塔里木盆地顺9井区产能评价及提高产能技术

陶碧娥，李冬梅，龙武 黄知娟，张翼（ 中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐830011）

图1 顺9井区下志留统柯坪塔格组下砂岩段顶面（地震反射波T56）构造图

塔里木盆地顺9井区碎屑岩储集层埋藏深，为特低孔、特低渗储集层，岩性致密，渗透性极差，常规直井射孔投产已无法取得产能，通过压裂产生裂缝形成较好的流体通道，进而获得一定产能。但是直井泄油面积及泄油半径较小，加之储层物性较差，直井投产整体表现出供液不足的特征，通过水平井分段加砂压裂储层改造后，单井产能较直井有明显提高。常规的水平井分段压裂技术不能有效的和经济评价相结合，进而选取最优方案，为此引进统一压裂设计 （uniform fracture design，简称UFD）水平井产能优化设计技术以有效地解决这个问题。UFD产能优化设计技术能在水平井分段设计出具有最佳导流能力的裂缝几何形态，从而得出最佳的生产指数，并利用该生产指数预测油井产能，用于经济评价，得出最优方案。

1 顺9井区地质认识与前期试油简况

1.1 顺9井区地质认识

顺9井区位于塔里木盆地顺托果勒低隆中－南部，南紧邻塔中隆起与古城墟隆起，东部为满加尔坳陷，西部为阿瓦提坳陷，井区为向北西延伸缓倾的大型斜坡构造。圈闭具有幅度大、闭合面积大和伴有一系列高角度走滑断裂的特征，断裂走向大都为北北西向，少数近南北向，倾向南西西及北东东向，断层倾角较大 （75～90°），断距比较小 （图1）。

志留系柯坪塔格组是工区古生界碎屑岩主要目的层之一，岩性以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主，塔中地区志留系柯坪塔格组向南东方向超覆沉积，志留系柯坪塔格组下砂岩段 （目的层）在顺1井附近尖灭。综合研究认为志留系柯坪塔格组砂岩沉积相为滨岸沉积亚相。

1.2 前期试油简况

截至2012年12月，本区已完钻8口井 （顺1井、顺9井、顺9CH井、顺9－1H井、顺901井、顺902H井、顺903H井、顺904H井），除了顺1井外各井完井层位均为下志留统柯坪塔格组下砂岩段；正钻井1口 （顺10井）。已完钻井中 （除顺1井外）水平井分段压裂完井3井次，射孔完井1井次，测试－射孔联作1井次，三类封井2井次 （表1）。

表1 顺9井区单井试油结论统计表

通过对已完钻井试油及试采特征分析，取得如下认识：

1）储集层埋深、试油层位集中于志留系柯坪塔格组下砂岩段，反映该区块志留系柯坪塔格组下砂岩段为主要含油气层。

2）由于超低孔、超低渗碎屑岩油藏储集层岩性致密，渗透性极差，常规直井射孔投产已无法取得产能，通过压裂产生裂缝形成较好的流体通道，进而获得一定产能。

3）直井泄油面积及泄油半径较小，加之储层物性较差，直井投产整体表现出供液不足的特征。通过水平井分段加砂压裂储层改造后，单井产能较直井有明显提高。

2 工程地质参数研究

顺9井区特低孔、特低渗储层埋藏深，几乎没有自然产能，必须借助压裂等手段进行储层改造，才能获得具有工业价值的油气。地层渗透率是影响压裂效果的参数；地应力数据分析对压裂、钻井等作业施工具有重要价值。

2.1 地层渗透率

目前顺9井区共有2口井的测试资料，顺9井的压力恢复与顺901井DST （钻柱测试）。顺901井DST压力恢复曲线显示径向流趋势，得到地层有效渗透率0.0254mD；而相比于DST曲线，顺9井的压力恢复曲线受压裂液返排、两相流、井筒储集以及其他尚不明确的因素影响，压力恢复曲线出现虚假的径向流，不能用于解释可靠的地层参数。故参考顺901井的有效渗透率0.0254mD作为设计时输入的一项最重要的基础参数。这一值，远比该区块已实施井的压裂设计时所考虑的渗透率小，小至一个数量级，但是，这个值更加贴近于地层的实际特性。

