顺9超深特低渗透油藏整体压裂优化设计研究

王 洋，袁清芸，赵 兵，邢 钰，王 晓

(1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；3.斯仑贝谢中国公司，北京 100015)

顺9超深特低渗透油藏整体压裂优化设计研究

王 洋1，袁清芸2，赵 兵1，邢 钰1，王 晓3

(1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；3.斯仑贝谢中国公司，北京 100015)

塔中顺9井区志留系碎屑岩油藏预测原油地质储量丰富，是西北油田分公司重要的资源接替区块。储层具有埋藏深、温度高、特低孔、超低渗、底水发育、砂泥岩薄互层等特点。常规单井压裂增产幅度有限，无法实现经济高效开发。整体压裂技术是低渗透油田开发的重要手段，但鲜有其在超深特低渗透油藏运用的相关报道。运用数值模拟方法及净现值经济模型对常用低渗透油藏注采井网进行评价，优选矩形井网作为顺9井区整体压裂井网，并对注水时机、注水压力、布缝方式、井网参数等进行优化，现场实践后水平井压后产能较直井提高4倍，累产油1.02×104m3。为顺9井区经济高效开发提供了技术支撑，同时为国内外超深特低渗油藏开发探索了一种新方式。

超深井 特低渗透油藏 整体压裂

顺9井区位于塔里木盆地顺托果勒隆起，志留系柯坪塔格组为主要目的层。志留系储层具有埋藏深(5 650 m)、砂体薄(11～24 m)、特低孔(平均6.2%)、超低渗(0.03×10-3μm2)、高破压(0.020 9 MPa/m)、底水发育(顺903油水层间距9.5 m)、下部储隔层应力差小(2.1～6.1 MPa)等特点。前期顺9直井压裂，顺9CH分段压裂均未实现经济开发。

整体压裂以整个油藏为研究对象，以开发经济效益最大化为目标，强调水力裂缝与注采井网的最佳匹配，是低渗透油藏经济开发的有效手段[1-4]。本文在借鉴国内外低渗透油藏整体压裂改造经验的基础上，运用数值模拟方法及净现值经济模型，优化顺9井区超深特低渗油藏整体压裂设计方案。

1 整体压裂井网优选

低渗透油藏井网设计要求满足以下条件[5-7]：①储量控制程度最大；②较高的采油速度；③较高的采收率；④良好的经济效益。运用油藏数值模拟方法，结合净现值经济评价结果，优选出最佳注采井网组合。

1.1 井网方案设计

根据目前国内外低渗透油藏常用注水开发井网类型，设计了8套注水开发井网(表1)，采用相同的开发强度，进行产能分析和经济评价：

运用油藏数值模拟软件分别对8种方案进行产能分析(见图1)，可知：①纯压裂直井井网单井产能及井网采出程度极低，不具备开发可行性；②矩形井网在开发前期有明显优势，五点法井网对地层能量保持较好，单井稳产期长，九点法井网对区块控制程度较高。建议采用纯水平井井网作为主要开发方式。

表1 注水井网模拟方案设计

图1 不同井网方案采出程度对比

取15年为评价周期，结合已建立的油藏模型，预测纯水平井网年产油量，并对3种纯水平井网净现值评价，具体计算结果见图2～3。

图2 纯水平井网产量预测

图3 不同井网方案开发净现值分析

由图3可知，五点法井网和矩形井网年产油量明显高于反九点井网。矩形井网相比五点法井网优势在于注水强度大，注采井数比高，可降低采油井数，减少开发投资，缩短成本回收期。因此建议顺9井区开发前期采用矩形井网，后期根据具体开发状况进行调整。

1.2 井排距优化

根据井网优化结果，按水平井矩形井网布井，设计4种井排距方案。方案1：井距500 m，排距550 m；方案2：井距600 m，排距500 m；方案3：井距700 m，排距450 m；方案4：井距800 m，排距400 m。

如图4所示，4种方案的井距逐渐增加，排距逐渐减小，井组累计产量增加。方案4与方案3相比，其产能增加幅度明显减小，因此井距700 m，排距450 m为较优方案。

1.3 布缝方式优化

图4 不同方案井组产能

按矩形井网布置注水井及采油井，设计3种布缝方案。方案1：每条裂缝等长；方案2：中间缝长大于两端缝长；方案3：中间缝长小于两端缝长。

对以上3种方案进行数值模拟计算，3种方案的开发技术指标统计如表2所示。

表2 不同裂缝导流能力主要技术指标统计

方案1因单条缝长较长，初期产能较高，但随着开采的继续进行，含水上升较快，最终采出程度较低。方案2纺锤状布缝方式考虑了注水井的影响，在相同生产时间内含水低于方案1及方案3，单井产能及采出程度高，因此推荐纺锤状布缝方式。

