陳希迪

（1.中國石油大慶油田有限責(zé)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(chǎn)增注重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶，163453）

1 高臺(tái)子致密油水平井概況

大慶高臺(tái)子致密油儲(chǔ)層完鉆水平井為A井和B井，儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層為主，占比74.2%。

2 設(shè)計(jì)優(yōu)化

2.1 暫諸轉(zhuǎn)向優(yōu)化

A井和B井整體以段內(nèi)四簇為主，針對(duì)段內(nèi)儲(chǔ)層類型不同及固井質(zhì)量較差的井段，開展“蠟球+纖維”的暫堵轉(zhuǎn)向優(yōu)化設(shè)計(jì)，根據(jù)射孔點(diǎn)的GR值和地應(yīng)力值，計(jì)算破裂壓力。對(duì)物性梯度進(jìn)行分類，并根據(jù)分類結(jié)果設(shè)計(jì)暫堵轉(zhuǎn)向次數(shù)，保證每一個(gè)物性梯度的裂縫順利開啟；采用“蠟球+纖維”的暫堵轉(zhuǎn)向方式，保證每簇裂縫開啟。通過分類統(tǒng)計(jì)，將A井和B井均分為段內(nèi)2個(gè)物性梯度，設(shè)計(jì)暫堵轉(zhuǎn)向1次。暫堵前，壓開第一個(gè)物性梯度的裂縫，投入蠟球和纖維，然后對(duì)壓開的第一個(gè)梯度的裂縫封堵，保證下一個(gè)物性梯度裂縫的起裂［1］。為提高第二個(gè)物性梯度裂縫起裂幾率，對(duì)蠟球重量和纖維用量進(jìn)行優(yōu)化，根據(jù)每段孔眼個(gè)數(shù)、蠟球規(guī)格型號(hào)，設(shè)計(jì)平均每段蠟球重量為2～3 kg（圖1）；根據(jù)每段預(yù)測裂縫高度（約7 m）和目的層應(yīng)力差（約4 MPa）優(yōu)選纖維用量，設(shè)計(jì)平均每段纖維用量為110 kg（圖2）。

圖1 蠟球用量計(jì)算圖版

圖2 纖維用量優(yōu)化

A井設(shè)計(jì)壓裂段19段，共76簇，簇間距15～25 m，半縫長400 m，其中6段設(shè)計(jì)暫堵轉(zhuǎn)向，全井設(shè)計(jì)石英砂1 383 m3，尾追陶粒57 m3，締合壓裂液13 297 m3；B井設(shè)計(jì)壓裂段14段，共58簇，簇間距13～26 m，半縫長400 m，其中9段設(shè)計(jì)暫堵轉(zhuǎn)向，全井設(shè)計(jì)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(jì)減少分段13段，節(jié)省橋塞13個(gè)，節(jié)約費(fèi)用197.6萬元（表1）。

表1 暫堵與暫堵后裂縫改造情況對(duì)比

2.2 段內(nèi)射孔數(shù)優(yōu)化

段內(nèi)3簇的層段，中間裂縫受應(yīng)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(chǔ)層地質(zhì)力學(xué)參數(shù)中，楊氏模量、水平應(yīng)力差受應(yīng)力陰影影響較大，泊松比受應(yīng)力陰影影響較小；在儲(chǔ)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(yīng)力陰影影響越大［6-9］。

優(yōu)化前，段內(nèi)3簇射孔數(shù)設(shè)計(jì)為8、8、8，利用油藏工程一體化壓裂軟件Petrel進(jìn)行數(shù)值模擬研究并統(tǒng)計(jì)裂縫波及到的網(wǎng)格數(shù)，結(jié)果顯示，壓裂后裂縫波及網(wǎng)格數(shù)占總網(wǎng)格數(shù)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(yīng)力陰影對(duì)中間裂縫的影響，設(shè)計(jì)中間簇孔數(shù)為10，邊簇孔數(shù)為7（圖3），并對(duì)新射孔方案進(jìn)行數(shù)值模擬，裂縫波及到的網(wǎng)格數(shù)占總網(wǎng)格數(shù)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(dòng)態(tài)流量分布條件下三條裂縫的傳播路徑

圖4 條裂縫泵注結(jié)束后對(duì)裂縫寬度的貢獻(xiàn)

對(duì)于段內(nèi)4簇的壓裂段，限流法壓裂射孔數(shù)優(yōu)化為24個(gè)孔，利用油藏工程一體化壓裂軟件進(jìn)行模擬，5、7、7、5射孔方案優(yōu)于6、6、6、6射孔方案，縫控體積提高了10%。對(duì)于段內(nèi)5簇的壓裂段，限流法壓裂射孔數(shù)優(yōu)化為24個(gè)孔，利用油藏工程一體化壓裂軟件進(jìn)行模擬，4、5、6、5、4射孔方案為最優(yōu)方案。