2.2 地应力计算

2.2.1 顺9井地应力计算

以顺9井为例，在进行计算之前预先整理顺9井测井资料，并根据实际测井情况对测井数据进行校正，保证计算精度的准确性。

因该井只有纵波时差数据，在计算过程中还需计算横波时差，为后期计算地应力做准备 .运用下式将纵横波时差换算成纵横波速度[1，2]。

在该软件中，由纵波速度vp计算横波速度vs，计算公式如下：

若已经有横波时差数据，则可直接进行纵横波关系拟合。在得出纵横波速度之后，

再利用如下公式计算泊松比、弹性模量，结合黄氏模式计算出水平方向上的主应力[3，4]。

式中：Δtp、Δts为纵、横波时差，μs/ft；H为井深，m；vp、vs为纵、横速度，m/s；ρ为岩石体积密度，g/cm3；Ed为岩石的动态弹性模量，MPa；μd为岩石的动态泊松比，1。

通过计算得出如图2所示结果，包括最大水平主应力、最小水平主应力、上覆岩层压力、孔隙压力、坍塌压力、破裂压力等参数。

图2 顺9井岩石力学参数及地应力连续剖面解释成果

2.2.2 地应力计算结果与岩心实验对比

1）顺9井岩心实验结果 依据顺9井井眼崩落方位统计结果，顺901井、顺902H井波速各向异性分析结果，顺9井区柯坪塔格组下砂岩段最大水平主应力的方位为NE22.5～NE66°。依据顺9井、顺901井岩样破裂压力的分析结果，泊松比为0.370，弹性模量为2.9×104MPa，岩石抗拉强度均值为1.93MPa，岩石破裂压力梯度为1.86MPa/100m，最大主应力梯度为1.77MPa/100m左右，最小水平主应力梯度为1.44MPa/100m左右。实际作业过程中，顺9井地层破裂压力梯度为1.87MPa/100m，顺901井地层破裂压力梯度为1.88MPa/100m，表明该数值位于正常的地层破裂压力范围之内，适合加砂压裂施工。

2）地应力计算结果与岩心实验对比 通过地应力连续剖面分析软件计算的岩石力学参数和地应力数值对比结果如表2。

表2 顺9井地应力连续剖面分析软件计算结果和岩石力学参数计算结果对比

从表2中可知，泊松比和弹性模量计算结果较实验结果偏低，岩石破裂压力梯度、最大主应力梯度及最小水平主应力梯明显高于实验结果。

对计算结果进行校正使之能与实验结果相匹配以达到计算的目的。采用经验修正方法的单点修正，即利用某点的地应力测试结果进行修正[5]。通过修正，将软件计算的最小水平主应力梯度与岩心实验结果梯度相对应，并利用该结果参与后期计算。

3 产能优化设计

不管在何种情况下，UFD设计理论总能应用解析的物质平衡模型，根据储层的特征，设计出具有最佳导流能力的裂缝几何形态，之后，根据最佳的生产指数，预测在拟稳态下的油井产能，该产能用于经济评价分析，评价投产前的钻井、完井和压裂投入是否能够收回，使油井得到最大收益。

3.1 压裂裂缝优化设计方法

统一压裂设计 （UFD）方法最早由Valkó和Economides提出。基于最大化产能的目的，该方法开发了一个叫做 “无量纲支撑剂数”的参数，它把裂缝的最佳导流能力与最大生产指数相关联起来。对于一个给定的无量纲支撑剂数，存在一个最大的无量纲生产指数 （JD）并对应一个最佳裂缝导流能力（CfD），由这个无量纲裂缝导流能力 （CfD）可以推导出最优化的断裂几何尺寸（w和xf）。UFD方法的设计目标：最优的水力压力裂设计可以产生一个最大的生产指数[5～7]。

