長慶超低滲透油藏低產水平井重復改造技術研究及應用

蘇良銀白曉虎陸紅軍黃婷吳華正達引朋

1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院；2.低滲透油氣田開發國家工程重點實驗室；3.中國石油長慶油田分公司第十采油廠

長慶超低滲透油藏低產水平井重復改造技術研究及應用

蘇良銀1，2白曉虎1，2陸紅軍1，2黃婷1，2吳華正3達引朋1，2

1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院；2.低滲透油氣田開發國家工程重點實驗室；3.中國石油長慶油田分公司第十采油廠

受儲層致密低壓、完井改造程度低、長期注采驅替難以建立等因素影響，鄂爾多斯盆地部分水平井產量遞減大而低產。通過對水平井典型注采井網的生產動態進行歷史擬合，研究了油藏壓力和剩余油分布特征。以擴大儲層改造體積、增加裂縫復雜程度、恢復縫網導流、解除深部堵塞和提升地層能量為目的，集成體積壓裂與補充能量為一體進行重復改造設計，形成了水平井“高排量注入、兩級暫堵升壓、多功能壓裂液、壓后關井擴壓”的分段補能體積復壓工藝模式和配套的壓縮式雙封單卡組合管柱。優化施工排量為4～6 m3/min，縫口縫內兩級暫堵轉向，單段液量為800～1 000 m3，單段壓后關井1～2 d。在鄂爾多斯盆地超低滲透油藏開展了5口水平井現場試驗，單井補能體積復壓5～6段，井均日產油量由1.6 t提高至6.2 t，達到了本井投產初期產量，與同區塊常規復壓井相比日增油提高了1倍。井組地層能量上升2～4 MPa，1年累計增油量超過1 200 t，與本井初次壓裂投產相比年遞減率降低38%。該技術對其他非常規儲層提高水平井老井產量及最終采出程度有一定的借鑒。

鄂爾多斯盆地；低滲透油藏；水平井；重復改造；體積壓裂；補充地層能量；長慶油田

鄂爾多斯盆地超低滲透油藏基質滲透率低（＜1.0 mD），地層壓力系數低（＜0.8），采用常規直井壓裂開發效益差。隨著水平井鉆井+分段壓裂技術進步與規模應用，大幅提高了該類油藏的單井產量，初期產量 8～10 t，達到周圍直井的 4～5 倍［1］。然而，隨著生產時間的延長，受儲層物性致密、初次完井改造不充分及面積井網注水驅替系統難以建立等因素影響，部分壓裂水平井產量遞減較大［2］，1年遞減30%～50%，2年遞減60%～80%，油藏壓力保持水平不足80%。對該類低產水平井如何進行重復改造來提高單井產量是面臨的現實問題。近年來，以北美頁巖氣、致密油為代表的非常規油氣田重點針對初次改造不充分的水平井開展了重復壓裂探索試驗，主要針對初次改造不充分的井段，通過段間或簇間補孔，考慮施工效率和作業成本，主體工藝采用光套管多級暫堵壓裂工藝重復改造［3-5］，取得了較好的增產效果，但該技術是籠統壓裂，不能定點壓裂，且分段壓裂規模不能確定。國內針對非常規油藏低產水平井重復壓裂也開展了探索試驗，主要針對初次改造程度較低的水平井，采用雙封單卡拖動［5］或套內封隔器滑套分段壓裂工藝［6-7］定點改造，但也存在管柱復雜、作業效率較低等問題。筆者以鄂爾多斯盆地超低滲透油藏水平井為研究對象，在剖析遞減原因和剩余油分布特征的基礎上，提出通過增加儲層改造體積兼顧補充地層能量來提高單井產量、改善開發效果，最終形成了一種適合該類儲層水平井的重復壓裂方法。