2.3 支撐劑優(yōu)化

研究區(qū)目的層地層閉合壓力為40 MPa，由鄰井壓力測試結(jié)果可知，實(shí)際作用在支撐劑上的有效應(yīng)力約為35 MPa，支撐劑長期導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，閉合壓力為30 MPa時(shí)，石英砂與陶粒按照8∶2的比例組合的導(dǎo)流能力比全石英砂的導(dǎo)流能力高15 μm2·cm。預(yù)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(shè)計(jì)尾追3 m3陶粒，既能保證縫口導(dǎo)流能力，又能節(jié)約成本（表2）。

表2 石英砂＋陶粒導(dǎo)流能力隨閉合應(yīng)力變化

3 現(xiàn)場試驗(yàn)

3.1 加砂量情況

A井現(xiàn)場施工19段，轉(zhuǎn)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(xiàn)場施工14段，轉(zhuǎn)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(guī)模

3.2 暫諸轉(zhuǎn)向壓力上升情況

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

圖5 相鄰直井地應(yīng)力解釋成果圖

暫堵后，新裂縫起裂需要縫內(nèi)凈壓力大于最小主應(yīng)力和巖石抗張強(qiáng)度之和，結(jié)合研究區(qū)巖石力學(xué)試驗(yàn)數(shù)據(jù)，當(dāng)暫堵轉(zhuǎn)向壓力升高大于3 MPa時(shí)產(chǎn)生轉(zhuǎn)向裂縫。A井現(xiàn)場施工19段，轉(zhuǎn)向6段（第1、2、3、7、14、15段），B井現(xiàn)場施工14段，轉(zhuǎn)向9段（第6～14段），暫堵轉(zhuǎn)向壓力升高均大于3 MPa，轉(zhuǎn)向成功，產(chǎn)生新縫，改造效果較好。

3.3 實(shí)施效果及效益

A井壓裂后日產(chǎn)油10.67 t；B井壓裂后日產(chǎn)油12.11 t；預(yù)測A井4年產(chǎn)油7 464.87 t，B井4年產(chǎn)油8 469.76 t，按照最新原油價(jià)格3 378.73元／t，噸油成本1 771.28元，可創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益3 517.49萬元。

3.4 油水分段產(chǎn)能測試分析

B井設(shè)計(jì)14段，轉(zhuǎn)向9段（第6～14段），從油水兩相示蹤劑解釋結(jié)果看，使用暫堵轉(zhuǎn)向平均層段產(chǎn)油貢獻(xiàn)率為9.800%，較非暫堵轉(zhuǎn)向段平均層段產(chǎn)油貢獻(xiàn)率高；使用暫堵轉(zhuǎn)向段平均單簇產(chǎn)油貢獻(xiàn)率為0.023%，較非暫堵轉(zhuǎn)向段單簇產(chǎn)油貢獻(xiàn)率高（表4）。段內(nèi)多簇暫堵轉(zhuǎn)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(xiàn)率

4 結(jié)論與建議

（1）通過暫堵轉(zhuǎn)向，實(shí)現(xiàn)水平井減段不減簇的目的，兩口井減少橋塞13個(gè)，節(jié)約費(fèi)用197.6萬元?，F(xiàn)場施工時(shí)，轉(zhuǎn)向壓力升高均大于3 MPa，成功實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向。

（2）縫間距的減小導(dǎo)致應(yīng)力陰影影響較大，通過優(yōu)化段內(nèi)每簇射孔數(shù)，可有效改善段內(nèi)邊簇對(duì)中間簇的應(yīng)力陰影影響；

（3）通過油水分段產(chǎn)能測試，暫堵轉(zhuǎn)向段內(nèi)每簇貢獻(xiàn)率明顯高于非轉(zhuǎn)向段內(nèi)的每簇貢獻(xiàn)率，暫堵轉(zhuǎn)向既實(shí)現(xiàn)了全井減段不減簇的目的，也提高了每簇的產(chǎn)能；

（4）致密油水平井壓裂的發(fā)展趨勢是段內(nèi)多簇，繼續(xù)開展段內(nèi)多簇暫堵轉(zhuǎn)向優(yōu)化研究，根據(jù)不同物性梯度，優(yōu)化暫堵轉(zhuǎn)向次數(shù)及暫堵劑用量，優(yōu)化每簇射孔數(shù)，進(jìn)一步達(dá)到“提效降本”的目標(biāo)。