大慶致密儲層水平井提效降本壓裂試驗

陳希迪

（1.中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院，黑龍江 大慶，163453；2.黑龍江省油氣藏增產增注重點實驗室，黑龍江 大慶，163453）

1 高臺子致密油水平井概況

大慶高臺子致密油儲層完鉆水平井為A井和B井，儲層孔隙度為8.9% ～9.6%，滲透率為0.11×10-3～0.12×10-3μm2，屬于致密儲層。水平井A井完鉆井深為3 825m，在測深2 322 m處入靶，水平段長1 478 m，鉆遇含油砂巖1 478 m，砂巖及油層鉆遇率均為100%，其中油浸964 m，油斑453 m，油跡61 m，以致密油Ⅰ-2類儲層為主，占比63.5%。水平井B井完鉆井深3 490m，在測深2 325m處入靶，水平段長1 115 m，鉆遇含油砂巖1 115 m，砂巖及油層鉆遇率均為100%，其中油浸911 m，油斑204 m，以致密油Ⅱ類儲層為主，占比74.2%。

2 設計優化

2.1 暫諸轉向優化

A井和B井整體以段內四簇為主，針對段內儲層類型不同及固井質量較差的井段，開展“蠟球+纖維”的暫堵轉向優化設計，根據射孔點的GR值和地應力值，計算破裂壓力。對物性梯度進行分類，并根據分類結果設計暫堵轉向次數，保證每一個物性梯度的裂縫順利開啟；采用“蠟球+纖維”的暫堵轉向方式，保證每簇裂縫開啟。通過分類統計，將A井和B井均分為段內2個物性梯度，設計暫堵轉向1次。暫堵前，壓開第一個物性梯度的裂縫，投入蠟球和纖維，然后對壓開的第一個梯度的裂縫封堵，保證下一個物性梯度裂縫的起裂［1］。為提高第二個物性梯度裂縫起裂幾率，對蠟球重量和纖維用量進行優化，根據每段孔眼個數、蠟球規格型號，設計平均每段蠟球重量為2～3 kg（圖1）；根據每段預測裂縫高度（約7 m）和目的層應力差（約4 MPa）優選纖維用量，設計平均每段纖維用量為110 kg（圖2）。

圖1 蠟球用量計算圖版

圖2 纖維用量優化

A井設計壓裂段19段，共76簇，簇間距15～25 m，半縫長400 m，其中6段設計暫堵轉向，全井設計石英砂1 383 m3，尾追陶粒57 m3，締合壓裂液13 297 m3；B井設計壓裂段14段，共58簇，簇間距13～26 m，半縫長400 m，其中9段設計暫堵轉向，全井設計石英砂1 068 m3，尾追陶粒42 m3，締合壓裂液7 274 m3。兩口井合計減少分段13段，節省橋塞13個，節約費用197.6萬元（表1）。

表1 暫堵與暫堵后裂縫改造情況對比

2.2 段內射孔數優化

段內3簇的層段，中間裂縫受應力陰影影響［2-5］，流體摩阻比其他兩條縫大，因此中間裂縫縫長較短。儲層地質力學參數中，楊氏模量、水平應力差受應力陰影影響較大，泊松比受應力陰影影響較小；在儲層條件無法改變的情況下，分段越多、簇間距越小，裂縫之間的應力陰影影響越大［6-9］。

優化前，段內3簇射孔數設計為8、8、8，利用油藏工程一體化壓裂軟件Petrel進行數值模擬研究并統計裂縫波及到的網格數，結果顯示，壓裂后裂縫波及網格數占總網格數的70%，即縫控體積［10］為70%。為使3簇裂縫都能有效延伸，減小應力陰影對中間裂縫的影響，設計中間簇孔數為10，邊簇孔數為7（圖3），并對新射孔方案進行數值模擬，裂縫波及到的網格數占總網格數的85%，即縫控體積提高到85%，提高15%，邊簇縫寬基本保持不變，中間簇縫寬增大（圖4）。

