塔中油田顺9井区超深超低渗水平井分段压裂技术

张 烨，杨胜来，赵 兵

(1.中国石油大学，北京 102249;2.中石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)

引 言

塔中油田顺9井区志留系储层埋深为5500～5650 m，地温梯度为0.023℃/m，平均孔隙度为7.5%，试井渗透率为 0.158 ×10－3μm2，属于典型的特低孔、超低渗油藏。该区水平井分段压裂主要面临以下难题:①储层非均质性强，裂缝级数优化难度大;②底水发育，油层距底水仅20 m，造长缝与控缝高存在矛盾;③超深、高温的油藏条件对井下工具性能要求高。

顺9CH井完钻井深为5578.56 m(垂深)/6444.00 m(斜深)，水平段长675 m。

本文以顺9CH井为例，通过油藏建模，优化水平井裂缝级数，在地应力特征分析基础上，采用压裂设计软件优化控缝高方案，现场应用取得了成功。

1 分段压裂级数优化

1.1 数学模型

1.1.1 油藏模型

模型假设条件为:①油藏内的流动为三维两相流动，油层水平;②油藏非均质，其渗透率具有各向异性;③地层和流体均微可压缩，且压缩系数保持不变;④忽略重力和毛管力影响;⑤考虑超低渗油藏启动压力。

式中:Ke为储层绝对渗透率，10－3μm2;po、pw分别为油相、水相的分流体压力，MPa;qo、qw分别为油、水流量，m3/s;ρw、ρo分别为油相、水相的密度，g/cm3;Sw、So、Swc分别为含水饱和度、含油饱和度和束缚水饱和度，%;φ 为孔隙度，%;μw、μo分别为水相、油相的黏度，mPa·s;G为启动压力梯度，MPa/m。

1.1.2 裂缝模型

假设条件为:①裂缝均质，其渗透率具有各向同性;②考虑裂缝导流能力随生产时间失效;③裂缝中流体的流动为达西流动。

式中:Kf为裂缝渗透率，10－3μm2;Krof、Krwf分别为裂缝中油相、水相的相对渗透率;Bo、Bw分别为油相、水相的体积系数;pf为裂缝内的流动压力，MPa;Kf0为人工裂缝初始渗透率，10－3μm2;b为递减系数;t为生产时间，d。

1.1.3 边界条件

根据顺9CH井超低渗的特点，模拟计算时取油藏外边界为封闭边界，边界处流量和压力梯度均为零，将油藏模型和裂缝模型联立后采用IMPES方法进行求解［1－2］。

1.2 裂缝级数优化

对顺9井进行历史拟合，界定油藏模型的相关参数:储层渗透率为0.158×10－3μm2，裂缝半长为141 m，裂缝导流能力为 200 ×10－3μm2·m。利用顺9井的油藏参数，结合顺9CH井的测井等数据，通过自编程序进行模拟计算。

1.2.1 裂缝条数优化

模拟计算裂缝段数对年产油量的影响(图1)，顺9CH井的年产油量随裂缝段数增加而增加，增加幅度随裂缝段数增加而下降，推荐最优裂缝条数为6～7条。

图1 顺9CH井压裂段数优化

1.2.2 裂缝半长优化

对于超低渗油藏，增加裂缝半长可有效提高单井泄油面积，降低近井生产压差，达到提高改造效果的目的［3］。模拟计算裂缝半长对压裂效果的影响(图2)，以年产油量为目标，最优裂缝半长为160～180 m。

图2 顺9CH井裂缝半长优化

1.2.3 裂缝导流能力优化

根据国内外低渗透油藏水平井分段压裂改造经验，低渗油藏对人工裂缝导流能力要求不高［3］，模拟计算结果显示顺9CH井最优导流能力为180×10－3～200 ×10－3μm2·m(图3)。

图3 顺9CH井裂缝导流能力优化

2 控缝高设计

2.1 地应力剖面计算

地应力预测主要采用横波、纵波和密度测井进行［3］。顺9CH井仅水平段进行过横波测井，需要建立垂直剖面横波预测模型。岩石物理研究表明:横波对孔隙度、纵波和泥质含量敏感［4－5］，根据水平段实测横波与中子孔隙度、纵波和泥质含量的多元相关性分析，建立横波预测模型。