1 儲層特征及水平井開發概況

Reservoir characteristics and horizontal well development summary

以華慶長X層系為代表的超低滲透油藏儲層致密，基質滲透率0.3 mD，孔隙度10%～12%，孔喉中值半徑 0.1～0.2 μm，油藏埋深 2 000～2 200 m，地層壓力系數0.7～0.8［8］。該類油藏初次采用水平井五點注采井網開發，1口水平采油井對應4口直井注水井，水平段長度600～800 m，井距600 m，排距150 m。水平井井眼垂直于最大主應力方位，通過水力噴砂分段壓裂工藝改造，形成多條單一橫切裂縫，采用“紡錘型”布縫方式，半縫長依次為 120、140、160、180、180、180、160、140、120 m（見 圖 1）。 裂 縫 段 間 距60～80 m，單井平均改造8～10段。投產初期單井產量8～10 t/d，但整體表現為遞減較大的特征，1年后遞減至 4～6 t/d，2 年后遞減至 2～4 t/d。

圖1 五點井網及布縫示意圖Fig. 1 Five-spot pattern and fracture distribution sketch

通過對比分析同區塊水平井生產動態，其遞減原因主要包括3個方面：一是初次改造裂縫間距大，不能完全控制儲量；二是單段改造規模小，橫向、縱向上儲層改造體積有限；三是致密儲層存在啟動壓力梯度［9-10］，面積井網注水難以建立有效驅替，特別是水平段中部地層能量補充困難，導致地層流體有效滲流距離（油藏任意點與人工裂縫或井筒的距離）大幅減小（見式1）。以基質滲透率0.3 mD、初始地層壓力16 MPa油藏為例，其初始有效滲流距離為36 m，段間距60～80 m可滿足滲流要求，但地層壓力下降至10 MPa時有效距離僅16 m（見圖2），人工裂縫已不能完全控制段間與縫端的流體流動。

式中，L為有效滲流距離，m；p為地層壓力，MPa；pe為井底流壓，MPa；G為啟動壓力梯度，MPa/m。

圖2 不同地層壓力下有效滲流距離Fig. 2 Effective seepage distance under different formation pressure

2 水平井壓力場及剩余油分布

The pressure field of horizontal well and the distribution of remaining oil

綜合儲層物性參數、注采井網形式及布縫方式，建立了五點注采井網數值模型，對生產動態歷史擬合，模擬其生產2.5年后壓力場及剩余油分布規律。模擬結果表明，距離水井越遠，地層壓力越低，水平段中部為明顯的低壓區域，且儲量動用集中于近裂縫地帶，剩余油富集于裂縫之間（見圖3），整體動用程度較低，重復改造的增產潛力較大。

圖3 QP水平井壓力場與剩余油場分布Fig. 3 The pressure feld of horizontal Well QP and the distribution of remaining oil

3 低產水平井體積壓裂重復改造設計

Design of repeated volumetric fracturing stimulation of low-yield horizontal well

國內外非常規儲層水平井開發實踐表明，其增產效果與儲層泄流體積［11-12］、地層能量保持水平［13］相關性強，因此實現致密油藏水平井增產的核心在于增加油藏泄流體積，同時兼顧改造區域內的地層能量的補充。基于超低滲透油藏五點井網水平井遞減原因、壓力場和剩余油場分布特征，提出了對距離水線較遠的水平段中部的裂縫實施分段體積壓裂重復改造的思路，在提高單井產量的同時規避見水風險。該方法將體積壓裂與補充能量集為一體，一是通過高排量和多級暫堵進一步增加儲層改造體積和裂縫復雜程度，縮短流體滲流距離，動用縫間和井間剩余油，二是借助壓裂將大量多功能液體高排量注入地層，并在施工結束后關井，充分發揮滲析平衡作用實現油水置換，同時擴散壓力進一步補充油藏深部地層能量，形成水平井“高排量注入、兩級暫堵升壓、多功能壓裂液、壓后關井擴壓”的分段體積復壓工藝模式。

