超低渗透油藏老井宽带体积压裂缝网参数优化

王飞 齐银 达引朋 杨立安

1. 长庆油田公司油气工艺研究院；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有物性差(0.5×10-3μm2)、压力系数低 (0.85)、启动压力高、渗流能力差、天然裂缝发育等特征，目前产量已占长庆油田原油总产量近1/3，是长庆油田5 000万吨长期稳产的重要基础［1-4］。李书恒等［5］阐述了超低渗透油藏开发技术对策，提出“超前注水、缩小井距、提高注采井数比、提高人工裂缝长度与导流能力”的开发思路，并在庄9井区长8油藏进行了成功试验，但随着开发时间的延长，受储层致密、人工裂缝等因素影响，采用菱形反九点井网(480 m×130 m)开发的超低渗透油藏注采系统难以建立，单井产量持续下降。为了提高单井产量，前期采用常规重复压裂技术手段，措施后常规压裂措施有效率低于80%，单井日增油小于1.0 t，且递减快，无法实现改善开发效果目的，其原因是常规重复压裂无法形成复杂缝网、裂缝与井网不匹配。王忍峰等提出了多裂缝压裂工艺，通过采用暂堵剂实现缝内暂堵压裂，形成不同方向多条支缝，以降低渗流阻力和扩大泄油面积，但该工艺未对形成的裂缝形态进行具体描述，多裂缝与井网匹配性不稳定［6］。李建山等报道了老井混合水压裂在超低渗透油藏的应用，该技术引入了“体积压裂”理念，在不同阶段采用不同的压裂液，整个压裂过程将混合水体积压裂技术与多级暂堵技术相结合，依靠体积压裂扩大储层的改造体积，大幅度地提高单井产量，但该技术增大改造体积的同时，裂缝带宽及带长的过度增加会沟通水驱前缘，导致措施后含水上升过快，降低油井最终采收率［7］。本文以华庆长6超低渗透油藏为研究对象，以改善油藏开发效果为目的，模拟计算重复压裂裂缝合理带宽，并在此基础上优化主、次裂缝导流能力及裂缝半长等缝网参数，提出了超低渗透油藏老井宽带体积压裂技术思路。

1 油藏开发特征

超低渗透油藏以华庆长6油藏为例，油藏埋深2 200 m左右，有效厚度20.0 m，孔隙度11.5%，渗透率 0.41×10-3μm2，孔隙类型以残余粒间孔为主，面孔率一般为0.2%～6.8%，总体上属于低孔隙度、超低渗透率储层［8］。采用480 m×130 m井网布井，菱形反九点法面积注水，超前注水方式进行开发。目前该区块已开发近10年，面临以下开发问题：一是储层致密，注采驱替系统建立缓慢，投产后油井长期低产；二是油藏压力保持水平低(＜90%)，低产井连片分布，区块整体开发效果差；三是水驱范围小，注入水沿裂缝突进，无法建立驱替系统，采出程度低(＜5%)，剩余油在人工裂缝侧向大量富集，常规重复压裂裂缝带宽较窄，难以突破低压采空区，混合水体积压裂裂缝带长和带宽过度增加会沟通水驱前缘，措施后含水率大幅度升高，影响措施效果。

前期此类油藏采用常规压裂措施有效率低于80%，增油幅度低，且递减快，难以实现改造油藏开发效果的目的。分析此类油藏改造难点主要为：(1)常规复压以裂缝二次充填为主，裂缝侧向剩余油难以挖潜；(2)地层能量较低，油井重复改造后，虽然初期产量较高，但没有能量补充，随着开采产量递减较快，无稳产期。

2 宽带体积压裂带宽的确定

体积压裂技术最先应用于页岩气、致密砂岩气以及页岩油的开发，经历了技术探索、启蒙、突破，目前在国内已应用到致密油油藏及部分超低渗透油藏的开发。体积压裂的增产机理是在水力压裂的过程中，通过在主裂缝侧向形成多条分支缝或者沟通天然裂缝［9-10］，最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络，将可以进行渗流的有效储集体“打碎” ,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大, 使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短, 极大地提高储层整体渗透率, 实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造，该技术不仅可以大幅度提高单井产量, 还能够降低储层有效动用下限, 最大限度提高储层动用率和采收率。对于具有低渗透、高强度、两向应力差小及天然裂缝发育的储层，采用体积压裂有利于形成复杂的裂缝网络。该技术目前多用于自然能量开发的致密油藏水平井的初次改造，对注水开发的超低渗透油藏定向井实施体积压裂重复改造的实例较少。

