分段壓裂水平井各段壓力及供液能力研究

牛彩云，王百，朱洪征，崔文昊，常莉靜

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710018）

分段壓裂水平井各段壓力及供液能力研究

牛彩云1，2，王百1，2，朱洪征1，2，崔文昊1，2，常莉靜1，2

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710018）

低滲透油田水平井水平段長(zhǎng)，改造段數(shù)多，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性、微裂縫發(fā)育和注水開(kāi)發(fā)影響，各段壓力系統(tǒng)和產(chǎn)量貢獻(xiàn)率是值得思考的問(wèn)題?，F(xiàn)場(chǎng)對(duì)水平井壓力、產(chǎn)量、含水實(shí)測(cè)表明，水平段壓力系統(tǒng)并不一致，過(guò)早見(jiàn)水井段壓力高，采出程度低。根據(jù)油井流入動(dòng)態(tài)方程，類(lèi)比得出計(jì)算產(chǎn)量貢獻(xiàn)率公式，定量分析水平井各段在不同地層壓力、不同井底流壓、不同采液指數(shù)比下對(duì)產(chǎn)液貢獻(xiàn)率的影響。得出各段地層壓力相同時(shí)，各段產(chǎn)量貢獻(xiàn)率與井底流壓無(wú)關(guān)，僅與采液指數(shù)比有關(guān)；各段地層壓力不同時(shí)，產(chǎn)量貢獻(xiàn)率不僅與井底流壓有關(guān)，而且與采液指數(shù)比有關(guān)。

水平井；分段壓裂；分段壓力；采液指數(shù)；供液能力

近幾年，國(guó)內(nèi)在低滲透油藏乃至致密油藏中，水平井的應(yīng)用數(shù)量大幅增加，使大量不可動(dòng)用儲(chǔ)量變成了可采儲(chǔ)量，有效地改善了這類(lèi)儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)效果［1］，成為低滲透油田轉(zhuǎn)變開(kāi)發(fā)方式，提高采收率的有效手段［2］。長(zhǎng)慶油田水平井應(yīng)用規(guī)模逐年攀升，水平段段長(zhǎng)與改造段數(shù)不斷刷新，統(tǒng)計(jì)2010-2013年完鉆水平井1 300余口，平均水平段段長(zhǎng)795 m，平均改造段數(shù)為9.3段。在非均質(zhì)性較強(qiáng)的特低滲透油藏中［3］，水平井分段壓裂技術(shù)這類(lèi)儲(chǔ)層規(guī)模開(kāi)發(fā)的核心技術(shù)［4］。受微裂縫發(fā)育和注水開(kāi)發(fā)影響，這種長(zhǎng)水平段，多段壓裂改造的水平井，在正常生產(chǎn)時(shí)，各段壓力是否仍為一個(gè)壓力系統(tǒng)？每段對(duì)油井貢獻(xiàn)如何？應(yīng)該是水平井開(kāi)發(fā)值得思考的問(wèn)題。本文針對(duì)這一問(wèn)題，開(kāi)展了相關(guān)礦場(chǎng)試驗(yàn)及理論分析，為水平井開(kāi)發(fā)低滲透油田提供一定的借鑒性。

1　水平段分段產(chǎn)量與壓力測(cè)試

1.1測(cè)試井井況

G平1井是長(zhǎng)慶油田一口水平井，水平段段長(zhǎng)300 m，水力噴砂分段壓裂改造3段。采用五點(diǎn)法井網(wǎng)開(kāi)采長(zhǎng)x層，井筒與裂縫夾角約為90°，裂縫展布方向與儲(chǔ)層主應(yīng)力基本一致。2008年10月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液11.3 m3，日產(chǎn)油9.11 t，含水5%。連續(xù)生產(chǎn)三年后，含水突升，產(chǎn)油量大幅下降，日產(chǎn)液12.48 m3，日產(chǎn)油2.14 t，含水82.8%。測(cè)試前含水上升至100%。