3.1 分段重復體積壓裂

Staged repeated volumetric fracturing

非常規油氣藏儲層改造體積（SRV）越大，單井產量越高［13-14］。為獲得較大的油藏泄流體積，可通過高排量泵注和多級暫堵，提高縫內凈壓力，開啟天然微裂縫，形成復雜的裂縫網絡。

3.1.1 施工排量優化 鄂爾多斯盆地超低滲透油藏水平兩向應力差較小（水平兩向應力差4～6 MPa，非均質系數小于 0.12～0.20），天然微裂縫發育（0.12～0.35條 /m），巖石脆性指數較高（40%～50%），具備體積壓裂形成復雜裂縫網絡的條件［15-18］。根據Warpinski和 Teufel提出的破裂準則［19］，當天然裂縫發生張性斷裂時，所需的縫內凈壓力為

式中，pn為凈壓力，MPa；σH為最大水平主應力，MPa；σh為最小水平主應力，MPa；θ為天然裂縫與水平最大主應力方位夾角，°。

以華慶長X超低滲透油藏為例，其初始水平兩向應力差 5～6 MPa，當式（2）中 θ為 90°，即天然裂縫與水平最大主應力方位夾角垂直時，天然裂縫張開所需的縫內凈壓力為5～6 MPa。且水平井生產2年孔隙壓力下降導致兩向應力差降低1～2 MPa［20］，更有助于張開微裂縫、增加儲層改造體積。研究表明，裂縫縫內凈壓力與施工排量正相關、與儲層厚度負相關（見式 3）［21-22］，其中 KIC/H4值較小，可忽略不計。華慶長X一口油層厚度為20 m的定向井新井在2.0 m3/min排量下實測凈壓力為3.5 MPa，將該儲層厚度、施工排量下實測的凈壓力與式（3）聯合計算（式4），即可獲得不同儲層厚度、施工排量下的凈壓力圖版（圖4），從而反算體積壓裂所需排量。按華慶長X油層厚度20 m、水平井老井的兩向應力差4～5 MPa計算，實現地層天然微裂縫張開的排量為4～6 m3/min。

式中，E為彈性模量，MPa；H為裂縫高度，m；Q為施工排量，m3/min；μ為液體黏度，mPa·s；L為裂縫半長，m；KIC為巖石斷裂韌性，MPa。

圖4 不同儲層厚度下凈壓力與施工排量關系曲線Fig. 4 Relationship between net pressure and construction displacement for different reservoir thickness

3.1.2 多級暫堵優化 在獲得較大儲層改造體積的同時，為進一步增加裂縫與油藏接觸面積，在施工過程中加入不同尺度的暫堵劑促使裂縫復雜化。一是在施工初期加入大尺度的暫堵劑（4～6 mm油溶性暫堵劑、8～16目石英砂及自降解纖維）在近井筒及縫口堆積，封堵原始裂縫孔眼，增加井底凈壓力，將裂縫轉至未起裂的孔眼開啟新簇；二是在施工中后期加入小尺度暫堵劑（1～3 mm油溶性暫堵劑、20～40目石英砂）在裂縫內部橋堵，通過增加縫內凈壓力開啟天然微裂縫，從而使裂縫向側向擴展，更大程度上動用縫間剩余油。暫堵劑濃度及加入用量根據現場壓力反映實時調整。

圖5是QP水平井第2段重復壓裂施工的實測凈壓力曲線，該曲線由縫內凈壓力、泵注排量和支撐劑濃度組成，兩級暫堵劑皆由較高濃度的支撐劑攜帶加入。各參數變化范圍是排量4.5～6.0 m3/min，支撐劑濃度 120～700 kg/m3，凈壓力 3～5.5 MPa。從圖中可以看出，施工早期縫內凈壓力為3.0～5 MPa，但受裂縫擴展影響，凈壓力呈下降趨勢。在加入第1級近井筒暫堵劑后凈壓力升高2 MPa，在施工中后期加入第2級縫端暫堵劑后凈壓力又上升2 MPa。2次暫堵劑進入地層后都有明顯的破裂壓力顯示，開啟新縫的可能性較大。從暫堵前后凈壓力曲線形態來看，凈壓力明顯提升并穩定在5～6 MPa，滿足了地層所需凈壓力要求，而且呈鋸齒狀波動，表明形成的裂縫復雜程度較高。

