毛家河油区整体压裂工艺技术研究

高 毅，折志峰，王雪鹏

(1.延长油田股份有限公司 开发部，陕西 延安 716000; 2.延长油田股份有限公司 生产运行部，陕西 延安 716000)

毛家河油区整体压裂工艺技术研究

高 毅1，折志峰1，王雪鹏2

(1.延长油田股份有限公司 开发部，陕西 延安 716000; 2.延长油田股份有限公司 生产运行部，陕西 延安 716000)

针对毛家河油区低孔、低压、低渗的岩性油藏特点，开展了整体压裂技术研究。利用压裂人工裂缝监测分析、水淹井监测分析、化学示踪剂监测等方法对本区地应力场作了较为全面的研究，采用Eclipse软件数值模拟对裂缝半长、裂缝导流能力进行优化设计，并与按照经验设计的施工参数进行了对比，整体压裂产油递减幅度最低，现场应用效果较好，有效地减缓了产油递减幅度。该技术为区块稳产增产提供了技术保障。

毛家河油区;整体压裂;工艺技术

水力压裂是低渗透油藏高效开发的必要措施，目前水力压裂优化技术已经由以单井为对象向考虑油田整体经济高效开采的整体压裂开发技术转变。该技术是把具有一定缝长、导流能力和方位的裂缝团置于油藏模型中，预测其在生产开发过程中产量、扫油效率等发生的一系列动态变化，研究其与不同地层条件的相互协调、相互匹配问题，找出其最佳状态［1］。

国内开发实践证明:整体压裂改造技术在提高特低渗透油藏的采油速度和采收率及开采效益等方面都起到了关键性的作用，逐渐成为特低渗油藏开发的主导技术，并逐步形成了“以油藏精细描述为基础，以压裂工艺改造为主导，优化开发井网、保持地层能量、实现供采平衡开采”的特低渗油藏整体压裂改造开发技术模式［2］。

1 研究区地质特征

毛家河油区位于陕甘宁(鄂尔多斯)盆地东部斜坡，区域标志层张家滩页岩顶面构造图是一个倾角仅半度左右的西倾单斜。延长组长6油组为主要产油层位，划分为长61、长62、长63、长64四个油层亚组。储层岩性主要为一套浅灰色、灰色、灰绿色块状长石细砂岩。储层砂岩普遍以细粒长石砂岩为主。砂岩分选性好，磨圆度为次棱角状，颗粒支撑，粒径主要在 0.1～0.3 mm。孔隙度平均值为10.10%，渗透率平均值1.24×10－3μm2左右。原油油质较好，属低密度、低粘度、低凝固点的轻质油。原油密度一般在0.841～0.879 g/cm3，平均0.846 g/cm3，运动粘度一般在3.43～8.84 mPa·s，平均5.62 mPa·s，动力粘度一般在3.06～5.73 mPa·s，平均3.93 mPa·s，原油凝固点一般在4～20℃，平均6.86℃。地层水的总矿化度平均为63457.6 mg/ L，水型为CaC12，pH值5～7，属于强酸弱碱性水质。

2 研究区地应力场分布研究

2.1 地应力方向

利用岩心薄片微裂缝特征分析、压裂人工裂缝监测分析、利用井温测井识别裂缝以及利用水淹井监测分析、注水井水驱前缘监测、化学示踪剂监测等方法对本区裂缝作了较为全面的研究，结果见表1。

表1 子北油田不同裂缝研究方法主裂缝特征对比表

本区长6裂缝为垂直裂缝，以北东为主裂缝方向，角度在40°～75°之间。

2.2 地应力大小

用差应变法测量地应力，将钻井取芯加工成平行于岩心轴向的立方形岩块，将每组三个成45度角的应变片贴在三个相互垂直的平面上。将其放入加压室内。对制备好的岩样进行重复加载，加三向等同的围压，同时测得各方向的应变量，并由此确定主应变特征及其对应的地应力值。毛家河油区差应变测试及分析曲线见图1、图2、图3(图1取样深度829.74－831.48 m、图2取样深度843.15－843.55 m、图3取样深度880.23－880.53 m)。