图5 不同注水时机平均单井日产对比

1.4 注水时机优化

如图5所示，超前注水能有效补充特低渗透油藏弹性能量，最大限度释放油藏产能，最终采出程度较高。但顺9井区底水发育，且储层致密，需要压裂才能建产，超前注水后期见水风险极大。延缓2年注水初期产量较高，但后期下降较快，小于延缓0.5 a注水和延缓1 a注水累产油量。因此转注时机为0.5～1 a。

1.5 注水压力优化

测试压裂结果表明顺9井井底闭合压力92.3 MPa，结合目前分公司注水能力，优选83 MPa(闭合压力90%)为注水压力。

2 井网压裂参数优化

2.1 压裂段数

在水平段长度一定的情况下，压裂段数是影响产能的重要参数。由图7可知，随着压裂段数增加，三年的累产油量逐渐增加，但是当压裂段数大于6～7段，裂缝之间产生干扰，累产油量增幅很小。因此优选压裂段数6～7段。

图6 不同压裂段数累产油量对比

2.2 缝长及导流能力

针对采油井和注水井分别选取油井缝长、水井缝长、水井导流能力、油井导流能力4个参数进行正交试验分析[8]。如表3所示，对于顺9超低渗透油藏，各压裂参数对产量影响依次为：油井缝长>水井缝长>油井导流能力>水井导流能力。

表3 裂缝参数正交试验设计

各参数水平最优组合为：油井缝长200 m，水井缝长150 m，水井导流能力20 μm2·cm，油井导流能力30 μm2·cm。

2.3 控缝高技术

顺9井区目的层下部应力差2.1～6.1 MPa，底部隔层薄，连续性差，底水发育(顺903油层距水层仅9.5 m)。需要人工控缝高，防止裂缝向下过度延伸。影响人工裂缝高度的因素有：储隔层应力差、杨氏模量、施工排量和工作液粘度等[9-10]。加强对工作液粘度、施工排量和施工规模等因素的优化是顺9井区控缝高技术的关键。

2.3.1 压裂液粘度优化

裂缝高度随压裂液粘度增大而增大，尤其是高粘度的压裂液使缝高大幅扩展[11]。模拟不同粘度压裂液条件下裂缝高度变化，图7表明最佳的前置液粘度为70～90 mPa·s。

图7 其他条件固定，压裂液粘度对缝高的影响

2.3.2 施工排量优化

施工排量越高，裂缝高度越大(见图8)。结合井区控缝高及携砂要求，推荐采用4.5～5.0 m3/min。

图8 其他条件固定，施工排量对缝高的影响

2.3.3 加砂量优化

由图9可知，加砂量159 t时初期日产油量最高，但是加砂量大，净压力也大。顺9井区下部储隔层应力差2.1～6.8 MPa，净压力要求控制在6 MPa以内，因此加砂量控制在70 t以内。

图9 加砂量与初始产量的关系

图10 加砂量与净压力的关系

2.3.4 人工隔层控缝高技术

人工隔层技术通过在前置液中加入下沉剂，人为增加储隔层应力差，控制裂缝高度向下过度延伸[12]。根据压裂过程中裂缝延伸情况、现场经验、施工风险等，采用段塞式加入100目石英砂下沉剂，加砂浓度7%。模拟加入下沉剂与不加入下沉剂的缝高变化(图11)，加入下沉剂比不加下沉剂缝高可降低2～3 m。

图11 加入下沉剂与不加入下沉剂缝高对比

3 现场应用

顺9区块前期实施2井14段水平井分段压裂改造，最高液量3 574.8 m3，最大砂量287.7 m3，最高砂比33.5%。其中顺9CH井垂深5 579.17 m，孔隙度4.2%～7.9%，渗透率(0.3～2.8)×10-3μm2，含油饱和度36%～52%，下部距底水20 m。对顺9CH井分7段压裂，采用低粘度压裂液，控制施工排量5.0 m3/min和人工隔层控缝高压裂技术实现了避水高度25 m的控缝高深穿透压裂，压裂总液量3 574.8 m3，最高施工压力83 MPa，最大施工排量5.1 m3/min，总加砂量293.3 m3。压后日产液21.9 m3，日产油11.6 m3，较顺9直井增产4倍(见表4)。