圖3 動態流量分布條件下三條裂縫的傳播路徑

圖4 條裂縫泵注結束后對裂縫寬度的貢獻

對于段內4簇的壓裂段，限流法壓裂射孔數優化為24個孔，利用油藏工程一體化壓裂軟件進行模擬，5、7、7、5射孔方案優于6、6、6、6射孔方案，縫控體積提高了10%。對于段內5簇的壓裂段，限流法壓裂射孔數優化為24個孔，利用油藏工程一體化壓裂軟件進行模擬，4、5、6、5、4射孔方案為最優方案。

2.3 支撐劑優化

研究區目的層地層閉合壓力為40 MPa，由鄰井壓力測試結果可知，實際作用在支撐劑上的有效應力約為35 MPa，支撐劑長期導流能力實驗結果表明，閉合壓力為30 MPa時，石英砂與陶粒按照8∶2的比例組合的導流能力比全石英砂的導流能力高15 μm2·cm。預測A井和B井的閉合壓力約為41.5 MPa，推薦采用石英砂與陶粒按照8∶2的比例組合方式，水平井單縫設計尾追3 m3陶粒，既能保證縫口導流能力，又能節約成本（表2）。

表2 石英砂＋陶粒導流能力隨閉合應力變化

3 現場試驗

3.1 加砂量情況

A井現場施工19段，轉向6段，共加入石英砂1 383 m3，陶粒57 m3，加砂符合率100%；B井現場施工14段，轉向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 兩口井壓裂施工規模

3.2 暫諸轉向壓力上升情況

從地應力解釋結果看（圖5），目的層最小水平主應力約為40 MPa，最大水平主應力約為45 MPa，水平應力差約5 MPa，因此，應力差小于6 MPa時，人工裂縫具備轉向條件。

圖5 相鄰直井地應力解釋成果圖

暫堵后，新裂縫起裂需要縫內凈壓力大于最小主應力和巖石抗張強度之和，結合研究區巖石力學試驗數據，當暫堵轉向壓力升高大于3 MPa時產生轉向裂縫。A井現場施工19段，轉向6段（第1、2、3、7、14、15段），B井現場施工14段，轉向9段（第6～14段），暫堵轉向壓力升高均大于3 MPa，轉向成功，產生新縫，改造效果較好。

3.3 實施效果及效益

A井壓裂后日產油10.67 t；B井壓裂后日產油12.11 t；預測A井4年產油7 464.87 t，B井4年產油8 469.76 t，按照最新原油價格3 378.73元／t，噸油成本1 771.28元，可創經濟效益3 517.49萬元。

3.4 油水分段產能測試分析

B井設計14段，轉向9段（第6～14段），從油水兩相示蹤劑解釋結果看，使用暫堵轉向平均層段產油貢獻率為9.800%，較非暫堵轉向段平均層段產油貢獻率高；使用暫堵轉向段平均單簇產油貢獻率為0.023%，較非暫堵轉向段單簇產油貢獻率高（表4）。段內多簇暫堵轉向既減少了水平井分段，又提高了改造效果［11-12］。

表4 B井層段貢獻率

4 結論與建議

（1）通過暫堵轉向，實現水平井減段不減簇的目的，兩口井減少橋塞13個，節約費用197.6萬元。現場施工時，轉向壓力升高均大于3 MPa，成功實現轉向。

（2）縫間距的減小導致應力陰影影響較大，通過優化段內每簇射孔數，可有效改善段內邊簇對中間簇的應力陰影影響；

（3）通過油水分段產能測試，暫堵轉向段內每簇貢獻率明顯高于非轉向段內的每簇貢獻率，暫堵轉向既實現了全井減段不減簇的目的，也提高了每簇的產能；

（4）致密油水平井壓裂的發展趨勢是段內多簇，繼續開展段內多簇暫堵轉向優化研究，根據不同物性梯度，優化暫堵轉向次數及暫堵劑用量，優化每簇射孔數，進一步達到“提效降本”的目標。