分段压裂水平井各段压力及供液能力研究

牛彩云，王百，朱洪征，崔文昊，常莉静

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018）

分段压裂水平井各段压力及供液能力研究

牛彩云1，2，王百1，2，朱洪征1，2，崔文昊1，2，常莉静1，2

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018）

低渗透油田水平井水平段长，改造段数多，受储层非均质性、微裂缝发育和注水开发影响，各段压力系统和产量贡献率是值得思考的问题。现场对水平井压力、产量、含水实测表明，水平段压力系统并不一致，过早见水井段压力高，采出程度低。根据油井流入动态方程，类比得出计算产量贡献率公式，定量分析水平井各段在不同地层压力、不同井底流压、不同采液指数比下对产液贡献率的影响。得出各段地层压力相同时，各段产量贡献率与井底流压无关，仅与采液指数比有关；各段地层压力不同时，产量贡献率不仅与井底流压有关，而且与采液指数比有关。

水平井；分段压裂；分段压力；采液指数；供液能力

近几年，国内在低渗透油藏乃至致密油藏中，水平井的应用数量大幅增加，使大量不可动用储量变成了可采储量，有效地改善了这类储层的开发效果［1］，成为低渗透油田转变开发方式，提高采收率的有效手段［2］。长庆油田水平井应用规模逐年攀升，水平段段长与改造段数不断刷新，统计2010-2013年完钻水平井1 300余口，平均水平段段长795 m，平均改造段数为9.3段。在非均质性较强的特低渗透油藏中［3］，水平井分段压裂技术这类储层规模开发的核心技术［4］。受微裂缝发育和注水开发影响，这种长水平段，多段压裂改造的水平井，在正常生产时，各段压力是否仍为一个压力系统？每段对油井贡献如何？应该是水平井开发值得思考的问题。本文针对这一问题，开展了相关矿场试验及理论分析，为水平井开发低渗透油田提供一定的借鉴性。

1　水平段分段产量与压力测试

1.1测试井井况

G平1井是长庆油田一口水平井，水平段段长300 m，水力喷砂分段压裂改造3段。采用五点法井网开采长x层，井筒与裂缝夹角约为90°，裂缝展布方向与储层主应力基本一致。2008年10月投产，初期日产液11.3 m3，日产油9.11 t，含水5%。连续生产三年后，含水突升，产油量大幅下降，日产液12.48 m3，日产油2.14 t，含水82.8%。测试前含水上升至100%。

1.2测试方法

采用长庆油田相对成熟的“封隔器+井下智能开关”分段生产测试技术［5］。测试管柱由皮碗封隔器、智能开关器、压力计、扶正器及过桥泵等组成（见图1）。测试原理［6］为：利用封隔器将水平井射孔段隔开，每个测试层段都有智能开关器［7］，下井前设定智能开关器工作时间（G平1井下井后设计合排6 d，每段单独生产6 d（见图2），各段生产完成后统一打开合排，等待起管柱），井下则由微电脑发出指令，按设定程序打开或关闭开关阀，保证每段在同样生产天数下只有一个层段单独生产，抽油机在同一工作制度下连续生产，地面录取液量与含水，压力计直接监测地层压力。录取资料分析各层段产液量、含水及供液能力。

图1　G平1井分段压力测试管柱图

图2　G平1井分段压力测试原理图

1.3测试结果及分析

（1）地面录取资料结果（见表1）。

表1　G平1井各段产量测试结果

由测试结果可知：分段生产时，各喷点互不干扰，喷点1、喷点2含水较低，平均日产油分别为4.28 t，2.87 t；而根部喷点3含水为100%，表现为水淹；从矿化度分析，平均矿化度30 000 mg/L左右，远远低于地层水矿化度70 000 mg/L，因此判断见注入水。

（2）井下压力计测试结果（见图3）。

图3　G平1井各喷点压力测试曲线

由图3可以看出，单采喷点1时，喷点1压力从17.5 MPa下降到8 MPa，同时喷点2压力波动性下降，喷点3处压力回升。表明喷点1与喷点2之间压力系统一致，而喷点3处压力系统有别于喷点1和喷点2。单采喷点2时，喷点1与喷点2的压力维持在8 MPa左右，喷点3压力也较为稳定。单采喷点3时，喷点1压力由7.5 MPa增至13 MPa，喷点2压力由7.5 MPa增至18 MPa，说明喷点2处储层物性优于喷点1。喷点3压力仅降低2 MPa即可达到供液要求，表明喷点3处供液能力强，测试结果已水淹。因此判断见水水平井水平段各段压力系统不一致，就G平1井来说，喷点2、3处对水平井的产量贡献大。