圖5 QP水平井第2段兩級暫堵施工實測凈壓力曲線Fig. 5 Measured net pressure during the two-stage temporary plugging in the second section of horizontal Well QP

3.2 地層能量補充

Formation energy complement

低壓油藏水平段中部區域地層能量快速下降是遞減的原因之一。近年來國內外致密油儲層礦場實踐探索了注水吞吐采油的開發方式，即水平井分段壓裂后衰竭式開采，待地層能量不足通過注水悶井來提高本井和鄰井產量［22］。其增產機理一方面是滲析平衡，即在毛細管力作用下水與原油置換實現本井增產，另一方面是對低壓油藏的能量補充實現鄰井增產。以此為借鑒，將水平井重復壓裂與補充地層能量相結合，一方面利用壓裂液的造縫、攜砂，另一方面采用多功能壓裂液分階段泵注施工，并在壓后實施關井擴壓，兼顧了地層能量的有效補充。

3.2.1 壓裂液組合及液量優化 具體分3個階段泵注3種類型液體：首先小排量擠入弱酸性的解堵液預處理，清洗井筒孔眼、近井筒地帶、深部裂縫壁面及微裂縫通道；其次高排量注入大量的低摩阻表面活性劑類的驅油型壓裂液，補充深部地層能量，實現井組內本井段裂縫注入，而鄰井相應裂縫段受效的目的；最后泵注攜帶組合粒徑支撐劑的交聯壓裂液，用于獲得滿足油藏長期導流能力的主支裂縫網絡系統。

入地液量參照單段累計虧空液量、基質滲透率和超前注水地層能量保持水平計算［9］

式中，V為單段壓裂液量，m3；Vk為單段虧空液量，m3；k0為基質滲透率，mD。

單段液量優化為800～1 000 m3，從微地震監測結果來看，裂縫半長245～275 m（圖6），基本覆蓋了水平井井距600 m左右的控制區域。

圖6 華慶長X區塊Y297-61井體積壓裂重復改造井下微地震監測圖Fig. 6 Downhole micro seismic monitoring diagram of repeated volumetric fracturing stimulation in Well Y297-61 in Chang X block of Huaqing

3.2.2 壓后關井擴散壓力時間優化 施工結束后通過井口關井強制擴散地層壓力進一步提高補充地層能量效率。井底壓力、溫度監測結果表明（見圖7），在關井0.5～1.0 d后壓力、溫度導數接近于0（見圖8）。同時圖9的壓力-時間雙對數曲線中1/2和-1/2切線的交點表明，在0.5～1.0 d內流體流態由裂縫線性流轉為地層線性流，受啟動壓力梯度影響，基質滲流阻力增大，壓力基本不再擴散，此時可結束關井。

圖7 QP水平井第2段壓后關井壓力降落曲線Fig. 7 Shut-in pressure decline after the fracturing of the second section in horizontal Well QP

圖8 QP水平井第2段關井壓力與時間雙對數曲線Fig. 8 Log-log plot of shut-in pressure and time of the second section in horizontal Well QP