引入了无量纲支撑剂数的概念NpD，其定义为以下公式：

式中：Ix为穿透比，1；CfD为无量纲裂缝导流能力，1；Kf为支撑裂缝渗透率，mD；xf为裂缝半长，m；w为裂缝的平均宽度，m；K为产层渗透率，mD；xe为井的泄油半径，m；hp为裂缝高度，m；Vp为支撑裂缝体积，m3；Vres为产层泄油体积 （注入体积乘以支撑裂缝与动态裂缝高度比），m3。

对于给定的无量纲支撑剂数NpD，存在一个最佳的无量纲裂缝导流能力，能使生产指数实现最大化[7]。当无量纲支撑剂数较 “低”时，裂缝最佳无量纲导流能力CfD＝1.6，最大的无量纲绝对生产指数JD＝6/π＝1.909[7～9]（正方形储层中最完美的线性生产指数，图3）。当无量纲支撑剂数增加时，最佳无量纲导流能力略有增加 （图4）。

Valk和Economides还求得了最大无量纲生产指数与无量纲支撑剂数量的函数关系式[7]：

图3 正方形泄油面积中无量纲生产指数 （JD）与无量纲裂缝导流能力 （CfD）关系图（NpD≤0.1）（据Valkó和 Economides）

图4 正方形泄油面积中无量纲生产指数 （JD）与无量纲裂缝导流能力 （CfD）关系图（NpD≥0.1）（据Valkó和 Economides）

同样，整个范围的 “无量纲支撑剂数”也和最佳无量纲裂缝导流能力表现出特定的相互关系：

当最佳无量纲裂缝导流能力已知后，最佳的裂缝长度和宽度便可由以下方程确定：

从上式不难看出，对于中高渗透储层，将产生宽短缝；对于低渗、超低渗储层，必然产生窄长缝。

这意味着，每个地层都要有独特的支撑裂缝长度和宽度的组合设计，要针对每一个地层和支撑剂的渗透性的组合，来针对性地设计裂缝长度和宽度。因此对地层渗透性的了解是获得压后最大产量的关键，如果地层渗透性未知 （通常如此），增产的效果会大打折扣。

3.2 单井压裂裂缝优化设计

3.2.1 基础参数与优化思路

在测试和计算得出地层渗透率和地应力连续剖面计算结果后，利用UFD产能优化设计方法和P3D（压力三维设计软件）软件进行单井压裂裂缝优化设计。

在进行UFD设计优化时，分别考虑直井、1条压裂裂缝水平井、4条压裂裂缝水平井、5条压裂裂缝水平井与10条压裂裂缝水平井，裂缝均与水平段垂直正交 （图5）。输入油藏参数，考虑不同改造规模情况下的最优生产能力，以最优的生产指数为目标优化裂缝几何尺寸，要求压裂设计针对最佳的裂缝几何尺寸进行压裂施工优化设计。

优化的具体思路为：

1）研究不同支撑剂渗透率对研究区块产能提升 （JD）的作用。支撑剂渗透率分别取30000、6000、100000、200000mD。

2）研究0.0254mD储层中，不同裂缝条数下最优无量纲生产指数。以追求最大净现值为设计目标，应用经济评价手段对不同压裂设计方案进行优选，得到最优的压裂裂缝条数与施工规模。

3）优化过程中，使用一定的约束条件保证优化结果的实用性与可行性：条件一是最大净压力不能超过1000psi（约为6.894MPa），控制缝高增长；条件二是施工结束时裂缝宽度大于3倍的支撑剂颗粒直径以避免砂堵。

3.2.2 顺9CH井压裂裂缝优化设计

对顺9CH井水平井段进行单纯的物理优化结果显示 （表3），相对于1条裂缝而言，10条裂缝所产生的无量纲生产指数提高了14倍之多 （注入113t支撑剂）。同时，压裂规模对于产能的提高起着积极的作用，随着压裂规模从68t增加到113t，4条压裂裂缝的产能增量提高了100%，5条压裂裂缝的产能增量提高了103%，10条压裂裂缝的产能增量提高了109%。

