量关系表明：单段加砂量、前置液比例与压后产量关系不明显，对于基质型油藏，随着砂比的提高，平均日产油有增大趋势，砂比越高，裂缝铺砂浓度相对越大，裂缝导流能力越大，压后产量相对越高，而随着排量增大，产量则有降低趋势，这是由于小排量造长缝，能扩大井筒周围的泄油面积，而大排量会造成裂缝向纵向延伸，不利于基质型油藏的压后产能，由此可见对于基质型油藏的压裂改造思路为短间距、高砂比、低排量造长缝来提高压后产能。

2.4 其他影响因素分析

2.4.1 井间沟通 截至2012年12月底，红河油田长8油藏已经出现20余口水平井压裂过程沟通邻井的现象，沟通井投产情况分析表明：HH37P1沟通后日产油由10.8 t/d降为9.11 t/d，目前日产油递减至4.23 t/d，产水量大幅度增加，含水率大幅度上升，井间沟通后会造成动液面下降，地层能量不足，日产油量减少，日产液上升可能是沟通后来自于邻井的水，以致含水上升。

2.4.2 压裂工艺 红河油田长8油藏水平井压裂工艺主要为裸眼封隔器分段压裂，此工艺虽然压裂段数多，施工周期短，但裂缝起裂位置不易控制，小间距水平井压裂易造成段间压窜，因此对于红河油田长8油层基质储层区，水平井压后产液量低，动液面下降快，含水率高，地层供液不足，需要缩小段间距来提高单井泄油面积，同时开展控水增油压裂技术，对此可以开展套管固井多簇射孔分段压裂工艺或可开关式滑套压裂工艺试验，达到均衡改造储层和卡堵水的目的，提高单井产油量。

2.4.3 压裂液体系影响 目前红河油田所使用的压裂液为瓜胶压裂液体系，交联液采用硼砂，破胶剂为胶囊和过硫酸铵，支撑剂采用的是20～40目陶粒，室内岩心伤害实验表明，瓜胶压裂液体系残渣含量高，对岩心伤害率达30%以上，对储层污染较为严重，一定程度上制约着压后产能，对此，开展了30余种新型压裂液体系的评价研究（表1），优选了12种在红河油田进行直井试验，施工成功率100%，随着该体系的成熟，下一步将应用于水平井开发，降低对储层伤害，提高单井采出程度。

表1 部分压裂液体系优选及性能

3 结论与建议

（1）油藏类型是影响红河油田长8油藏压后产能高低的关键因素，含油显示级别越高，地层产能系数越大，压后效果越好。

（2）适当降低施工排量、增加水平段长、缩小段间距、增加裂缝条数、增大泄油面积是提高基质型油藏水平井压后产能的有效方法，而对于裂缝性储层应增大排量，提高砂比，增加裂缝导流能力，造中短缝避免井间沟通才能有效提高水平井压后产能。

（3）红河油田水平井投产进度快，压后产能影响因素多，建议适当增大井网井距，对于裂缝发育段控制规模，避免井间沟通，其次可以采取套管固井完井，利用多簇分段压裂技术，结合压裂设计优化以及低伤害压裂液体系进行水平井分段压裂改造。

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［2］朱新佳.苏里格气田多级压裂水平井产能预测方法［J］.中国石油大学胜利学院学报，2010，24（4）：5-7.

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［4］张曙振.特低渗透油藏产能研究［D］.北京：中国石油大学，2008-04：62-67.

Inf l uencing factor analysis of fractured horizontal well productivity in Chang 8 reservoir of Red River Oilf i eld

HU Aiguo, XIONG Pei, YAO Changyu, LI Yueli
（Research Institute of Engineering and Technique,Sinopec Huabei Company,Zhengzhou450006,China）

To solve the problems of fast production decline and high water cut for fractured horizontal wells in Red River oil fi eld,combined with the geological characteristics of Chang 8 reservoir, the impact on the post-fracturing productivity by geological factor and fracturing engineering factor was studied, in the conditions of matrix-type reservoir and fractured reservoir separately. The results show that the key factor affecting the post-fracturing productivity is reservoir type. For matrix-type reservoir, the main factors are horizontal section length and the number of fractures. While for fractured reservoirs, the main factors are oil saturation and productivity coeff i cient,and determining the optimum fracturing program considering the fracturing process and fracturing fl uid system plays a directional role to improve post-fracturing productivity.

Red River Oilf i eld; fractured horizontal well; productivity; inf l uencing factor

胡艾国，熊佩，姚昌宇，等.红河油田长8油藏压裂水平井产能影响因素［J］. 石油钻采工艺，2013，35（3）：69-72.

TE357

B

1000 – 7393（ 2013 ） 03 – 0069 – 04

中石化科研项目“红河37井区水平井分段压裂整体开发技术研究” （编号：GC-2011-012）部分内容。

胡艾国，1984年生。2011年毕业于成都理工大学油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油气储层改造方面工作。 E-mail：huaiguo19842004@163.com。

2012-10-18）

〔编辑

景 暖〕