3.3 配套施工管柱

Support construction string

因水平井老井初次改造井筒射開程度高，需對目的重復改造井段與其他井段進行隔離。擴張式雙封單卡管柱是水平井拖動分段作業常用的工具［5］，但該管柱需一定的施工排量才能保持坐封，停泵后易解封，不能實現定點關井擴散壓力。為此設計了不依賴排量坐封的壓縮式（Y211+Y111）雙封單卡管柱，管柱組合由上而下為：油管至井口+安全接頭+油管+反洗閥+水力錨+Y111封隔器+調整油管+噴砂器+單流閥+伸縮補償器+Y211封隔器。該管柱操作步驟為：首先預置在目的重復壓裂井段，通過井口上提管柱1.5～2.0 m將底部Y211封隔器變換軌道，然后下放管柱壓縮膠筒實現坐封；Y211封隔器坐封后，對上部管柱提供錨定支撐，管柱繼續下放壓縮Y111封隔器膠筒使其坐封。該壓縮式雙封單卡管柱坐封后可實現任意排量注入，且在停泵后保持坐封，在井口關井可實現定點擴散壓力。完成目的井段重復壓裂后上提管柱即可解封，拖動至下一井段重復上述工序來完成多段壓裂和關井測壓降作業。該管柱耐壓70 MPa，耐溫120 ℃，滿足鄂爾多斯盆地超低滲透油藏儲層水平井重復壓裂要求。同時通過增加直井段油管內徑（直井段77.9 mm+水平段62 mm）和應用低摩阻壓裂液，該管柱可以實現分段中高排量泵注，現場最高施工排量達到了6 m3/min（圖 5）。

4 現場試驗

Field test

在鄂爾多斯盆地超低滲透油藏開展了5口水平井體積壓裂重復改造試驗，井均體積復壓5～6段，單段支撐劑量 50～60 m3，排量 4～6 m3/min，液量 800～1 000 m3，同時采用組合粒徑支撐劑、縫口縫內兩級暫堵，單段壓后關井擴壓1～2 d。措施后平均單井日產油量由1.6 t/d提高至6.2 t/d，達到了本井投產初期產量，井組地層能量上升2～4 MPa，1年累計增油量達1 200 t。其中1口試驗井的相鄰水平井受油藏壓力恢復影響，也見到了增產效果，日產油量由1.5 t/d上升到3.0 t/d，累計增油量達100 t。

長期跟蹤發現，5口體積復壓水平井與同區塊常規復壓水平井相比，井均日增油由2.3 t提高至4.6 t（見圖9）。圖10為體積復壓復產與本井初次壓裂投產的月產油量對比曲線，可以看出復壓后1年產量遞減率30%，明顯小于初次壓裂后的產量遞減率68%。現場試驗結果表明，體積壓裂重復改造技術改善了超低滲透油藏低產水平井的開發效果。

圖9 水平井體積復壓與常規復壓生產曲線對比Fig. 9 Comparison of production curve between repeated volumetric fracturing and conventional repeated fracturing of horizontal well

圖10 水平井體積復壓與初次壓裂生產曲線對比Fig. 10 Comparison of production curve between repeated volumetric fracturing and initial fracturing of horizontal well

5 結論

Conclusions

（1）長慶油田超低滲透油藏水平井產量遞減大，主要受儲層致密、初次完井工藝不充分、注水驅替系統難以建立等因素影響。

（2）水平井體積壓裂重復改造集成體積壓裂與補充能量為一體，通過體積壓裂增加儲層改造體積和裂縫復雜程度，同時實現了油藏深部能量有效補充，可以達到縮短流體滲流距離、降低地層滲流阻力的目的。

（3）“中高排量注入、多級暫堵、多功能壓裂液、壓后關井擴壓”的分段體積復壓工藝對改善超低滲透油藏低產水平井開發效果具有較好的適應性。

［1］ 白曉虎，齊銀，陸紅軍，段鵬輝，顧燕凌，吳甫讓 .鄂爾多斯盆地致密油水平井體積壓裂優化設計研究［J］.石油鉆采工藝，2015，37（4）：83-86.BAI Xiaohu, QI Yin, LU Hongjun, DUAN Penghui, GU Yanling, WU Furang. Optimization design for volume fracturing of horizontal wells in tight oil reservoir of Ordos Basin［J］. Oil Drilling & Production Technology,2015, 37（4）: 83-86.

