超低滲透油藏老井寬帶體積壓裂縫網參數優化

王飛 齊銀 達引朋 楊立安

1. 長慶油田公司油氣工藝研究院；2. 低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室

鄂爾多斯盆地超低滲透油藏具有物性差(0.5×10-3μm2)、壓力系數低 (0.85)、啟動壓力高、滲流能力差、天然裂縫發育等特征，目前產量已占長慶油田原油總產量近1/3，是長慶油田5 000萬噸長期穩產的重要基礎［1-4］。李書恒等［5］闡述了超低滲透油藏開發技術對策，提出“超前注水、縮小井距、提高注采井數比、提高人工裂縫長度與導流能力”的開發思路，并在莊9井區長8油藏進行了成功試驗，但隨著開發時間的延長，受儲層致密、人工裂縫等因素影響，采用菱形反九點井網(480 m×130 m)開發的超低滲透油藏注采系統難以建立，單井產量持續下降。為了提高單井產量，前期采用常規重復壓裂技術手段，措施后常規壓裂措施有效率低于80%，單井日增油小于1.0 t，且遞減快，無法實現改善開發效果目的，其原因是常規重復壓裂無法形成復雜縫網、裂縫與井網不匹配。王忍峰等提出了多裂縫壓裂工藝，通過采用暫堵劑實現縫內暫堵壓裂，形成不同方向多條支縫，以降低滲流阻力和擴大泄油面積，但該工藝未對形成的裂縫形態進行具體描述，多裂縫與井網匹配性不穩定［6］。李建山等報道了老井混合水壓裂在超低滲透油藏的應用，該技術引入了“體積壓裂”理念，在不同階段采用不同的壓裂液，整個壓裂過程將混合水體積壓裂技術與多級暫堵技術相結合，依靠體積壓裂擴大儲層的改造體積，大幅度地提高單井產量，但該技術增大改造體積的同時，裂縫帶寬及帶長的過度增加會溝通水驅前緣，導致措施后含水上升過快，降低油井最終采收率［7］。本文以華慶長6超低滲透油藏為研究對象，以改善油藏開發效果為目的，模擬計算重復壓裂裂縫合理帶寬，并在此基礎上優化主、次裂縫導流能力及裂縫半長等縫網參數，提出了超低滲透油藏老井寬帶體積壓裂技術思路。

1 油藏開發特征

超低滲透油藏以華慶長6油藏為例，油藏埋深2 200 m左右，有效厚度20.0 m，孔隙度11.5%，滲透率 0.41×10-3μm2，孔隙類型以殘余粒間孔為主，面孔率一般為0.2%～6.8%，總體上屬于低孔隙度、超低滲透率儲層［8］。采用480 m×130 m井網布井，菱形反九點法面積注水，超前注水方式進行開發。目前該區塊已開發近10年，面臨以下開發問題：一是儲層致密，注采驅替系統建立緩慢，投產后油井長期低產；二是油藏壓力保持水平低(＜90%)，低產井連片分布，區塊整體開發效果差；三是水驅范圍小，注入水沿裂縫突進，無法建立驅替系統，采出程度低(＜5%)，剩余油在人工裂縫側向大量富集，常規重復壓裂裂縫帶寬較窄，難以突破低壓采空區，混合水體積壓裂裂縫帶長和帶寬過度增加會溝通水驅前緣，措施后含水率大幅度升高，影響措施效果。

前期此類油藏采用常規壓裂措施有效率低于80%，增油幅度低，且遞減快，難以實現改造油藏開發效果的目的。分析此類油藏改造難點主要為：(1)常規復壓以裂縫二次充填為主，裂縫側向剩余油難以挖潛；(2)地層能量較低，油井重復改造后，雖然初期產量較高，但沒有能量補充，隨著開采產量遞減較快，無穩產期。

2 寬帶體積壓裂帶寬的確定

體積壓裂技術最先應用于頁巖氣、致密砂巖氣以及頁巖油的開發，經歷了技術探索、啟蒙、突破，目前在國內已應用到致密油油藏及部分超低滲透油藏的開發。體積壓裂的增產機理是在水力壓裂的過程中，通過在主裂縫側向形成多條分支縫或者溝通天然裂縫［9-10］，最終形成不同于常規壓裂的復雜裂縫網絡，將可以進行滲流的有效儲集體“打碎” ,使裂縫壁面與儲層基質的接觸面積最大, 使得油氣從任意方向的基質向裂縫的滲流距離最短, 極大地提高儲層整體滲透率, 實現對儲層在長、寬、高三維方向的全面改造，該技術不僅可以大幅度提高單井產量, 還能夠降低儲層有效動用下限, 最大限度提高儲層動用率和采收率。對于具有低滲透、高強度、兩向應力差小及天然裂縫發育的儲層，采用體積壓裂有利于形成復雜的裂縫網絡。該技術目前多用于自然能量開發的致密油藏水平井的初次改造，對注水開發的超低滲透油藏定向井實施體積壓裂重復改造的實例較少。

