胜利油田水平井射孔参数优化技术

任闽燕，田玉刚，张峰，刘晓燕，杨慧，伊伟锴

（1.中国石油大学，北京102249；2.中石化胜利油田分公司技术发展处，山东 东营257000；3.胜利油田分公司采油工艺研究院，山东 东营257000）

0 引 言

与传统的直井开采方式相比，水平井具有延缓底水锥进、增加油气井的泄油面积、提高油气井产量和采收率、增加可采储量等优势，特别是能够实现难动用储量的高效开发［1］。固井射孔完井是水平井完井的重要方式之一。影响水平井高效生产的因素很多，对于套管射孔完井的水平井而言，射孔是影响产能的重要因素。不恰当的射孔方式、非优化的低渗透水平井压裂改造以及不确定的剩余油分布状况、生产井筒的完善程度等都有可能导致水平井投产不成功或者低效生产［2－3］，因此开展水平井射孔参数、压裂参数优化非常重要。

1 水平井分段射孔优化技术

1.1 水平井分段射孔优化

根据油藏特性、测井资料、井身轨迹、固井质量等资料优化设计水平井分段数量、段长、产能、射孔参数，发挥各射孔段的开发潜能，提高最终油井采收率。

全井段射孔水平井产能是按照整个水平段射孔计算，同时流体在井筒内的流动假设为无限导流，而实际上井筒内流体的流动存在压降。根据渗流理论和流体力学相关知识，考虑井筒压降以及地层流体和井筒流体相互耦合作用，以获取最大产量和沿水平段均匀渗流速度分布剖面为研究目标，分析水平段射孔程度（部分射开水平段）、射孔位置和射孔密度对水平井产能的影响。建立了水平井变孔密分段射孔井筒流动数学模型，研究结果表明：①水平井射孔程度存在一个最优的控制范围；②射孔位置越靠近水平段根部产量越大；③打开80%可以获得96%的产能，打开60%可以获得90%的产能；④底水突破时间随配产量的增加而提前，并不随水平射孔段长度的增加而延长。

水平井筒内某段的压降理论计算公式

式中，Δpw为水平井某段压降损失，MPa；fkw为摩阻系数；ρ为原油密度，g／cm3；D为套管直径，m；Q为水平井某段主流上游端流量，m3；q为从油藏流入某段流量，m3。

依据建立的水平井变孔密分段射孔的井筒流动数学模型，在射孔密度分布、射孔位置和射孔程度一定的情况下，以获取最大产量和最小井筒压力损失为目标，确定最优的射孔段长度。基本参数：水平井水平段套管直径为65mm；孔径为12mm；原油黏度为0.3mPa·s；原油密度为0.8g／cm3；生产压差为0.5MPa；井底压力41MPa；储层水平渗透率0.165×10－3μm2。分3段射孔，射孔密度分别为24、12、6孔／m，射孔段之间的间距相同，射开程度为60%。

在其他参数一定时，改变水平井段长度，分析日产油量和井筒压降随水平井段长度的变化，优选射孔段长度。计算结果见表1。从表1可见，随着水平井段长度增加，井筒内的压力损失逐渐增大：当水平井段长度小于400m时，井筒内压力损失随水平井段长度增加几乎呈线性关系；当水平井段长度大于400m时，随着水平井段长度的增长，井筒内压力损失增长幅度变小。同时，随着水平井段长度的增加，日产油量是逐渐增加的：当水平井段长度小于300m时，日产油量随水平井段长度的增加而增长较快；当水平井段长度大于300m时，日产油量随水平井段长度的增加而增长变缓。

表1 不同水平井段长度对应的产量与压降计算结果

综合分析表1数据，认为最优的水平井段长度可选定在250～350m之间。

1.2 应用情况

桩西采油厂桩1块天然能量充足，边底水活跃，以往桩1－平31井采用水平井长井段射孔方式，单井产量递减快，含水上升快。对水平井段进行深入分析后，计算油气水界面和油气水饱和度，有效识别低电阻率油层，判断开采动用层段及各部位含油饱和度状态，优化射孔井段。利用剩余油饱和度测井技术，优选4个井段，总长仅10m，开井后，日产油35t，含水45%，目前含水仍有下降趋势。

2 水平井不均匀射孔优化设计技术

2.1 水平井不均匀射孔优化

基于不均匀射孔理论，建立数据管理、长度敏感性分析、射孔敏感性分析、底水锥进、射孔优化设计、生产压差设计、射孔负压设计等功能模块，研发完成水平井不均匀射孔优化设计软件。完善了部分水平井基础资料库，包括射孔孔密、射开水平井段长度、生产压差、体积系数、地层原油黏度、生产层每米渗透率、孔隙度、含水饱和度等参数，具备水平井不均匀射孔优化设计的能力。

