淺層致密砂巖油藏直井水平縫壓裂參數優化研究

高振東，吳 玟，王銘偉，孟選剛，汪 洋，陳 強

（1.陜西延長石油（集團）有限責任公司，陜西西安 717200；2.中國石油西南油氣田分公司，四川成都 610000；3.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都 610500；4.重慶大學資源與安全學院，重慶 400044）

延長油田長6 儲層巖性主要為中-細粒長石砂巖，埋深550～800 m，儲層孔隙結構復雜，喉道細，分選差。儲層滲透率主要分布在11.76～100.00 mD，孔隙度主要分布在19%以下，屬低滲透儲層，以孔隙膠結為主，高嶺石和綠泥石是主要膠結物，含少量碳酸鹽，與延安組儲層相比，泥質含量較高。油層壓力和溫度低，壓力系數介于0.64～0.80 MPa/l00m，地層溫度梯度3 ℃/l00m。儲層為多期河流疊加，油層段泥質夾層較多，單個油層內平均2～3 個夾層，厚度0.5～5.0 m。但油層下部大多無明顯的遮擋條件。橫向上物性變化級差大于10，呈現出較為明顯的非均質性。儲層油水關系復雜，砂體上部為油層，下部有大段底水，縱向上含油飽和度呈“上高下低”的特征，靠近下部水層的儲層滲透率相對較好。長6 油層具有“三低”特征，大部分儲層具有油水同層、底邊水、儲層較致密且連通性差、油水層關系復雜、油藏類型多樣等特征[1-5]。

國內學者在壓裂裂縫形態及分布方面取得了一些研究成果，主要為：壓裂水平縫各種模型的建立和推導、裂縫參數變化對產能影響，壓裂水平縫識別與監測[6-10]。淺層油藏水力壓裂后，存在水平裂縫形態，有必要對壓裂水平裂縫的參數進行優化，指導單井壓裂設計。

1 水平裂縫參數優化設計原理

假設在厚度為h的地層中，壓裂后產生以井軸為中心，填砂半徑為rf的水平裂縫。縫面周圍地層受壓裂液污染，滲透率降低。為了考慮地層系數和填砂裂縫導流能力的非均勻性，以及壓裂液污染沿縫面程度的不同，將井徑rw與供油半徑re之間的地層分成M 個小環段，其中rw到rf之間為N 個小環段（見圖1）。假設壓裂前后液體均嚴格按徑向流的方式，從供油半徑re處流向井底。考慮壓裂前后rw～re范圍內的流體滲流阻力：

圖1 水平裂縫徑向段劃分示意圖

壓裂前，地層中不存在裂縫，rw～re范圍內滲流阻力應為此范圍內M 個小環段滲流阻力之和（串聯）：

壓裂后，地層中產生一水平裂縫。rw～re范圍內的滲流阻力Z 應為rw～re含縫段滲流阻力Z1與rw～re不含縫段滲流阻力Z2之和：

在含縫段，Z1是rw～re約上N 個小環段滲流阻力Zfi（i=0，1，…，N-1）之和。

而每一個小環段的滲流阻力又是該環段上未受壓裂液污染地層的滲流阻力，受壓裂液污染地層的滲流阻力以及填砂裂縫滲流阻力三者并聯的結果，即:

式中：Ki-第i 個環段上未損害儲層滲透率，10-3μm2；Kfi-第i 個環段上填砂裂縫滲透率，10-3μm2；Wfi-第i 個環段上填砂裂縫寬度，mm；Kli-第i 個環段上縫面受損害儲層滲透率，10-3μm2；hfi-第i 個環段上縫面上下受損害總厚度，m；h-地層厚度，m；μ-液體黏度，mPa·s。

上式整理得：

ΔCDi的物理含義表示為壓裂有效裂縫導流能力。那么，式（5）成為：

rf～re段的滲流阻力完全由地層產生（忽略閉合縫對地層系數的影響）：

將式（6）、（7）代入式（2）有：

壓裂前后的產率比為滲流阻力比的倒數：

式（9）就是預測水平裂縫壓裂產率比的一般公式。取平均值Kh作為未污染地層的地層系數，填砂裂縫導流能力取平均值KfWf。式（9）中令M=2，N=1，Kih=Kh，i=0，1，ΔCD0=ΔCD=Wf（Kf－K）-hf（K－Kf）。

整理得到：

按照式（10）可形成不同裂縫導流能力與地層系數比值、裂縫穿透條件下的增產倍比，根據增產倍比的變化情況確定最優裂縫穿透比。

確定裂縫長度后，根據Cinco 準則確定滿足增產需求的最小裂縫寬度。對于水平裂縫：

2 裂縫參數單因素優化

2.1 采油直井穿透比影響分析

日產油量隨時間先出現降低，后出現一定增幅，最后再降低。出現這樣的趨勢，是因為生產初期，未見注水效果，隨地層壓力降低產油量降低；隨著注水能量不斷補充，地層壓力升高，產油量增加；后期，隨著油井含水率增加以及原油不斷采出，日產油量不斷降低。采油井壓裂后的日產油量比不壓裂大大增加，在生產初期，日產油量隨穿透比增加而不斷增加，穿透比從0.2 增加到0.4 時增幅明顯，從0.4 增加到0.6，增幅減小，并且遞減加快。生產中后期，穿透比對日產油量影響不明顯。綜合來看，穿透比0.4～0.6 最佳（見圖2）。