图1 理868井岩样差应变测试结果图

表2 理868井岩样差变测试结果图

图3 理868井岩样差应变测试结果图

表2 毛家河油区差应变法测试主地应力值结果表

毛家河油田差应变测试垂向主地应力梯度为0.0230 MPa/m;水平最大主地应力梯度为0.0206～0.0214 MPa/m，平均为0.0210 MPa/m;水平最小主地应力梯度为0.0176～0.0180 MPa/m范围内，平均为0.0178 MPa/m。

2.3 地应力分布

根据建立的187口井的应力剖面，处理11个层的应力分布，包括水平最大主应力分布，水平最小主应力分布，总结出地应力分布规律:总体上，毛家河油田地应力从东向西逐步变高，局部有些应力变化。

3 裂缝优化

采用Eclipse软件进行数值模拟，纵向上划分为6个模拟层，分别为长4+5下层、长61－1层、长61－2层、长61－3层、长62－1层、长62－2层。平面上按10 m ×10 m的步长进行网格划分。

3.1 压裂半长优化

研究分别设置了裂缝分别为0.5、0.4、0.3、0.25倍缝长比的开发方案。模拟得到不同压裂缝长条件下的预测开发效果(见图4)。

从开发指标对比中可以看出，随着裂缝半长的增加，压裂井产量增加，但增幅逐渐减缓。不同缝长比条件下油井初期日产油分别达到1.23 t、1.24 t、1.48 t、1.45 t，15年末日产油分别为0.29 t、0.29 t、0.3 t、0.31 t。4年后不同缝长比条件下东西部井组油井日产油变化不大。综合考虑，毛家河油区的最优压裂缝长为井距的0.35～0.4倍。

图4 不同压裂缝长日产油随时间变化

3.2 裂缝导流能力优化

在给定裂缝半长条件下，压裂强度的变化在模型中可以转化为导流能力的变化。导流能力过高会导致油井过早水淹，而导流能力过低则会降低生产井产能的提高幅度。为此研究设置了不同导流能力2倍、5倍、10倍、15倍进行模拟(见图5)。

随着导流能力的增加，油井初期日产油分别达到1.27 t、1.38 t、1.27 t、1.35 t，15年末日产油分别为0.27 t、0.28 t、0.27 t、0.27 t。3年后不同导流能力条件下东西部井组油井日产油变化不大。综合考虑，毛家河油区导流能力在5～10倍之间能够取得较好的开发效果。

图5 不同导流能力日产油随时间变化

4 施工参数设计及效果分析

毛家河油区全年共投产新井39口，按照投产阶段，将压裂参数分为3类(见表3)。

对比初周月产液和产油及投产6个月后的产量(见表4)。

表3 施工参数分类表

表4 不同压裂参数产量对比表

从表中可以看出，A类初周产油量最大，投产4个月后的产油递减幅度最低，B类和C类的产油递减幅度大致相当。整体压裂优化后的开发效果效果较好，对于毛家河油区提高采收率有着重要的意义。

5 结论

(1)通过优化对比，毛家河示范区油井的压裂缝长为井距的0.35～0.4倍、导流能力在5～10倍之间能够取得较好的开发效果;

(2)现场实践证明，整体压裂优化在毛家河油区是可行的，能提高油井的产量，是提高区块整体开发效果的关键。

［1］刘金林，张在田，邹皓.坪北特低渗透油田压裂技术的研究与应用［J］.钻采工艺，2003，26(3):42－45.

［2］史庆轩，杨民瑜，高文玲.低渗透油田整体压裂方案研究－以台1区块为例［J］.长江大学学报(自然科学版)，2010，7(2):62－65.

［责任编辑 李晓霞］

TE357.2

A

1004－602X(2015)03－0066－03

10.13876/J.cnki.ydnse.2015.03.066

2015 -05 -20

高 毅(1982—)，男，陕西横山人，延长油田工程师。