1.2測(cè)試方法

采用長(zhǎng)慶油田相對(duì)成熟的“封隔器+井下智能開(kāi)關(guān)”分段生產(chǎn)測(cè)試技術(shù)［5］。測(cè)試管柱由皮碗封隔器、智能開(kāi)關(guān)器、壓力計(jì)、扶正器及過(guò)橋泵等組成（見(jiàn)圖1）。測(cè)試原理［6］為：利用封隔器將水平井射孔段隔開(kāi)，每個(gè)測(cè)試層段都有智能開(kāi)關(guān)器［7］，下井前設(shè)定智能開(kāi)關(guān)器工作時(shí)間（G平1井下井后設(shè)計(jì)合排6 d，每段單獨(dú)生產(chǎn)6 d（見(jiàn)圖2），各段生產(chǎn)完成后統(tǒng)一打開(kāi)合排，等待起管柱），井下則由微電腦發(fā)出指令，按設(shè)定程序打開(kāi)或關(guān)閉開(kāi)關(guān)閥，保證每段在同樣生產(chǎn)天數(shù)下只有一個(gè)層段單獨(dú)生產(chǎn)，抽油機(jī)在同一工作制度下連續(xù)生產(chǎn)，地面錄取液量與含水，壓力計(jì)直接監(jiān)測(cè)地層壓力。錄取資料分析各層段產(chǎn)液量、含水及供液能力。

圖1　G平1井分段壓力測(cè)試管柱圖

圖2　G平1井分段壓力測(cè)試原理圖

1.3測(cè)試結(jié)果及分析

（1）地面錄取資料結(jié)果（見(jiàn)表1）。

表1　G平1井各段產(chǎn)量測(cè)試結(jié)果

由測(cè)試結(jié)果可知：分段生產(chǎn)時(shí)，各噴點(diǎn)互不干擾，噴點(diǎn)1、噴點(diǎn)2含水較低，平均日產(chǎn)油分別為4.28 t，2.87 t；而根部噴點(diǎn)3含水為100%，表現(xiàn)為水淹；從礦化度分析，平均礦化度30 000 mg/L左右，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于地層水礦化度70 000 mg/L，因此判斷見(jiàn)注入水。

（2）井下壓力計(jì)測(cè)試結(jié)果（見(jiàn)圖3）。

圖3　G平1井各噴點(diǎn)壓力測(cè)試曲線(xiàn)

由圖3可以看出，單采噴點(diǎn)1時(shí)，噴點(diǎn)1壓力從17.5 MPa下降到8 MPa，同時(shí)噴點(diǎn)2壓力波動(dòng)性下降，噴點(diǎn)3處壓力回升。表明噴點(diǎn)1與噴點(diǎn)2之間壓力系統(tǒng)一致，而噴點(diǎn)3處壓力系統(tǒng)有別于噴點(diǎn)1和噴點(diǎn)2。單采噴點(diǎn)2時(shí)，噴點(diǎn)1與噴點(diǎn)2的壓力維持在8 MPa左右，噴點(diǎn)3壓力也較為穩(wěn)定。單采噴點(diǎn)3時(shí)，噴點(diǎn)1壓力由7.5 MPa增至13 MPa，噴點(diǎn)2壓力由7.5 MPa增至18 MPa，說(shuō)明噴點(diǎn)2處儲(chǔ)層物性?xún)?yōu)于噴點(diǎn)1。噴點(diǎn)3壓力僅降低2 MPa即可達(dá)到供液要求，表明噴點(diǎn)3處供液能力強(qiáng)，測(cè)試結(jié)果已水淹。因此判斷見(jiàn)水水平井水平段各段壓力系統(tǒng)不一致，就G平1井來(lái)說(shuō)，噴點(diǎn)2、3處對(duì)水平井的產(chǎn)量貢獻(xiàn)大。

2　理論分析分段壓力與產(chǎn)量貢獻(xiàn)率

由現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試分析資料可知，低滲透油藏壓裂水平井各段對(duì)其產(chǎn)油量貢獻(xiàn)不同。根據(jù)油井流入動(dòng)態(tài)方程［8］，各段產(chǎn)液量與采液指數(shù)及生產(chǎn)壓差的關(guān)系直接相關(guān)，計(jì)算表達(dá)式如下：

式中：J－采液指數(shù)，m3/MPa；Δp－生產(chǎn)壓差，MPa；pr－地層壓力，MPa；pwf－生產(chǎn)流壓，MPa。

由于各段地層壓力及地層條件不同，導(dǎo)致供液能力存在差異性［9］。將每段供液能力的強(qiáng)弱定義為產(chǎn)量貢獻(xiàn)率［10］，通過(guò)產(chǎn)量貢獻(xiàn)率，定量分析各段在不同地層壓力、不同井底流動(dòng)壓力對(duì)產(chǎn)量貢獻(xiàn)比的影響。具體表達(dá)式如下所示。

式中：Ci－第i段產(chǎn)量貢獻(xiàn)比；n－水平井壓裂段數(shù)；qli－第i段的產(chǎn)液量；qlt-n段總產(chǎn)液量；Ji-第i段的采液指數(shù)；Δpi-第i段的生產(chǎn)壓差。