式中:Ts、Tc分别为横波时差、纵波时差，μs/ft;VSH为泥质含量，%;ΦN为中子孔隙度，%。

根据式(6)进行直井段横波预测，采用Anderson地应力模型进行垂向地应力剖面计算［3］，结果为94 MPa，实际测试压裂闭合压力为92.3 MPa，误差为1.8%，可以满足设计需要。

2.2 控缝高设计

控缝高技术目前主要采用降低液体黏度、加入下沉剂、降低排量和控制规模等方法。顺9CH井压裂目的层上部为43 m的泥岩盖层(层间应力差为9 MPa)和12.5 m/2层差油气层;下部泥岩隔层薄(层间应力差为7 MPa)，要求缝高小于60 m。

FracproPT2011压裂软件模拟结果(图4)表明:采用压裂液黏度控制缝高，最佳的前置液黏度为70～90 mPa·s，该结果与目前推荐的50～100 mPa·s压裂液黏度相一致。

图4 液体黏度对缝高的影响

控缝高下沉剂应具备适宜的沉降速度和良好的封堵效应。通过对下沉剂渗透率及下沉速度进行评价(图5、6)，并结合国内经验，采用100目(0.15 mm)石英砂作为下沉剂，加砂浓度为7%(120 kg/m3)。同时，图4表明，在本例中，在相同液体黏度下，加入下沉剂后缝高降低2 m左右。

图5 下沉剂渗透率评价

图6 下沉剂沉降速度评价

图7 施工排量对缝高的影响

经验表明施工排量越高，裂缝高度越大(图7)。为了避免缝高过大，施工排量应适当控制。通过数值模拟，结合顺9CH井控缝高及携砂要求，推荐采用4.5～5.0 m3/min。

通过对顺9CH井进行多参数的系统方案优化，优选线性胶作为前置液造缝、冻胶携砂组合方式(表1)。

表1 顺9CH井方案综合优化

3 低伤害压裂液体系优选

滤液与黏土矿物不配伍是造成致密储层伤害的主要原因。优选黏土稳定剂为:0.2%暂时黏土稳定剂+0.2%永久性黏土稳定剂，溶液浸泡损失低于2%，平均毛细管吸附时间比值为0.41。

优选压裂液配方为:0.048 kg/m3杀菌剂+4.2 kg/m3瓜胶+2 L/m3破乳剂+2 L/m3暂时黏土稳定剂+2 L/m3永久性黏土稳定剂+2 L/m3表面活性剂+0.2 L/m3消泡剂。交联剂为:0.06%有机硼+0.12%烧碱+0.3%交联延迟剂，交联比为100.00∶1.24。

该压裂液在125℃、170s－1条件下连续剪切2 h后黏度大于100 mPa·s，基液黏度为60 mPa·s，90℃破胶，破胶液黏度为9 mPa·s，残渣含量为589 mg/L，水不溶物含量为0.24%。

4 现场实施

支撑剂采用40目(0.45 mm)中密度、高强度陶粒，支撑剂采用 120—240—300—360—420—480 kg/m3线性加砂程序。破胶剂采用0.12～0.42 kg/m3胶囊破胶剂，随各段返排时间及温度场变化加入，各段施工规模根据储层物性变化及与底水关系结合水平井生产特征进行差异化设计。

2012年6月14日，对顺9CH井实施了分7级的加砂压裂施工，注入总液量为3574.8 m3，加入40目陶粒512.2 t，加入100目石英砂11.6 t。压裂后拟合表明缝高为32.7～57.4 m，满足设计要求。截至2012年12月9日，该井累计产油2557.5 t，平均日产油为14.8 t/d，是直井压裂后日产油的3倍。

5 结论

(1)建立了顺9井区油藏数值模型，在顺9井历史拟合的基础上，对顺9CH井裂缝条数、裂缝半长及导流能力进行了优化设计。

(2)建立了适合顺9井区的横波预测模型，由模型预测横波计算的地应力剖面与测试压裂结果误差小于2%，可以满足压裂设计需要。

(3)压裂后拟合结果显示，采用控缝高措施较合理，施工过程中裂缝高度得到了有效控制。

(4)顺9CH井分段压裂实施成功并获得持续产能，是该区直井压裂产能的3.5倍，说明水平井分段压裂技术是开发低品位油藏的有效手段。

［1］厄特金 T，阿布－卡森 J H，金 G R.实用油藏模拟技术［M］.北京:石油工业出版社，200:395－563.

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