大庆致密储层水平井提效降本压裂试验

陈希迪

（1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江 大庆，163453；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室，黑龙江 大庆，163453）

1 高台子致密油水平井概况

大庆高台子致密油储层完钻水平井为A井和B井，储层孔隙度为8.9% ～9.6%，渗透率为0.11×10-3～0.12×10-3μm2，属于致密储层。水平井A井完钻井深为3 825m，在测深2 322 m处入靶，水平段长1 478 m，钻遇含油砂岩1 478 m，砂岩及油层钻遇率均为100%，其中油浸964 m，油斑453 m，油迹61 m，以致密油Ⅰ-2类储层为主，占比63.5%。水平井B井完钻井深3 490m，在测深2 325m处入靶，水平段长1 115 m，钻遇含油砂岩1 115 m，砂岩及油层钻遇率均为100%，其中油浸911 m，油斑204 m，以致密油Ⅱ类储层为主，占比74.2%。

2 设计优化

2.1 暂诸转向优化

A井和B井整体以段内四簇为主，针对段内储层类型不同及固井质量较差的井段，开展“蜡球+纤维”的暂堵转向优化设计，根据射孔点的GR值和地应力值，计算破裂压力。对物性梯度进行分类，并根据分类结果设计暂堵转向次数，保证每一个物性梯度的裂缝顺利开启；采用“蜡球+纤维”的暂堵转向方式，保证每簇裂缝开启。通过分类统计，将A井和B井均分为段内2个物性梯度，设计暂堵转向1次。暂堵前，压开第一个物性梯度的裂缝，投入蜡球和纤维，然后对压开的第一个梯度的裂缝封堵，保证下一个物性梯度裂缝的起裂［1］。为提高第二个物性梯度裂缝起裂几率，对蜡球重量和纤维用量进行优化，根据每段孔眼个数、蜡球规格型号，设计平均每段蜡球重量为2～3 kg（图1）；根据每段预测裂缝高度（约7 m）和目的层应力差（约4 MPa）优选纤维用量，设计平均每段纤维用量为110 kg（图2）。

图1 蜡球用量计算图版

图2 纤维用量优化

A井设计压裂段19段，共76簇，簇间距15～25 m，半缝长400 m，其中6段设计暂堵转向，全井设计石英砂1 383 m3，尾追陶粒57 m3，缔合压裂液13 297 m3；B井设计压裂段14段，共58簇，簇间距13～26 m，半缝长400 m，其中9段设计暂堵转向，全井设计石英砂1 068 m3，尾追陶粒42 m3，缔合压裂液7 274 m3。两口井合计减少分段13段，节省桥塞13个，节约费用197.6万元（表1）。

表1 暂堵与暂堵后裂缝改造情况对比

2.2 段内射孔数优化

段内3簇的层段，中间裂缝受应力阴影影响［2-5］，流体摩阻比其他两条缝大，因此中间裂缝缝长较短。储层地质力学参数中，杨氏模量、水平应力差受应力阴影影响较大，泊松比受应力阴影影响较小；在储层条件无法改变的情况下，分段越多、簇间距越小，裂缝之间的应力阴影影响越大［6-9］。

优化前，段内3簇射孔数设计为8、8、8，利用油藏工程一体化压裂软件Petrel进行数值模拟研究并统计裂缝波及到的网格数，结果显示，压裂后裂缝波及网格数占总网格数的70%，即缝控体积［10］为70%。为使3簇裂缝都能有效延伸，减小应力阴影对中间裂缝的影响，设计中间簇孔数为10，边簇孔数为7（图3），并对新射孔方案进行数值模拟，裂缝波及到的网格数占总网格数的85%，即缝控体积提高到85%，提高15%，边簇缝宽基本保持不变，中间簇缝宽增大（图4）。

图3 动态流量分布条件下三条裂缝的传播路径

图4 条裂缝泵注结束后对裂缝宽度的贡献

对于段内4簇的压裂段，限流法压裂射孔数优化为24个孔，利用油藏工程一体化压裂软件进行模拟，5、7、7、5射孔方案优于6、6、6、6射孔方案，缝控体积提高了10%。对于段内5簇的压裂段，限流法压裂射孔数优化为24个孔，利用油藏工程一体化压裂软件进行模拟，4、5、6、5、4射孔方案为最优方案。

2.3 支撑剂优化

研究区目的层地层闭合压力为40 MPa，由邻井压力测试结果可知，实际作用在支撑剂上的有效应力约为35 MPa，支撑剂长期导流能力实验结果表明，闭合压力为30 MPa时，石英砂与陶粒按照8∶2的比例组合的导流能力比全石英砂的导流能力高15 μm2·cm。预测A井和B井的闭合压力约为41.5 MPa，推荐采用石英砂与陶粒按照8∶2的比例组合方式，水平井单缝设计尾追3 m3陶粒，既能保证缝口导流能力，又能节约成本（表2）。

表2 石英砂＋陶粒导流能力随闭合应力变化

3 现场试验

3.1 加砂量情况

A井现场施工19段，转向6段，共加入石英砂1 383 m3，陶粒57 m3，加砂符合率100%；B井现场施工14段，转向9段，共加入石英砂1 068 m3，陶粒42 m3，加砂符合率100%（表3）。

表3 两口井压裂施工规模

3.2 暂诸转向压力上升情况

从地应力解释结果看（图5），目的层最小水平主应力约为40 MPa，最大水平主应力约为45 MPa，水平应力差约5 MPa，因此，应力差小于6 MPa时，人工裂缝具备转向条件。

图5 相邻直井地应力解释成果图

暂堵后，新裂缝起裂需要缝内净压力大于最小主应力和岩石抗张强度之和，结合研究区岩石力学试验数据，当暂堵转向压力升高大于3 MPa时产生转向裂缝。A井现场施工19段，转向6段（第1、2、3、7、14、15段），B井现场施工14段，转向9段（第6～14段），暂堵转向压力升高均大于3 MPa，转向成功，产生新缝，改造效果较好。

3.3 实施效果及效益

A井压裂后日产油10.67 t；B井压裂后日产油12.11 t；预测A井4年产油7 464.87 t，B井4年产油8 469.76 t，按照最新原油价格3 378.73元／t，吨油成本1 771.28元，可创经济效益3 517.49万元。

3.4 油水分段产能测试分析

B井设计14段，转向9段（第6～14段），从油水两相示踪剂解释结果看，使用暂堵转向平均层段产油贡献率为9.800%，较非暂堵转向段平均层段产油贡献率高；使用暂堵转向段平均单簇产油贡献率为0.023%，较非暂堵转向段单簇产油贡献率高（表4）。段内多簇暂堵转向既减少了水平井分段，又提高了改造效果［11-12］。

表4 B井层段贡献率

4 结论与建议

（1）通过暂堵转向，实现水平井减段不减簇的目的，两口井减少桥塞13个，节约费用197.6万元。现场施工时，转向压力升高均大于3 MPa，成功实现转向。

（2）缝间距的减小导致应力阴影影响较大，通过优化段内每簇射孔数，可有效改善段内边簇对中间簇的应力阴影影响；

（3）通过油水分段产能测试，暂堵转向段内每簇贡献率明显高于非转向段内的每簇贡献率，暂堵转向既实现了全井减段不减簇的目的，也提高了每簇的产能；

（4）致密油水平井压裂的发展趋势是段内多簇，继续开展段内多簇暂堵转向优化研究，根据不同物性梯度，优化暂堵转向次数及暂堵剂用量，优化每簇射孔数，进一步达到“提效降本”的目标。