表4 水平井分段压裂效果统计

4 结论

(1)顺9井区超深特低渗透油藏开发难度大，单井压裂无法实现正收益，选取储层物性条件发育较好的“甜点区”采用整体压裂方式有望实现经济开发。

(2)顺9井区超深致密油藏单纯采用弹性开发无法满足经济要求，需后期注水提高采出程度，综合考虑经济成本因素，建议采用弹性开发和注水开发相结合的开发方式，前期采用矩形井网，后期视具体情况调整。

(3)顺9井区底水发育，隔层条件差，综合采用常规控缝高技术和人工隔层技术能有效防止裂缝向下过度延伸。

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(编辑 谢 葵)

《小断块油藏油水过渡带提高采收率技术研究》国际先进

2016年4月12日，江苏油田分公司承担的集团公司项目《小断块油藏油水过渡带提高采收率技术研究》成果，在东营通过了中国石化科技部组织的鉴定，成果整体达到国际先进水平。

该项目开展了分类油藏油水过渡带剩余油主控地质因素与开发因素评价，找出了影响油水过渡带剩余油的关键因素；建立水淹层含油饱和度计算的阿尔奇公式优化模型，确立了水淹层定量分级评价标准；确立了不同类型油藏过渡带油水运动规律；建立了复杂边界油藏油水过渡带剩余油定性定量技术；利用模糊聚类方法建立了油水过渡带有效动用分级评价方法；引入了过渡带无因次注采井排距概念，建立了复杂边界油藏油水过渡带剩余油有效动用技术。

这项成果主要技术创新点有2个：一是建立复杂断块油藏油水过渡带剩余油潜力的综合指数快速评价方法。二是创新注入水与地层水混合液矿化度与电阻率动态迭代求取方法，该方法处于国际领先水平。

成果成功应用到江苏油田小断块油藏油水过渡带调整挖潜，共实施采油井63口，至2015年12月，累产油13.52×104t。合计增加可采储量42×104t，采收率提高2.5%，现场应用成功率85%以上，实现了小断块油藏油水过渡带失控储量有效动用。

(杨 鹏)

Optimal integral fracturing design for ultra-deep and ultra-low permeability reservoir in Shun 9

Wang Yang1，Yuan Qingyun2，Zhao Bing1,Xing Yu1,Wang Xiao3

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofSinopecNorthwestOilfieldCompany，Urumqi830011,China；2.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofSinopecNorthwestOilfieldCompany，Urumqi830011,China;3.SchlumbergerChina,Beijing100015,China)

Since there is an abundant predicated clastic OOIP in silurian system，Shun9 well block in Middle Taklimakan has been an important alternative resource block for Sinopec Northwest Oilfield Company.The reservoir has many characteristics such as high burial depth and temperature，ultra-low porosity and permeability，bottom water development，thin sand-shale interbed，etc.Due to the limited fracturing increase of single well，we can not develop it efficiently.Though the integral fracturing is a major way to develop low permeability reservoir，it is rarely applied in the development of ultra-deep and ultra-low permeability reservoir.This paper evaluates the normal flooding network in low permeability by numerical simulation and economic model of net present value，uses the rectangular pattern as integral fracturing pattern of Shun 9 well block and optimizes the timing and pressure of water injection，fracture layout，well pattern parameter，etc.From the practice of this technology，the results shows that the productivity of fractured horizontal wells can be 4 times to which of straight wells and the oil production reaches to 1.02×104m3.The article provides the technical support for the efficient development in the block.Meanwhile，it offers a new way to exploit extra deep and ultra-low permeability reservoir.

ultra-deep well；ultra-low permeability；integral fracturing

2015-10-16；改回日期：2015-12-27。

王洋(1985—)，工程师，现从事超深复杂油气藏储层改造研究工作。电话：13899865998，E-mail：wy610059@126.com。

攻关项目：国家“十二五”科技重大专项“缝洞型碳酸盐岩油藏高效酸压改造技术”(2011ZX05014-006)

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.02.016

TE357.1

A