本文借鑒體積壓裂理念，結合超低滲透油藏的開發地質特征和剩余油分布規律，提出了老井寬帶體積壓裂技術思路：以初次人工裂縫為主縫，重復壓裂開啟的天然裂縫和新的人工裂縫為支縫形成復雜裂縫網絡(圖1)，增加重復改造裂縫帶寬，動用側向剩余油，從而提高油井產能。

圖1 初次壓裂人工裂縫(a)與寬帶體積壓裂裂縫(b)示意圖Fig. 1 Sketch of the artificial fracture (a) induced by first fracturing and the fracture (b) induced by wide zone SRV

對寬帶體積壓裂所形成的復雜裂縫網絡，采用等效加密法(EQ-LGR)實現縫網的構建。所建縫網模型中以主裂縫(沿最大主應力方向北東75°)為主干，次裂縫沿主裂縫壁面延伸并與天然裂縫交錯形成復雜裂縫網絡，由合并加密技術將主次裂縫貫通。縫網長度a、縫網寬度b和縫網高度h分別表征主次裂縫擴展的廣度、寬度和高度［11］， 縫網系統所包括的范圍即為該井對儲層進行改造的體積，引入儲層改造體積加以描述，表達式為

式中，VSR為儲層改造體積，m3；a為縫網長度，m；b為縫網寬度，m；h為縫網高度，m。

重復壓裂裂縫帶寬過大時，容易引起水淹，裂縫帶寬較小，則難以克服啟動壓力梯度，難以突破初次壓裂極限泄油半徑，對油井產能增加效果較差，因此對于重復壓裂，裂縫帶寬的范圍確定顯得尤為重要。將最小帶寬定義為初次壓裂泄油面積的橢圓短半軸的長度。由于重復壓裂裂縫帶寬過大會溝通水驅前緣，油井含水率上升過快，重復壓裂效果較差，以油井含水率和累增油百分比為評價指標，在控制含水上升的條件下，累增油百分比達到最大時對應的裂縫帶寬定義最大帶寬。以超低滲油藏B區塊X定向井井組為例，開展寬帶壓裂裂縫帶寬研究。

2.1 初次人工裂縫泄流面積確定最小帶寬

超低滲透油藏低孔低滲以及存在啟動壓力梯度，其初次壓裂極限泄油面積受限，難以建立有效的驅替系統。通過重復體積壓裂可以降低滲流阻力，使壓降突破初次壓裂極限泄油半徑，提高產能，從而確定重復壓裂最小帶寬。

由于超低滲透油藏極限泄油面積較小，油井主要依賴于壓裂裂縫增大泄油面積，泄油面積呈橢圓狀，且裂縫半長、生產壓差、滲透率、啟動壓力梯度對橢圓形態起到重要影響，因此基于上述參數，設計不同裂縫帶寬，研究帶寬參數對泄油半徑的影響，建立了不同儲層滲透率下裂縫帶寬與泄油面積的關系圖版 (圖2)。

圖2 不同儲層滲透率下裂縫帶寬與極限泄油半徑的關系Fig. 2 Relationship between fracture zone width and limit drainage radius under different reservoir permeability

當裂縫帶寬較小時，泄油短軸長度基本不變，裂縫帶寬增加到一定值，泄油半徑增加幅度變大。因此，考慮以此拐點處的帶寬作為重復壓裂最小帶寬。

2.2 含水率和累增油最佳匹配確定最大帶寬

重復壓裂增加裂縫帶寬可以充分動用側向剩余油，但是裂縫帶寬過大，會溝通水驅前緣，容易導致油井含水率上升過快，因此基于動用側向剩余油和避免溝通水驅前緣雙重因素考慮，求得措施后含水上升幅度與累計產油量的最優匹配值，可確定重復壓裂裂縫最大帶寬。

帶寬越大，產油量越高，相應含水率越高(圖3)。將含水率與累增油綜合對比分析可以看出，裂縫帶寬存在一個拐點，一旦裂縫帶寬超過該點對應數值，會有含水率陡增的趨勢，該點所對應的裂縫帶寬即為合理復壓最大帶寬(圖4)。