水平井不均匀射孔优化的内容包括：①射孔流入剖面敏感性分析研究；②水平井段合理长度的确定研究；③均匀流入剖面孔密优化模型的建立；④均匀流入剖面下孔密与井筒位置的优化；⑤均匀流入剖面下孔密孔深与渗透率优化；⑥合理生产压差与射孔参数的优化。

对目前笼统射孔的尾管完井方式进行优化，采用变密度射孔和分段工艺。针对储层的非均质性，通过改变射孔单元参数，即高渗透率区采用低孔密射孔，低渗透率区采用高孔密射孔，并预留盲段的工艺实现控水和治水的目的。变密度射孔参数控水机理见图1。

2.2 应用情况

桩106－平6分3段不均匀射孔，实现了控水稳油，2005年9月投产至今累油1.2×104t。同区块其余2口水平井均因高含水停产。桩106－平6不均匀射孔参数优化见表2。

图1 不均匀射孔控水机理

表2 试验井不均匀射孔优化设计参数表

3 低渗透水平井射孔与限流压裂优化技术

胜利油田低渗透油藏探明储量达7.67×108t，是勘探开发的主要方向。射孔作为液流通道，在压裂时具有重要作用，如调节破裂压力的大小、控制裂缝的初始方位、调整层间进入液量等。射孔方案是主动改变压裂施工工艺的有效手段之一。水平井限流法压裂是利用射孔位置、射孔孔数的优化以及施工参数的变化实施分段压裂，依靠各段射孔数不同产生的节流压差进行限流分段。

3.1 射孔方位对裂缝延伸的影响

根据水平井压裂裂缝造缝机理研究成果，水平井压裂裂缝有3种形态：正交横向缝、纵向缝、水平缝。经数值模拟，最佳裂缝形态是与水平井段正交横向缝（见图2）；低渗透水平井最佳井身轨迹与最小主应力方向一致，与开启天然裂缝最大可能相交，故最优射孔方位角为0°。

3.2 射孔方位、孔密、孔径和孔深对破裂压力的影响

破裂压力随射孔方位角增加而升高，沿最大主应力方向射孔破裂压力最低；0°～30°，破裂压力增幅较小；不同方位射孔破裂压力最大相差达25%（见图3）。孔密对破裂压力的影响见图4。孔密小于18孔／m时破裂压力随孔密增加而降低；孔密大于18孔／m时对破裂压力影响不大。如图5和图6所示，射孔直径及射孔深度对压裂的破裂压力影响不大。

3.3 水平井分段压裂裂缝参数优化

图6 孔深对破裂压力的影响

在水平井射孔参数对压裂影响研究的基础上，对分段压裂裂缝参数进行了优化设计，得到了以下结果：①水平井段长度不小于300～500m；②压裂分段数不小于3～5段（井段较长可分段压裂分步投产）；③压裂裂缝长度不小于110～130m；④裂缝导流能力在20～50μm2·cm。

3.4 应用情况

在史127－平1、商75－平1和高89－平1等3口井实施了限流压裂施工。技术特点为低密度布孔，大排量施工，工艺简单安全可靠。史127－平井水平段为近南北向，史深100地区的最大主应力方向为东西向，因此该井进行压裂施工时可形成正交缝。优化裂缝条数6条，实施3条。

根据史127－平1裂缝参数优化配置，完成的压裂设计动态模拟结果（见表3）。

表3 史127－平井压裂设计动态模拟结果

限流射孔：①3 488.5～3 489.0m射6孔；②3 578.0～3 578.5m射9孔；③ 3 646.0～3 646.5m射7孔。水平井段长度158m。

压裂施工参数为前置液290m3，携砂液356.0m3，顶替液29m3，施工泵压68.5～81.0MPa；排量6.3～7.1m3／min，加砂量72.0m3，平均砂比20.2%，地面停泵压力36.8MPa。

裂缝监测表明，实际形成3条人工裂缝，平均有效半缝124m，平均有效缝高29.3m，实现了分段压裂的目的。

4 结 论

（1）水平井采用不均匀分段射孔，并根据油藏特点对射孔参数进行优化，可实现控水稳油，有效提高油井采收率，下一步应加大推广力度。

（2）水平井射孔参数优化可控制限流压裂的裂缝延伸，降低破裂压力，与裂缝设计相结合进行分段限流压裂，提高了低渗透油藏储量动用率及采收率。

［1］ 王书宝，牛栓文.东辛油田多油层复杂断块油藏高含水后期细分层系研究 ［J］.石油勘探与开发，2004，31（3）：116－118.

［2］ 张丽娜，郑伟林，等.孤东油田防砂井产能预测研究［J］.石油勘探与开发，2003，30（5）：104－106.

［3］ 赵平，陈国华.2005—2006年国内外测井技术现状及发展趋势 ［J］.测井与射孔，2007（3）：1－8.