深层砂砾岩水平井组立体缝网压裂优化技术

赵崇镇

(中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部，北京 100728)

盐227区块砂砾岩油藏位于东营凹陷北部陡坡带东段，含油层段为沙河街组4—5油层组，油层埋深3 170～3 950 m，厚度110～380 m，孔隙度6.1%，渗透率1.6 mD，地层压力系数1.01，地层温度137 ℃，属特低渗透常压砂砾岩油藏。由于物性差、品位低，前期采用直井大型压裂投产后单井平均产油量仅为1.3 t/d,难以有效动用。为实现厚层的有效动用，研究采用“一套层系、三层开发”的水平井组“三层楼”工厂化整体压裂投产模式。

国内外页岩气工厂化[1]整体压裂一般为同层井，利用层间相互干扰产生复杂缝网，实现改造体积最大化。盐227区块油藏需要考虑同层井、上下层井间压裂裂缝分布，避免井间干扰、窜通，以达到储量控制最大化。考虑平面、纵向立体缝网的压裂优化设计尚属首次[2-3]，国内外无经验可以借鉴。针对砂砾岩平面和纵向上非均质性强、物性差异大的难点，将油藏、钻井、压裂工程一体化结合，笔者从水平井组轨道位置优化、平面和纵向压裂缝长优化、合理间距及段数优化、缝高优化及压裂工艺优化等方面入手，研究采用互不干扰的立体缝网优化设计，以实现段数、裂缝尺寸最佳匹配，达到整体改造的目的。

1 水平井组缝网设计优化技术

盐227区块共设计10口井，第一层为4口井，第二层为3口井，第三层为3口。水平段长900～1 400 m,三层之间纵向跨度为80 m。由于盐 227-1HF 井先期已压裂，盐 227-10HF 井未钻，实施时把其余8口水平井组作为一个整体进行压裂。

1.1 水平井组轨道位置优化

水平井筒与最小水平主应力夹角[4-5]为0°、45°、60°和90°时的裂缝扩展物理模型及数值模拟分析表明[6-7]，水平井井眼轨迹与最小水平主应力夹角小于30 °时，可形成双翼均衡扩展横切缝，实现储量有效控制。

1.1.1 水平井组轨道横向位置优化

当水平井筒与最小水平主应力夹角为0°时，虽然形成横切缝，但需要3个井台、平行井网，控制储量239×104t，井台分散,钻井难度大。为此，将水平井组水平段与最小水平主应力夹角优化为小于15°[8-9]，可形成1个井台、放射状井网，控制储量243×104t，便于集中钻井、集中压裂，占地减少30%，控制储量增加4×104t。

1.1.2 水平井组轨道纵向位置优化

为了避免在纵向上压裂裂缝相互窜通，在进行各层井眼轨道设计时沿纵向将水平井段的平面投影错开，使压裂裂缝沿两井中间扩展[10]，扩大压裂改造体积，实现对该部分储量的控制。

1.2 合理裂缝间距及段数优化

根据非达西渗流理论，致密油渗流时存在易流区、缓流区。易流区对区域产量贡献率95%左右，为致密油有效流动区域，缓流区对区域产量贡献率小于5%，为致密油极限流动区域。据此可确定合理裂缝间距为[2×(缝宽+有效流动区域半径)，2×(缝宽+极限流动区域半径)]。以此为原则优化水平井裂缝间距，使各裂缝间的渗流互不影响，达到将各缝宽有效串联、扩大增产体积和提高产能的目的。计算得到，盐227块的有效流动半径为34 m,极限泄油半径为61 m,确定其合理裂缝间距为68～122 m，结合储层特征一般选取80～100 m为最佳裂缝间距[11]。利用水平井非达西产能模型进行产能与间距、段数的关系评价，评价结果如图1所示。

图1 盐227区块压裂段数优化Fig.1 Optimized fracturing sections in Block Yan 227

从图1可以看出，随着裂缝条数增多，产量增大，但增幅减缓。当水平井段长度为1 000 m时，裂缝数12～15条，裂缝间距80～100 m，效果较好。据此，确定盐227区块水平井段长900～1 400 m的8口水平井组可压裂87段。

1.3 平面和纵向压裂缝长优化

1.3.1 平面压裂缝长优化

同层水平井主要根据物性、井距优化压裂缝长，分为A靶区、中间区和B靶区三区进行优化(见图2)。A靶区为扇根，由于采用放射状井网使得该区井网密集，最小井距仅为50 m,地层厚度小。2口水平井相对的压裂位置：如果邻井未钻遇砂体，则适当增大半缝长，提高对2井间储量的控制[12]；若2井在该位置均钻遇砂体，则控制井间缝长，避免相互窜通、干扰。中间区为扇中，油层、井网相对均匀，采用交错压裂裂缝设计，控制缝长，降低裂缝窜通风险。B靶区为扇根，3口水平井呈放射状发散,从左至右3口水平井井段依次变短，局部区域单井控制储量的程度差，对于单一油井钻遇区，可以增加缝长，完善储量控制[13]。

