陳 凱，姚為英，匡臘梅，馮高城，張海勇，張云鵬

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000）

從目前低滲油田開發(fā)狀況看，壓裂仍然是最為有效的改造動用技術(shù)。而壓裂選井選層作為基礎(chǔ)工作，直接影響壓裂后的增產(chǎn)效果。陸地低滲油田開發(fā)動用早，壓裂技術(shù)發(fā)展快且應用成熟，目前壓裂選井選層方法眾多，通過引入灰色關(guān)聯(lián)、聚類分析、模糊數(shù)學、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)、專家系統(tǒng)等方法優(yōu)選主要影響因素，分配權(quán)重，并形成軟件程序，實現(xiàn)選井選層的定量化、自動化[1-12]。但這類方法均需要大量統(tǒng)計數(shù)據(jù)用于算法模型的學習，才能達到較高精確度。

而海上低滲油田因經(jīng)濟界限、平臺空間及安全風險等特點，開發(fā)動用晚，壓裂經(jīng)驗及數(shù)據(jù)資料較少，難以利用上述成熟方法。因此，本文主要探討在目前技術(shù)條件下，如何定性、半定量的對海上低滲油田開展壓裂選井選層研究。

1 選井選層影響因素分析

通過對陸地低滲油田壓裂已有經(jīng)驗的調(diào)研分析，油藏壓裂改造要考慮地質(zhì)油藏、工藝工程及經(jīng)濟效益等多方面因素，在保證增大有效泄油面積、提高油藏開發(fā)效果的同時，控制含水上升速度[13-16]。結(jié)合海上低滲油田開發(fā)特點及資料獲取難易程度，重點考慮以下影響因素：

一是目標油層的剩余儲量應達到一定規(guī)模，保證壓后增產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)，滿足經(jīng)濟評價要求；二是目標油層的含油面積及厚度等參數(shù)應相對較大，保證裂縫在平面及縱向的延伸，滿足設(shè)計的壓裂規(guī)模；三是考慮目標油層的油水界面及隔夾層厚度，避免壓穿鄰層或溝通水層造成水淹；四是考慮目標油層的井層含水狀況，挖潛剩余油區(qū)，避免裂縫溝通無效的水淹區(qū)；五是目標油層應具有一定的地層能量，保證壓裂的有效期及整體效果；六是若為水平井壓裂，水平井段方位應與最大主應力方向有一定角度，有利于壓裂造縫的有效開啟。

2 實例研究

2.1 目標區(qū)塊地質(zhì)油藏特征

目標區(qū)塊為一低幅度背斜構(gòu)造，整體為北西-南東向，儲層巖性為中粗粒長石石英砂巖和長石巖屑砂巖，屬中低孔、中低滲儲層。油藏埋深2 537.8 m～2 986.9 m，地層壓力27.49 MPa～28.81 MPa，地層溫度126.2 ℃～127.7 ℃，地飽壓差34.679 MPa。地層條件下，原油密度0.767 g/cm3～0.791 g/cm3，原油黏度5.98 mPa·s～6.20 mPa·s，原油性質(zhì)好，整體表現(xiàn)為輕質(zhì)、低黏度、中等凝固點。目前日產(chǎn)油309.6 m3，綜合含水90.4 %，累產(chǎn)油70.6×104m3，采出程度17.6 %。

2.2 壓裂層位及油井優(yōu)選

2.2.1 油藏剩余地質(zhì)儲量 考慮利用平臺壓裂，粗略估算海上單井分段壓裂費用約在1 000 萬元，結(jié)合油價、單井控制儲量及壓后普遍增油效果情況，儲層剩余地質(zhì)儲量至少應在20×104m3左右。統(tǒng)計目標區(qū)塊目前各油藏剩余地質(zhì)儲量滿足要求的為2980、2900、2890和2600 層，基本可以保證壓后增產(chǎn)基礎(chǔ)，滿足經(jīng)濟指標（見圖1）。

圖1 目標區(qū)塊油藏儲量分布圖

2.2.2 油層基礎(chǔ)物性條件 根據(jù)資料統(tǒng)計，2600、2890、2900、2980 四個儲層含油面積和有效厚度相對較大，儲層物性相對較差，可進行壓裂改善物性（見圖2）。

