红河油田长8油藏水平井分段压裂参数优化研究

胡艾国，何 青，陈付虎，姚昌宇，熊 娟

（1.中国石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州450006；2.国内贸易工程设计院设计三所）

1 储层地质特征

红河油田位于鄂尔多斯盆地西缘天环向斜的南段，地层平缓西倾，构造南东高，北西低，在西倾单斜背景上由差异压实作用形成了由东向西倾没的系列低幅鼻状隆起。水平井开发目的层主要为长8、长9储层，其中，长8后期沉积演化为湖相三角洲平原亚相沉积，储集砂体为湖泊三角洲分流河道砂体，砂体的空间展布特征直接受沉积相带控制，并受河道发育规模和展布方向的制约［1-3］。长8储层砂岩主要由细砂和少量中砂组成，储集层砂岩的岩石类型以长石岩屑、岩屑长石砂岩为主，孔隙度为4.4%～14%，平均孔隙度为10.8%，渗透率0.10～0.64×10-3μm2，平均渗透率为0.4×10-3μm2，普遍具有低孔特低渗透特点，储层部分区域天然裂缝发育，平面上非均质性强。

2 水平井分段压裂设计参数优化

水平井分段压裂设计优化技术是水平井分段压裂配套技术之一，也是决定压裂增产效果的关键技术。该优化技术在水平井分段压裂产能预测模型的基础上，针对油田典型工程地质参数，如油藏压力、深度、厚度、孔隙度和渗透率等，开展了各项压裂设计变量对产能影响的数值模拟研究［4-6］，通过优选经济合理的设计参数，为红河油田的水平井分段压裂设计提供科学依据。

2.1 裂缝方位优化

根据裂缝起裂理论，当水平井井筒与水平最大主应力方向一致时，压后产生纵向单裂缝；当井筒与最小主应力方向一致时，压后产生横向裂缝。利用数值模拟方法对不同井筒方向与裂缝方位夹角对产量的影响进行了模拟，结果表明当井筒方向与裂缝方位垂直时累计产油量最高。

2.2 裂缝导流能力优化

裂缝导流能力主要影响压后的稳产期［7］，对特低渗透油藏而言，随着裂缝导流能力的逐渐升高，压后产量也逐渐升高；但增加到一定程度时，压后产量的增幅越来越小。研究选取一个基本的单段水平井模型（水平段长120 m，裂缝半长150 m），进行了单段裂缝导流能力优化（图1）。

从图1中可看出，裂缝导流能力对日产油量的影响期为1年内，结合红河油田长8储层物性特征，推荐基质层段裂缝导流能力为25～35μm2·cm，裂缝发育层段裂缝导流能力为40～50μm2·cm。

2.3 裂缝半长优化

选取水平段模型（水平段长120 m），在不同渗透率条件下，开展了裂缝长度对压裂产能影响模拟研究，模拟结果见图2。

从图2中可看出，优化的裂缝半长与储层渗透率成反比，即储层渗透率越低，所需裂缝半长越长，且裂缝长度对单井产量的影响越明显，根据红河油田长8油藏储层物性特征，推荐基质层段压裂裂缝半长为130～170 m，裂缝发育段压裂裂缝半长为90～120 m。

图1 不同渗透率条件下日产油量增加倍数与导流能力的关系

图2 不同渗透率条件下日产油量增加倍数与裂缝长度的关系

2.4 裂缝间距优化

根据裂缝导流能力和裂缝半长的优化结果，对三种不同物性条件下的模型开展了不同裂缝间距对压后产能影响的模拟研究（表1、图3）。

从图3中可看出，裂缝间距与储层渗透率成反比，储层渗透率越低，所需裂缝条数越多，间距越短，同时裂缝条数的增加，极大地增大了压力波及面积，这将有效地提高油井的产油能力，并且随着裂缝条数的增加，裂缝之间的压力干扰作用也在增强。根据红河油田长8油藏储层物性特征，优化基质区裂缝间距为90～110 m，裂缝发育区裂缝间距120～140 m。