图2 水平井组三区优化示意Fig.2 Optimization diagram for three zones a group of horizontal wells

1.3.2 纵向压裂缝长优化

建立了空间裂缝计算新模式，即纵向上下相邻的2口水平井需要其对应位置的压裂缝长。优化时，将一条裂缝缝端A点投影到另一条裂缝缝端C点所在平面上得到B点，将A、B、C等3点连接建立一个空间的直角三角形，计算AC连线即直角三角形斜边的长度，使端点间距等于2倍的泄油半径(见图3)，这样可使两井间的储量得到有效控制和动用，单缝控制地质储量增加0.2×104t。

图3 水平井组纵向压裂缝长空间优化示意Fig.3 Geometry optimization of vertical fractures in horizontal wells

利用上述优化原则，实现了平面和纵向三维立体组合优化(见表1)[14]，A靶区支撑半缝长为60～230 m,中间区支撑半缝长为75～150 m,B靶区支撑半缝长为110～218 m。数值模拟分析表明，采用平面、纵向结合进行缝长优化，可以实现8口水平井组储量的最大控制[15]。与不考虑纵向压裂缝长优化相比，设计87段，可增加控制地质储量17.2×104t。

表1 盐227区块压裂半缝长优化结果Table 1 Optimization of fracture half-length in Block Yan 227

1.4 压裂缝高控制

“三层楼”纵向间隔为80 m，压裂缝高需要控制在80 m以内，以避免上下层间的裂缝沟通[16-17]。采用全三维压裂模拟软件,计算了在一定砂量下不同排量对缝高扩展的影响(见图4)，确定最佳排量为6.5～7.0 m3/min。

1.5 压裂工艺优化

针对砂砾岩物性差异大、非均质性强、破裂压力差别大的特点，将水平井组分为4类储层，并采取前置段塞、2～5个多段塞进行打磨、降压措施，实现了有效加砂，配套了泵送桥塞与射孔联作工艺，实现分段射孔、分段压裂。应用实时地面微地震监测技术，布置18个监测台站，4～6 h提供施工结果，以指导下段施工，图5为监测结果。裂缝监测结果表明，盐227区块工厂化压裂裂缝缝网基本形成，达到了沟通但不串通的目的，满足了油藏地质要求，实现了体积改造的最大化。

图4 不同排量对缝高扩展的影响Fig.4 Influence of different flow rates on fracture height propagation

图5 裂缝监测结果Fig.5 Result of fracture monitoring

1.6 实时混配新型压裂液技术

为了提高水平井组整体压裂效果，研制开发的乳液缔合型压裂液体系在150 ℃温度、170 s-1速率条件下剪切120 min后，黏度大于50 mPa·s。该体系可与地面池塘水进行实时混配，满足盐227水平井组流水线整体压裂作业需求。与常规瓜胶压裂液相比，整体施工时压裂液总量减少10%，储液罐减少69%，施工时效提高30%以上。

2 现场压裂施工

水平井组压裂施工优化采用“二二”组合施工方式，8口井分4组进行施工，施工顺序为：(盐227-8HF井，盐227-3HF井)+(盐227-9HF井，盐227-4HF井)+(盐227-2HF井，盐227-7HF井)+(盐227-5HF井，盐227-6HF井)。采用一套压裂车组交叉压裂、交叉泵送桥塞施工。地面高压管线连接简单，地面管线短，地面管汇操作控制简单方便，安全风险较低，单层施工时间1～2 h，泵送桥塞耗时4～5 h，交叉施工等停时间短。

整体压裂历经34 d，完成了8井次、87段压裂施工。共泵入压裂液39 988 m3，支撑剂2 874.72 m3，最高砂比50%，单段最高加砂量达100 m3，达到了大规模改造储层的目的。通过整体压裂，实现了油藏、钻井、压裂一体化，提高了设计优化的针对性和适应性，保证了实施的最佳效果。与常规单井压裂相比，整体压裂施工周期缩短50%，压裂液用量减少10%，单井投产费用减少395.5万元。压裂后初期产油量120.5 t/d，目前产油量94.4 t/d,自2013年12月投产以来已累计生产原油2.54×104t,水平井组整体立体缝网压裂取得了良好的增产效果。

3 结论及建议

1) 发展了水平井组立体缝网压裂优化设计新技术，通过自主设计、自主施工的一体化模式，完成了国内外首个深层砂砾岩水平井组工厂化整体压裂施工。

2) 需要进一步加强对多簇射孔的优化及整体压裂实时优化设计的完善，提高多段改造的效果。

3) 建议加大致密砂岩油水平井组工厂化整体压裂的现场试验力度，加强油藏、钻井和压裂一体化结合，推进致密砂岩油的规模建产和规模动用。

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