本文借鉴体积压裂理念，结合超低渗透油藏的开发地质特征和剩余油分布规律，提出了老井宽带体积压裂技术思路：以初次人工裂缝为主缝，重复压裂开启的天然裂缝和新的人工裂缝为支缝形成复杂裂缝网络(图1)，增加重复改造裂缝带宽，动用侧向剩余油，从而提高油井产能。

图1 初次压裂人工裂缝(a)与宽带体积压裂裂缝(b)示意图Fig. 1 Sketch of the artificial fracture (a) induced by first fracturing and the fracture (b) induced by wide zone SRV

对宽带体积压裂所形成的复杂裂缝网络，采用等效加密法(EQ-LGR)实现缝网的构建。所建缝网模型中以主裂缝(沿最大主应力方向北东75°)为主干，次裂缝沿主裂缝壁面延伸并与天然裂缝交错形成复杂裂缝网络，由合并加密技术将主次裂缝贯通。缝网长度a、缝网宽度b和缝网高度h分别表征主次裂缝扩展的广度、宽度和高度［11］， 缝网系统所包括的范围即为该井对储层进行改造的体积，引入储层改造体积加以描述，表达式为

式中，VSR为储层改造体积，m3；a为缝网长度，m；b为缝网宽度，m；h为缝网高度，m。

重复压裂裂缝带宽过大时，容易引起水淹，裂缝带宽较小，则难以克服启动压力梯度，难以突破初次压裂极限泄油半径，对油井产能增加效果较差，因此对于重复压裂，裂缝带宽的范围确定显得尤为重要。将最小带宽定义为初次压裂泄油面积的椭圆短半轴的长度。由于重复压裂裂缝带宽过大会沟通水驱前缘，油井含水率上升过快，重复压裂效果较差，以油井含水率和累增油百分比为评价指标，在控制含水上升的条件下，累增油百分比达到最大时对应的裂缝带宽定义最大带宽。以超低渗油藏B区块X定向井井组为例，开展宽带压裂裂缝带宽研究。

2.1 初次人工裂缝泄流面积确定最小带宽

超低渗透油藏低孔低渗以及存在启动压力梯度，其初次压裂极限泄油面积受限，难以建立有效的驱替系统。通过重复体积压裂可以降低渗流阻力，使压降突破初次压裂极限泄油半径，提高产能，从而确定重复压裂最小带宽。

由于超低渗透油藏极限泄油面积较小，油井主要依赖于压裂裂缝增大泄油面积，泄油面积呈椭圆状，且裂缝半长、生产压差、渗透率、启动压力梯度对椭圆形态起到重要影响，因此基于上述参数，设计不同裂缝带宽，研究带宽参数对泄油半径的影响，建立了不同储层渗透率下裂缝带宽与泄油面积的关系图版 (图2)。

图2 不同储层渗透率下裂缝带宽与极限泄油半径的关系Fig. 2 Relationship between fracture zone width and limit drainage radius under different reservoir permeability

当裂缝带宽较小时，泄油短轴长度基本不变，裂缝带宽增加到一定值，泄油半径增加幅度变大。因此，考虑以此拐点处的带宽作为重复压裂最小带宽。

2.2 含水率和累增油最佳匹配确定最大带宽

重复压裂增加裂缝带宽可以充分动用侧向剩余油，但是裂缝带宽过大，会沟通水驱前缘，容易导致油井含水率上升过快，因此基于动用侧向剩余油和避免沟通水驱前缘双重因素考虑，求得措施后含水上升幅度与累计产油量的最优匹配值，可确定重复压裂裂缝最大带宽。

带宽越大，产油量越高，相应含水率越高(图3)。将含水率与累增油综合对比分析可以看出，裂缝带宽存在一个拐点，一旦裂缝带宽超过该点对应数值，会有含水率陡增的趋势，该点所对应的裂缝带宽即为合理复压最大带宽(图4)。