2.1井底流壓恒定

假設(shè)一口水平井壓裂2段，當(dāng)井底流壓保持恒定，即pwf分別為10 MPa和5 MPa時(shí)，第一段貢獻(xiàn)率與各段地層壓力、采液指數(shù)之間關(guān)系（見(jiàn)圖4、圖5）。

圖4　井底流壓為10 MPa時(shí)每段貢獻(xiàn)率

圖5　井底流壓為5 MPa時(shí)每段貢獻(xiàn)率

分析可知，每段貢獻(xiàn)率隨采液指數(shù)比的增加而增加，但是不同壓力系統(tǒng)下，曲線(xiàn)的增加幅度有很大差異。

（1）當(dāng)每段所處的地層壓力系統(tǒng)相同時(shí)（P1=20 MPa，P2=20 MPa），曲線(xiàn)增勢(shì)平穩(wěn)，其形態(tài)與井底流壓無(wú)關(guān)，當(dāng)采液指數(shù)比J1/J2=1時(shí)，每段貢獻(xiàn)率達(dá)到50%。

（2）當(dāng)每段所處地層壓力系統(tǒng)差異較大時(shí)（P1=20MPa，P2=12 MPa），pwf=10 MPa，增勢(shì)呈劇烈變化，初期快，后期緩慢，當(dāng)J1/J2=1時(shí)，第一段貢獻(xiàn)率可達(dá)80%以上；當(dāng)pwf=5 MPa，當(dāng)J1/J2=1時(shí)，第一段貢獻(xiàn)率接近70%。

2.2地層壓力恒定

假設(shè)水平井壓裂2段，每段地層壓力恒定，即P1=20 MPa，P2=15 MPa時(shí)，第一段產(chǎn)量貢獻(xiàn)率與各段采液指數(shù)及水平井井底流壓之間的關(guān)系（見(jiàn)圖6，圖7）。

由圖6可知，當(dāng)采液指數(shù)比J1/J2＜1時(shí)，第一段產(chǎn)量貢獻(xiàn)率隨著采液比的增加而迅速增加，同時(shí)隨著井底流壓的增大，第一段貢獻(xiàn)率顯著增加；當(dāng)采液指數(shù)比J1/J2＞1時(shí)，曲線(xiàn)增勢(shì)逐漸變小，最后趨于穩(wěn)定。

由圖7可知，同一流壓下，隨著采油液比J1/J2的增加，第一段產(chǎn)量貢獻(xiàn)率增加；同一采液比下，隨著井底流壓的增加，產(chǎn)量貢獻(xiàn)率也增加，但趨勢(shì)較緩。

圖6　不同流壓下產(chǎn)量貢獻(xiàn)率

圖7　不同采液指數(shù)比下產(chǎn)量貢獻(xiàn)率

3　結(jié)論

（1）低滲透油田水平井水平段長(zhǎng)，改造段數(shù)多，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性、微裂縫發(fā)育和注水開(kāi)發(fā)影響，各段壓力系統(tǒng)并不一致，過(guò)早見(jiàn)水井段壓力高，采出程度低。

（2）當(dāng)各段地層壓力相同時(shí)，各段產(chǎn)量貢獻(xiàn)率與井底流壓無(wú)關(guān)，僅與采液指數(shù)比有關(guān)，隨著采液指數(shù)比的增加而增加，但增加幅度越來(lái)越小。

（3）當(dāng)各段地層壓力不同時(shí)，產(chǎn)量貢獻(xiàn)率不僅與井底流壓有關(guān)，而且與采液指數(shù)比有關(guān)。在采液指數(shù)比＜1時(shí)，產(chǎn)量貢獻(xiàn)率隨著井底流壓的增大而顯著增加；采液指數(shù)比＞1時(shí)，產(chǎn)量貢獻(xiàn)率增勢(shì)逐漸變小，最后趨于穩(wěn)定。

（4）現(xiàn)場(chǎng)分段測(cè)試發(fā)現(xiàn)，不同段儲(chǔ)層物性、供液能力相差較大，且部分水淹層與未水淹區(qū)域之間并未連同，選擇性堵水是這類(lèi)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

集團(tuán)（股份）公司級(jí)重大科技專(zhuān)項(xiàng)：長(zhǎng)慶油田油氣當(dāng)量上產(chǎn)5 000萬(wàn)噸關(guān)鍵技術(shù)“采油采氣關(guān)鍵技術(shù)研究”部分研究?jī)?nèi)容，項(xiàng)目編號(hào)：1201-1。

牛彩云，女（1970-），高級(jí)工程師，2005年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)主要從事采油工藝及工具研究工作，郵箱：niucy_cq@petrochina.com.cn。