圖2 目標區(qū)塊儲層基礎(chǔ)物性條件統(tǒng)計圖

表1 目標區(qū)塊儲層油水界面及隔夾層分布統(tǒng)計表

2.2.3 油水界面及隔夾層 2600 和2890 層為邊水油藏，無溝通邊水風險，而且上下均有一定厚度的隔層，不會壓穿鄰層，可實施壓裂；2900 和2980 層為底水油藏，層內(nèi)無有效夾層，難以控制裂縫高度，易壓穿底水，不建議壓裂（見表1）。另外，隔夾層厚度控縫高僅為經(jīng)驗分析，裂縫實際延伸高度應結(jié)合巖心應力實驗及壓裂軟件模擬進行研究。

2.2.4 生產(chǎn)井狀況 2600 和2890 層分別有1 口水平井投產(chǎn)，其中22H1 井生產(chǎn)2600 層，日產(chǎn)油146.1 m3，日產(chǎn)液334.8 m3，含水率56.3 %，生產(chǎn)狀況良好；24H2井生產(chǎn)2890 層，截止2018 年2 月底日產(chǎn)油8.8 m3，日產(chǎn)液55.0 m3，目前已關(guān)停，生產(chǎn)狀況相對較差。因此，優(yōu)先選擇24H2 井進行壓裂改造（見圖3）。

2.2.5 油藏水淹狀況 結(jié)合沉積相、生產(chǎn)動態(tài)及剩余油飽和度圖綜合分析，2890 層邊水沿北東及南西兩個方向侵入。24H2 關(guān)井前含水較高，但油藏采出程度只有14.7 %，表明邊水為指進，并未整體水淹，仍有挖潛空間。

2.2.6 地層能量 容積法計算2890 層水體體積約為原油體積的52.17 倍，水體能量較充足。根據(jù)天然能量評價圖版，2890 層累產(chǎn)油4.78×104m3，原始地層壓力28.62 MPa，2018 年4 月測壓23.97 MPa，屬于天然能量較充足油藏（見圖4）。

圖3 22H1 及24H2 井生產(chǎn)曲線

圖4 目標區(qū)塊2890 層天然能量評價圖版

2.2.7 24H2 井水平段方位 測井資料分析最大水平主應力方位NE165°，24H2 井眼方位為NE120°～130°，邊水侵入方向與水平井段基本垂直。而裂縫沿最大主應力方向延伸，與水平井段及邊水侵入方向均有一定夾角，既可保證壓裂增產(chǎn)效果，又可避開優(yōu)勢水流通道，降低含水率。

根據(jù)油藏儲量、儲層基礎(chǔ)物性條件、油藏類型、油水界面、隔夾層、生產(chǎn)動態(tài)、地層能量及水平井段方位，最終優(yōu)選了2890 層24H2 井作為壓裂改造井層。

2.3 壓裂參數(shù)設(shè)計及效果預測

目標井根據(jù)生產(chǎn)管柱情況（7"打孔管），優(yōu)選拖動管柱式水力噴射分段壓裂工藝；根據(jù)模型模擬、儲層砂體分布及隨鉆測井資料選取了水力噴射點；優(yōu)選耐高溫、耐剪切能力強的海水基壓裂液體系，采用連續(xù)混配施工工藝；優(yōu)選20/40 目低密高強度陶粒作為主壓裂支撐劑；采用低排量工藝控制裂縫在縱向上的延伸。根據(jù)壓裂設(shè)計及數(shù)模軟件模擬，預測壓裂后累增油4.65×104m3。

3 結(jié)論

現(xiàn)有技術(shù)及數(shù)據(jù)資料條件下，海上低滲油田壓裂選井選層可從儲層剩余儲量、基礎(chǔ)物性條件、油水界面、隔夾層、井層生產(chǎn)動態(tài)、地層能量及水平井段方位等因素開展定性、半定量的優(yōu)選研究。

另外，海上低滲油田壓裂施工應綜合考慮平臺空間及承重，確保施工的順利開展；盡量聯(lián)合作業(yè)、批量施工，降低單井平均作業(yè)成本。