3 水平井分段压裂施工参数优化

3.1 施工排量优化

压裂施工排量的选择取决于多种因素。通常情况下高排量可以提高裂缝宽度，降低滤失时间，提高压裂效率，但压裂管柱的尺寸及相应的摩阻和费用限制了泵注排量，为此开展了不同施工排量对裂缝几何参数和导流能力影响的模拟研究（图4～5）。

表1 裂缝间距优化模型及基本参数

图3 不同物性条件下日产油量增加倍数与裂缝条数的关系

图4 不同排量下裂缝几何形态的变化情况

图5 缝高随排量的变化情况

由图4可知：裂缝导流能力随排量的增加先减小后增大，但都能满足设计要求。动态缝长随着排量的增大而增大，支撑缝长随着排量的增加先增大后减小，在排量为3.5～4.0m3／d时达到最大。由图5可知：随着排量的增大，缝高增大，因此，对于要求控制缝高的储层，压裂应选用较低的排量。结合红河油田长8油藏储层物性特征，基质型施工的施工排量为2.5～3.5 m3／min，裂缝区施工排量为3～4 m3／min。

3.2 前置液比例优化

选取红河油田水平井压裂常用的入井材料和泵注程序，模拟不同滤失系数下前置液比例对裂缝形态的影响（表2）。从中可知，当滤失系数为3 时，随着前置液比例的增加，动态缝长和导流能力也在增加，但支撑缝长减小；当滤失系数为5时，随着前置液比例的增加，动态缝长和支撑缝长都相应增加，裂缝导流能力减小。根据前面数值模拟优化结果，当缝长130～170 m，导流能力25～35μm2·cm 时，目前的设计都能达到裂缝导流能力的需要。建议采用较低级别的支撑剂或降低砂比以降低成本，因此，当滤失系数为3时，优化前置液比例为35%；当滤失系数为5时，优化前置液比例为40%，当滤失系数达7时，建议采用综合降滤失技术并提高排量，以达到设计要求。

表2 前置液比例对裂缝形态的影响

3.3 平均砂比优化

砂比是压裂施工过程中一项重要参数，因此，开展了平均砂比对裂缝参数影响的数值模拟研究。

砂比对动态缝长、支撑缝长和缝高的影响甚微，但随着砂比提高，裂缝导流能力显著增大，在砂比为20.4%时，模拟导流能力也可满足压裂对裂缝导流能力的需求，综合分析砂比对施工过程的影响，优化基质储层的平均砂比为22%～24%，裂缝区平均砂比为24%～26%。

3.4 分段加砂量优化

通过数值模拟得到加砂量对裂缝参数的影响情况。支撑裂缝长度和导流能力随着砂量增加而增大，在相同砂量、砂比和前置液的情况下，储层渗透性越好，支撑缝长越短，导流能力越好。根据红河油田长8油藏储层特征和优化的导流能力、裂缝半长，优化基质区加砂量为30 m3，裂缝发育区加砂量为20 m3。

4 现场应用

HHxPx井是红河油田的一口水平井，水平段长1 014 m，钻遇砂岩962 m，水平段方位165°，与裂缝夹角为90°，利用裸眼封隔器对该井进行10段压裂，其优化后的施工参数见表3。

该井压裂施工后压力正常，压后关井2 h放喷，初期最高日产油34.1 t，目前日产液18.1 m3，日产油9.39t，累计生产301 d，累积产油5 108t，增产效果显著（图6）。

表3 HHxPx井压裂设计参数

图6 HHxPx井生产曲线情况

5 结论

（1）通过对红河油田长8油藏水平井分段压裂参数的优化，明确了基质型储层和裂缝性储层的施工规模，现场应用结果表明参数优化合理，增产效果明显。

（2）目前参数优化技术只是针对管外封隔器分段压裂工艺的，对于水力喷射以及套管固井完井压裂工艺的参数优化还有待进一步研究。

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