［2］ 劉雄，王磊，王方，鄧曉梅，彭成敏.致密油藏水平井體積壓裂產能影響因素分析［J］.特種油氣藏，2016，23（2）：85-88.LIU Xiong, WANG Lei, WANG Fang, DENG Xiaomei,PENG Chengmin. Sensitivity analysis of volume-fractured horizontal well productivity in tight reservoir［J］.Special Oil & Gas Reservoirs, 2016, 23(2): 85-88.

［3］ DIAKHATE M, GAZAWI A, ROBERT B B, COSSIO M,TINNIN B, McDONALD B, BARZOLA G. Refracturing on horizontal wells in the Eagle Ford Shale in South Texas-one operator’s perspective［R］. SPE 173333,2015.

［4］ KRENGER J T, FRASER J, GIBSON A J, WHITSETT A, MELCHER J, PERSAC S. Refracturing design for underperforming unconventional horizontal reservoirs［R］.SPE 177306, 2015.

［5］ 張春輝. 連續油管結合雙封單卡壓裂技術應用［J］.石油礦場機械，2014，43（5）：60-61.ZHANG Chunhui. Application of coiled tubing frac technique using double-sealing and single-stick［J］. Oil Field Equipment, 2014, 43（5）: 60-61.

［6］ 柴國興，劉松，王慧莉，李繼志. 新型水平井不動管柱封隔器分段壓裂技術［J］. 中國石油大學學報（自然科學版），2010，34（4）：142.CHAI Guoxing, LIU Song, WANG Huili, LI Jizhi. New single-trip staged fracturing technology with packer isolation in horizontal well［J］. Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science）,,2010, 34（4）: 142.

［7］ 李梅，劉志斌，路輝，程智遠，王慶菊，鄭偉姣 . 連續管無限極滑套分段壓裂技術在蘇里格的應用［J］ .石油機械，2015,43（2）：40-43.LI Mei, LIU Zhibin, LU Hui, CHENG Zhiyuan, WANG Qingju, ZHENG Weijiao. Application of CT stepless sliding sleeve staged fracturing technique in sulige［J］.China Petroleum Machinery, 2015, 43(2): 40-43.

［8］ QI Yin, WU Zongfu, BAI Xiaohu, LI Chuan, JI Zhenning,LU Ling, WANG Jianhui, DUAN Penghui. Fracture design optimization of horizontal wells targeting the Chang 6 Formation in the Huaqing Oilfield［R］. SPE 167008, 2013.

［9］ 王道富，李忠興，趙繼勇，何永宏，郝斐. 低滲透油藏超前注水理論及其應用［J］.石油學報，2007，28 （6）：79-82.WANG Daofu, LI Zhongxing, ZHAO Jiyong, HE Yonghong, HAO Fei. Advance water-fooding theory for low-permeability reservoirs and its application［J］. Acta Petrolei Sinica, 2007, 28 （6）: 79-82.

［10］ 薛婷，王選茹，鄭光輝，劉萬濤 . L1區水平井開發效果影響因素分析［J］. 石油鉆采工藝，2016，38（2）：221-225.XUE Ting, WANG Xuanru, ZHENG Guanghui, LIU Wantao. Analysis on affecting factors of development effect of horizontal well in Block L1 ［J］. Oil Drilling& Production Technology, 2016, 38(2): 221-225.

［11］ 吳奇，胥云，張守良，王騰飛，管保山，吳國濤，王曉泉.非常規油氣藏體積改造技術核心理論與優化設計關鍵［J］. 石油學報，2014，35（4）： 706-714.WU Qi, XU Yun, ZHANG Shouliang, WANG Tengfei,GUAN Baoshan, WU Guotao, WANG Xiaoquan. The core theories and key optimization designs of volume stimulation ttechnology for unconventional reservoirs［J］.Acta Petrolei Sinica, 2014, 35（4）: 706-714.