基于上述方法對B區塊研究井組油井的最小帶寬和最大帶寬進行了模擬計算，結果表明合理帶寬與滲透率具有密切關系，隨著滲透率的增大，最小帶寬增大，而最大帶寬減小，該井組平均最小帶寬13 m，平均最大帶寬為46 m，由此確定該井組合理帶寬范圍為 13～46 m(表1)。

圖3 G127-160井不同帶寬的累產油、含水率Fig. 3 Cumulative oil production and water content of Well G1270160 under different zone widths

圖4 G127-160井最終含水率、累增油與裂縫帶寬關系Fig. 4 Variation of the ultimate water content and cumulative oilproduction of Well G1270160 with the fracture zone width

表1 B區塊研究井組研究井重復壓裂帶寬范圍統計Table 1 Statistical fracture zone width range of fracturing in the study well of the study well group in Block B

3 寬帶體積壓裂縫網參數優化

老井寬帶體積壓裂措施后的見水時間和累增油影響因素較多，主要包括裂縫半長、裂縫帶寬、主裂縫導流能力及次裂縫導流能力。裂縫半長和裂縫帶寬直接反映的是裂縫與油藏間的接觸面積，間接反映出裂縫網絡所控制的可采儲量，而主、次裂縫的導流能力表征的是原油在裂縫內的滲流阻力。一般認為在油藏的開發初期，裂縫的半長和帶寬越大，縫控儲量越大，措施后效果越好，但當油藏注水開發進入中后期，過大的儲層改造體積可能會溝通水驅前緣而導致油井過早見水，降低油井最終采收率。上文已對裂縫帶寬進行了優化，在此基礎上，對表征縫網特征的其他主要參數(裂縫半長、主裂縫導流能力和次裂縫導流能力)進行優化。

本文采用正交實驗法進行縫網參數的優化設計，基于最大合理帶寬(50 m)的前提下，對超低滲油藏B區塊研究井組寬帶體積壓裂縫網參數進行優化，考慮影響重復壓裂效果的主要因素：裂縫半長、主裂縫導流能力及次裂縫導流能力。綜合3個不同的因素，設計正交實驗，進行三因素五水平正交方案設計，各因素、水平如表2所示。

表2 正交設計各因素、水平Table 2 Level of each factor in the orthogonal design

利用已建立的模型，以B區塊G127-160井為研究對象，根據表2的各因素水平取值及正交表的實驗方案設計了25個數值模擬實驗方案，對該井進行寬帶體積壓裂，引入累產油量作為最終的模擬結果 (表3)。

表3 縫網參數組合設計方案及模擬結果Table 3 Design scheme on the combination of fracturenetwork parameter and its simulation result

根據模擬結果計算3個因素的水平均值(K1～K5)和極差R(表4)，因素極差R越大，表明該因素對結果影響越大。因此可根據極差大小判斷各因素主次順序為：裂縫半長＞主裂縫導流能力＞次裂縫導流能力，據此確定G127-160井的最優方案為：裂縫半長140 m，主裂縫導流能力0.15 μm2· cm，次裂縫導流能為0.04 μm2· cm(圖5)。

表4 縫網參數設計方案極差分析Table 4 Range analysis on the design scheme of fracture network parameter

圖5 G127-160井縫網參數優化Fig. 5 Optimization of the fracture network parameters of Well G127-160

4 結論

(1)受儲層致密、天然裂縫等因素影響，采用菱形反九點井網開發的超低滲透油藏注采系統難以建立，剩余油在油井人工裂縫側向富集，因此通過重復壓裂增加裂縫帶寬，是動用側向剩余油的有效途徑。

(2)重復壓裂裂縫帶寬過大，容易引起水淹，裂縫帶寬過小，則難以克服啟動壓力梯度，通過數值模擬計算確定超低滲透油藏B區塊研究井組的合理帶寬范圍為13～46 m。

(3)在實際開發井網、井距及壓裂施工工藝限制范圍內，以G127-160井為例，采用正交試驗方法模擬計算最優縫網參數方案：主裂縫導流能力0.15 μm2· cm，裂縫半長140 m，裂縫帶寬50 m，次裂縫導流能力0.04 μm2· cm，按此方案可取得較好效果。老井寬帶體積壓裂縫網參數優化研究為超低滲透油藏改善開發效果供了新的技術思路。