表3 0.0254mD储层改造规模与无量纲生产指数的关系表 （Kf＝60000mD）

3.3 压后产能预测与经济评价

应用顺9区块实际的油藏参数，以井底流压55MPa为约束预测5年内的产能变化。在实际的油田案例中，在改造规模为68t时，压开7条裂缝的初期产量为40～43m3/d，若仅依靠物理优化的结果，可以选择增加压裂裂缝的条数，与改造规模来单纯增加产量。但是正确的做法是将物理优化与经济评价相结合，那些可以赢利的压裂方案才是最佳的压裂设计方案[10]。

顺9区块平均钻井水平井段长1000m，顺902H井平均每级注入支撑剂50t，顺9CH井平均每级注入支撑剂68t，以此为基础，将改造规模适度增大为91、113、136、159、181、204t，优化不同压裂改造规模下直井、水平井的最优生产指数，预测5年内产量变化趋势，评价每种方案的赢利情况，结果见表4，优选出最佳的水平井改造方案。

表4 顺9井区水平井不同改造规模与不同裂缝配置下经济评价表

按目前的投资现状，可以得出如下指导性的结论：

1）压裂直井、1条压裂裂缝的水平井不具备赢利的可能 改造规模为50t时压裂直井初期产量7.6m3/d，改造规模为159t时压裂直井初期产量15m3/d，意味着增大2倍以上的改造规模，才可得到增大1倍的压裂产量。在159t的改造规模下，不考虑油井出水、措施修井等因素，预测产量大于经济极限产量10m3/d的时间长达3年，即便如此，这种产量贡献仍然不能抵消巨大的前期投资。

2）多条压裂裂缝的水平井可以带来赢利 在小的改造规模情况下 （小于50t），4条或5条裂缝的水平井均不能获得赢利。在大于90t的改造规模下，多裂缝水平井都可获利，在研究的4、5、10条裂缝配置中，最佳的利润点在用181t支撑剂压裂的4条裂缝水平井，初期产量可达286m3/d，作为对这种大规模改造的回报，1年左右的生产期限便可收回前期投资。其次较优的利润点在用181t支撑剂压裂的5条裂缝水平井。

压裂多级裂缝的目的在于加速产量增加的进程，在生产早期获得尽可能多的产量，在单井控制储量不变，最终采收率变化不大的前提下，这意味着越大的早期产量伴随着更快的产量递减。如表3所示，5条裂缝的无量纲生产指数JD（9.91（通过P3D软件计算得出））大于4条裂缝的无量纲生产指数JD（7.69），故在前3年中5条裂缝带来的收益稍大于4条裂缝所带来的收益，但是由于5条裂缝带来更大的产量递减和需要更多的前期投资，最终4条裂缝的水平井获得最大赢利。

4 结论与认识

1）UFD产能优化设计最关键的参数就是地层渗透率，鉴于低孔、低渗水平井压力恢复测试解释地层参数难度很大，建议在之后的直导眼钻井过程中，及时进行DST测试，求取更加确切的地层参数数据。

2）利用测量深度大、数据连续、信息量大且成本低廉的测井资料计算地应力剖面，结合有限的岩心分析资料来研究顺9井区的地应力特征。

3）运用P3D软件计算出无量纲裂缝导流能力CfD和无量纲生产指数JD，以及裂缝长度xf、裂缝宽度w；计算中考虑不同改造规模情况下的最优生产能力，以最大的无量纲生产指数为目标优化裂缝几何尺寸，要求压裂设计针对最佳的裂缝几何尺寸优化压裂施工设计；在评价期内对产能进行预测，该部分结果结合投入成本，进行经济评价，并将经济评价结果与泵注程序相结合，得出设计优化结果。

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