［12］ 吳奇，胥云，王曉泉，王騰飛，張守良. 非常規油氣藏體積改造技術——內涵、優化設計與實現［J］. 石油勘探與開發，2012，39（3）： 353-357.WU Qi, XU Yun, WANG Xiaoquan, WANG Tengfei,ZHANG Shouliang. Volume fracturing technology of unconventional reservoirs: connotation, optimization design and implementation［J］. Petroleum Exploration and development, 2012, 39（3）: 353-357.

［13］ 張礦生，王文雄，徐晨，李曉慧，王文東，蘇玉亮. 體積壓裂水平井增產潛力及產能影響因素分析［J］. 科學技術與工程，2013，13（35）：10477-10478.ZHANG Kuangsheng, WANG Wenxiong, XU Chen,LI Xiaohui, WANG Wendong, SU Yuliang. Analysis on stimulation potential and productivity infuencing factors of network fractured horizontal well ［J］. Science Technology and Engineering, 2013, 13（35）: 10477-10478.

［14］ 王文東，蘇玉亮，慕立俊，唐梅榮，高麗.致密油藏直井體積壓裂儲層改造體積的影響因素［J］. 中國石油大學學報（自然科學版），2013，37 （3）：93-97.WANG Wendong, SU Yuliang, MU Lijun, TANG Meirong, GAO Li. Influencing factors of stimulated reservoir volume of vertical wells in tight oil reservoirs［J］. Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science）, 2013, 37 （3）: 93-97.

［15］ OLSON J E. Multi-fracture propagation modeling:Applications to hydraulic fracturing in shales and tight gas sands ［C］. The 42nd U.S. Rock Mechanics Symposium （USRMS）, 2008.

［16］ BEUGELSDIJK L J L, PATER C J D, SATO K.Experimental hydraulic fracture propagation in a multifractured medium ［R］. SPE 59419, 2000.

［17］ RICKMAN R, MULLEN M J, PETRE J E, GRIESER W V, KUNDERT D. A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization: All shale plays are not clones of the Barnett Shale［R］. SPE 115258, 2008.

［18］ 李憲文，樊鳳玲，李曉慧，王文東，徐晨，蘇玉亮.體積壓裂縫網系統模擬及縫網形態優化研究［J］.西安石油大學學報（自然科學版），2014，29（1）：71-75.LI Xianwen, FAN Fengling, LI Xiaohui, WANG Wendong, XU Chen, SU Yuliang. Study on the fracture network system simulation and shape optimization of volume fracturing［J］. Journal of Xi’an Shiyou University（Natural Science Edition）, 2014, 29（1）: 71-75.

［19］ WARPINSKI N R, MAYERHOFER M J, VINCENT M C, CIPOLLA C L, LOLON E. Stimulating unconventional reservoirs: Maximizing network growth while optimizing fracture conductivity ［R］. SPE 114173,2008.

［20］ LI Peichao. Theoritical study on reoritntation mechanism of hydraulic fractures［R］. SPE 105724, 2007.

［21］ 翁定為，雷群，胥云.縫網壓裂技術及其現場應用［J］.石油學報，2011，32（2）：280-284.WENG Dingwei, LEI Qun, XU Yun, LI Yang, LI Deqi,WANG Weixu. Network fracturing techniques and its application in the feld［J］. Acta Petrolei Sinica, 2011,32（2）:280-284.

［22］ 李忠興，屈雪峰，劉萬濤，雷啟鴻，孫華嶺，何右安.鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段致密油合理開發方探討［J］.石油勘探與開發，2015，42（2）：1-5.LI Zhongxing, QU Xuefeng, LIU Wantao, LEI Qihong,SUM Hualing, HE Youan. Development modes of triassic yanchang formation Chang 7 member tight oil in Ordos Basin, NW China［J］. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42（2）: 1-5.