圖2 采油井不同穿透比下日產油量隨時間變化曲線

采出程度隨時間不斷增加，到后期增加幅度變緩，采出程度隨穿透比增加而不斷增加，穿透比從0 增加到0.2，采出程度增加顯著，說明采油井壓裂的必要性，穿透比從0.2 增加到0.4，采出程度仍有明顯的增加，從0.4 增加到0.6，增幅減小。因此從采出程度來看，穿透比在0.2～0.4 最佳（見圖3）。

圖3 采油井不同穿透比下采出程度隨時間變化曲線

前期含水率保持為初始含水率，隨時間增加，中后期增加迅速。壓裂后含水率比不壓裂含水率增加明顯，隨穿透比增加，含水率不斷增加。從控制油田含水角度出發，油井穿透比不宜過大（見圖4）。

圖4 采油井不同穿透比下含水率隨時間變化曲線

2.2 采油井導流能力

日產油量隨時間先出現降低，后出現一定的增幅，最后再降低。出現這樣的趨勢，是因為生產初期，未見注水效果，隨地層壓力降低產油量降低；隨著注水能量的不斷補充，地層壓力升高，產油量增加；到了后期，隨著油井含水率增加以及原油不斷采出，日產油量不斷降低。采油井壓裂后的日產油量比不壓裂大大增加，在生產初期，日產油量隨導流能力增加而不斷增加，但增幅逐漸減小。在生產中后期，導流能力對日產油量影響不明顯。綜合來看，導流能力在30 D·cm 左右最佳（見圖5）。

圖5 采油井不同導流能力下日產油量隨時間變化曲線

采出程度隨時間不斷增加，采出程度隨導流能力增加而不斷增加，導流能力從0 增加到10 D·cm，采出程度增加顯著，說明采油井壓裂的必要性，導流能力從10 D·cm 增到40 D·cm，采出程度不斷增加，但增幅不斷減小。因此從采出程度看，導流能力在30 D·cm 左右最佳（見圖6）。

圖6 采油井不同導流能力下采出程度隨時間變化曲線

隨時間增加，前期含水率增加平緩，中后期增加迅速。壓裂后含水率比不壓裂含水率增加明顯，隨導流能力增加，含水率不斷增加。從控制油田含水角度出發，油井裂縫導流能力不宜過大（見圖7）。

綜合以上，采油直井裂縫穿透比在0.4 左右最佳，采油直井裂縫導流能力在30 D·cm 左右最佳。

3 壓裂水平縫參數優化結果

以延長油田長6 儲層為例來說明水平裂縫參數優化設計方法。油藏基本參數：埋藏深度400～600 m、正方形反九點200×200 m 井網、儲層厚度h=5 m、地層滲透率k=7.5 mD。根據儲層埋藏深度和選用石英砂作為支撐劑，當地層有效閉合應力為8 MPa 時，所選用支撐劑能夠提供320.5 μm2·cm，考慮長期導流能力和壓裂液的傷害，取實驗室值的20%，即選擇的支撐劑提供64.1 μm2·cm。那么裂縫導流能力與地層系數的比值為：

油井壓裂后形成水平裂縫壓裂增產倍比曲線（見圖8）。由圖8 水平裂縫壓裂增產倍比曲線可知，當裂縫導流能力與地層系數比值為17.8 時，壓裂后油藏增產倍數隨裂縫穿透率增加而增大，當裂縫穿透率增加到0.8以后，壓后產量增產倍數就明顯降低。

圖8 水平裂縫壓裂增產倍比曲線

分析圖8 水平裂縫壓裂增產倍比曲線，裂縫穿透比遠大于裂縫導流能力與地層系數的比值對增產倍比的影響，因此，壓裂裂縫只要在滿足生產需要的基礎上，應主要將支撐劑量用于形成長的裂縫穿透比（見圖9）。考慮到鄰井干擾以及施工風險等因素，將支撐縫長優選泄油半徑的80%（按井距200 m 計算，泄油半徑為100 m）的80%，即80 m 左右。因此，施工規模以支撐縫長為80 m 的目標來確定。根據針對水平裂縫的Cinco 準則，為了取得較好的增產效果，要求FCD≥10。

圖9 支撐劑用量與穿透比關系曲線

4 結論及建議

（1）依據滲流阻力原理，建立了直井壓裂水平裂縫參數優化設計方法；

（2）以延長油田長6 層位為例，采用反九點井網開采，井距200×200 m，儲層厚度為5 m，儲層滲透率范圍為（5.5～9.5）×10-3μm2，優化的裂縫長度為80 m，支撐裂縫寬度為1.3～1.6 mm。