基于上述方法对B区块研究井组油井的最小带宽和最大带宽进行了模拟计算，结果表明合理带宽与渗透率具有密切关系，随着渗透率的增大，最小带宽增大，而最大带宽减小，该井组平均最小带宽13 m，平均最大带宽为46 m，由此确定该井组合理带宽范围为 13～46 m(表1)。

图3 G127-160井不同带宽的累产油、含水率Fig. 3 Cumulative oil production and water content of Well G1270160 under different zone widths

图4 G127-160井最终含水率、累增油与裂缝带宽关系Fig. 4 Variation of the ultimate water content and cumulative oilproduction of Well G1270160 with the fracture zone width

表1 B区块研究井组研究井重复压裂带宽范围统计Table 1 Statistical fracture zone width range of fracturing in the study well of the study well group in Block B

3 宽带体积压裂缝网参数优化

老井宽带体积压裂措施后的见水时间和累增油影响因素较多，主要包括裂缝半长、裂缝带宽、主裂缝导流能力及次裂缝导流能力。裂缝半长和裂缝带宽直接反映的是裂缝与油藏间的接触面积，间接反映出裂缝网络所控制的可采储量，而主、次裂缝的导流能力表征的是原油在裂缝内的渗流阻力。一般认为在油藏的开发初期，裂缝的半长和带宽越大，缝控储量越大，措施后效果越好，但当油藏注水开发进入中后期，过大的储层改造体积可能会沟通水驱前缘而导致油井过早见水，降低油井最终采收率。上文已对裂缝带宽进行了优化，在此基础上，对表征缝网特征的其他主要参数(裂缝半长、主裂缝导流能力和次裂缝导流能力)进行优化。

本文采用正交实验法进行缝网参数的优化设计，基于最大合理带宽(50 m)的前提下，对超低渗油藏B区块研究井组宽带体积压裂缝网参数进行优化，考虑影响重复压裂效果的主要因素：裂缝半长、主裂缝导流能力及次裂缝导流能力。综合3个不同的因素，设计正交实验，进行三因素五水平正交方案设计，各因素、水平如表2所示。

表2 正交设计各因素、水平Table 2 Level of each factor in the orthogonal design

利用已建立的模型，以B区块G127-160井为研究对象，根据表2的各因素水平取值及正交表的实验方案设计了25个数值模拟实验方案，对该井进行宽带体积压裂，引入累产油量作为最终的模拟结果 (表3)。

表3 缝网参数组合设计方案及模拟结果Table 3 Design scheme on the combination of fracturenetwork parameter and its simulation result

根据模拟结果计算3个因素的水平均值(K1～K5)和极差R(表4)，因素极差R越大，表明该因素对结果影响越大。因此可根据极差大小判断各因素主次顺序为：裂缝半长＞主裂缝导流能力＞次裂缝导流能力，据此确定G127-160井的最优方案为：裂缝半长140 m，主裂缝导流能力0.15 μm2· cm，次裂缝导流能为0.04 μm2· cm(图5)。

表4 缝网参数设计方案极差分析Table 4 Range analysis on the design scheme of fracture network parameter

图5 G127-160井缝网参数优化Fig. 5 Optimization of the fracture network parameters of Well G127-160

4 结论

(1)受储层致密、天然裂缝等因素影响，采用菱形反九点井网开发的超低渗透油藏注采系统难以建立，剩余油在油井人工裂缝侧向富集，因此通过重复压裂增加裂缝带宽，是动用侧向剩余油的有效途径。

(2)重复压裂裂缝带宽过大，容易引起水淹，裂缝带宽过小，则难以克服启动压力梯度，通过数值模拟计算确定超低渗透油藏B区块研究井组的合理带宽范围为13～46 m。

(3)在实际开发井网、井距及压裂施工工艺限制范围内，以G127-160井为例，采用正交试验方法模拟计算最优缝网参数方案：主裂缝导流能力0.15 μm2· cm，裂缝半长140 m，裂缝带宽50 m，次裂缝导流能力0.04 μm2· cm，按此方案可取得较好效果。老井宽带体积压裂缝网参数优化研究为超低渗透油藏改善开发效果供了新的技术思路。