2　理论分析分段压力与产量贡献率

由现场测试分析资料可知，低渗透油藏压裂水平井各段对其产油量贡献不同。根据油井流入动态方程［8］，各段产液量与采液指数及生产压差的关系直接相关，计算表达式如下：

式中：J－采液指数，m3/MPa；Δp－生产压差，MPa；pr－地层压力，MPa；pwf－生产流压，MPa。

由于各段地层压力及地层条件不同，导致供液能力存在差异性［9］。将每段供液能力的强弱定义为产量贡献率［10］，通过产量贡献率，定量分析各段在不同地层压力、不同井底流动压力对产量贡献比的影响。具体表达式如下所示。

式中：Ci－第i段产量贡献比；n－水平井压裂段数；qli－第i段的产液量；qlt-n段总产液量；Ji-第i段的采液指数；Δpi-第i段的生产压差。

2.1井底流压恒定

假设一口水平井压裂2段，当井底流压保持恒定，即pwf分别为10 MPa和5 MPa时，第一段贡献率与各段地层压力、采液指数之间关系（见图4、图5）。

图4　井底流压为10 MPa时每段贡献率

图5　井底流压为5 MPa时每段贡献率

分析可知，每段贡献率随采液指数比的增加而增加，但是不同压力系统下，曲线的增加幅度有很大差异。

（1）当每段所处的地层压力系统相同时（P1=20 MPa，P2=20 MPa），曲线增势平稳，其形态与井底流压无关，当采液指数比J1/J2=1时，每段贡献率达到50%。

（2）当每段所处地层压力系统差异较大时（P1=20MPa，P2=12 MPa），pwf=10 MPa，增势呈剧烈变化，初期快，后期缓慢，当J1/J2=1时，第一段贡献率可达80%以上；当pwf=5 MPa，当J1/J2=1时，第一段贡献率接近70%。

2.2地层压力恒定

假设水平井压裂2段，每段地层压力恒定，即P1=20 MPa，P2=15 MPa时，第一段产量贡献率与各段采液指数及水平井井底流压之间的关系（见图6，图7）。

由图6可知，当采液指数比J1/J2＜1时，第一段产量贡献率随着采液比的增加而迅速增加，同时随着井底流压的增大，第一段贡献率显著增加；当采液指数比J1/J2＞1时，曲线增势逐渐变小，最后趋于稳定。

由图7可知，同一流压下，随着采油液比J1/J2的增加，第一段产量贡献率增加；同一采液比下，随着井底流压的增加，产量贡献率也增加，但趋势较缓。

图6　不同流压下产量贡献率

图7　不同采液指数比下产量贡献率

3　结论

（1）低渗透油田水平井水平段长，改造段数多，受储层非均质性、微裂缝发育和注水开发影响，各段压力系统并不一致，过早见水井段压力高，采出程度低。

（2）当各段地层压力相同时，各段产量贡献率与井底流压无关，仅与采液指数比有关，随着采液指数比的增加而增加，但增加幅度越来越小。

（3）当各段地层压力不同时，产量贡献率不仅与井底流压有关，而且与采液指数比有关。在采液指数比＜1时，产量贡献率随着井底流压的增大而显著增加；采液指数比＞1时，产量贡献率增势逐渐变小，最后趋于稳定。

（4）现场分段测试发现，不同段储层物性、供液能力相差较大，且部分水淹层与未水淹区域之间并未连同，选择性堵水是这类井治理的最佳方案。

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Each section pressure and the fluid supply ability research of staged fracturing horizontal well

NIU Caiyun1，2，WANG Bai1，2，ZHU Hongzheng1，2，CUI Wenhao1，2，CHANG Lijing1，2
（1.Oil&Gas Technology Research Institute，Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China；2.Low-Permeability Oil and Gas Exploration and Development of National Engineering Laboratory，Xi'an Shanxi 710018，China）

Characteristics of horizontal wells in low permeability oilfield are long horizontal segment numbers of transformation segment，due to restricted by reservoir heterogeneity，micro fracture developed and water-flooding effect，the pressure system of each section and the contribution rate of fluid production is the question worth considering.The pressure，production and water cut of horizontal well measurement shows that，horizontal pressure system is inconsistent，premature water breakthrough well section is of high pressure，low recovery degree.According to the oil well inflow performance equation，analogical get the calculation formula for the contribution rate of production.Quantitative analysis the effect of the contribution rate of production in different formation pressure，different pressure and different fluid production index ratio.We can draw the conclusion that when the formation pressure of thesection is the same，the contribution rate of flow production has nothing to do with the bottom hole flowing，only with the liquid production index ratio，when the formation pressure of the section is different，the contribution of flow production is not only with the bottom hole flowing pressure，but also with the fluid productivity index ratio.

horizontal well；staged fracturing；each section pressure；fluid productivity index；fluid supply ability

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.008

TE357.11

A

1673-5285（2015）03-0032-04

2015－01-27

集团（股份）公司级重大科技专项：长庆油田油气当量上产5 000万吨关键技术“采油采气关键技术研究”部分研究内容，项目编号：1201-1。

牛彩云，女（1970-），高级工程师，2005年毕业于西安石油大学石油工程专业，现主要从事采油工艺及工具研究工作，邮箱：niucy_cq@petrochina.com.cn。