（修改稿收到日期 2017-06-11）

〔編輯 朱 偉〕

Study on repeated stimulation technology and its application to in low-yield horizontal wells in ultra low permeability oil reservoirs, Changqing Oil field

SU Liangyin1,2, BAI Xiaohu1,2, LU Hongjun1,2, HUANG Ting1,2, WU Huazheng3, DA Yinpeng1,2
1. Oil and Gas Technology Institute, CNPC Changqing Oil field Company, Xi’an 710018, Shaanxi, China;2. National Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi’an 710018, Shaanxi, China;3. No.10 Oil Production Plant, CNPC Changqing Oil field Company, Qingyang 745000, Gansu, China

In the Ordos Basin, the production rate of some horizontal wells declines signifcantly to the low value for the reservoirs are tight with low pressure, the completed wells are less stimulated and long-term injection and production displacement cannot be established easily. In this paper, history match was performed on the production performance of typical injection-production pattern of horizontal well to investigate the oil reservoir pressure and remaining oil distribution characteristics. Volumetric fracturing and energy complement was integrated for repeated stimulation design so as to enlarge reservoir stimulation volume, increase fracture complexity,recover fracture network diversion, remove deep blockage and improve formation energy. Then, the technological model for the stagedenergy complement and repeated volumetric fracturing of horizontal well was established, i.e., “high fow rate injection, two-stage temporary plugging for boosting, multi-functional fracturing fuid, and post-fracturing shut in for diffusion”, and its support compression string with twin packer and single slip was developed. The optimized fow rate is 4-6 m3/min, there is two-stage temporary plugging for diversion at the opening and inside of fracture, the fuid volume in each section is 800-1 000 m3and shut in period after fracturing of each section is 1-2 d. It was tested on site in 5 horizontal wells in ultra low permeability oil reservoirs in the Ordos Basin. Energy complement and repeated fracturing is carried out at 5-6 sections in each well, and average daily oil production of each well is increased from 1.6 t to 6.2 t, which is equal to its production rate at the early stage of commissioning. And its oil increment is 100% higher than that of the wells which are treated with the conventional repeated fracturing in the same block. The formation energy of the well group rises by 2-4 MPa, the cumulative oil increment is over 1 200 t one year, and yearly decline rate is 38% lower than that after the initial fracturing of this well. This technology can be used as the reference for increasing the production rate and ultimate recovery factor of old horizontal wells in unconventional reservoirs.

Ordos Basin; low-permeability oil reservoir; horizontal well; repeated stimulation; volumetric fracturing; formation energy complement; Changqing Oilfeld

蘇良銀，白曉虎，陸紅軍，黃婷，吳華正，達引朋.長慶超低滲透油藏低產水平井重復改造技術研究及應用［J］.石油鉆采工藝，2017，39（4）：521-527.

TE357.1

B

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0521 – 07

10.13639/j.odpt.2017.04.022

:SU Liangyin, BAI Xiaohu, LU Hongjun, HUANG Ting, WU Huazheng, DA Yinpeng. Study on repeated stimulation technology and its application to in low-yield horizontal wells in ultra low permeability oil reservoirs, Changqing Oilfeld［J］. Oil Drilling &Production Technology, 2017, 39(4): 521-527.

國家科技重大專項“超低滲透油藏有效開采技術”（編號：2011ZX05013-004）；中石油科技項目“油氣藏儲層改造技術持續攻關專項”（編號：2015CGCGZ004）。

蘇良銀（1984-），2008年畢業于中國石油大學（北京）石油工程，現從事壓裂酸化技術研究與應用工作，工程師。通訊地址：（710018）陜西省西安市未央區明光路長慶油田分公司油氣工藝研究院。電話：029-86590771。Email： slyin_cq@petrochina.com.cn