注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计

FAULT-BLOCK OIL & GAS FIELD

断块

油气田

2017年％月

doi: 10.6056/dkyqt201702012

注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计

白晓虎，苏良银，赵伯平，达引朋，吴甫让，段鹏辉

(中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018)基金项目：国家科技重大专项课题“超低渗透油藏有效开采技术”（2011ZX05013-004);

中石油科技项目“油气藏储层改造技术持续攻关专项\"（2015CGCGZ004)

摘要鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有低渗、低压、低丰度的特征，采用五点水平井注采井网

“&分段压裂”开发，有效提

3F

高了初期单井产量。然而，受裂缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难及裂缝长期导流能力下降快等因素影响， 水平井长期生产产量递减较大。基于典型水平井生产拟合数值模型的压力场和剩余油饱和度场分布，定义了储层改造体 积指数、油藏接触面积指数、缝网导流能力指数及地层压力保持指数，并以此表征裂缝网络模型的增产指标。采用新型裂缝网络模型，系统对比评价了各指标的增产潜力及其与产量的敏感程度，最终提出了水平井重复改造优化设计方法。该方法在某区长比，单井产量提高

“！\"#&Ct+Cd+ps”的体积压裂

6超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果，4 口试验井与常规重复压裂相

50%~70%。

文献标志码

关键词超低渗油藏；水平井；五点井网；体积压裂；优化设计 中图分类号：

TE357.1&1 ：A

Re-fracturing optimization for horizontal wells on condition of flooding pattern

Abstract： The ultra-low permeability reservoir in Ordos Basin has three typical characteristics such as low permeability, low

pressure and low abundance. The initial oil production of single well has been improved effectively by horizontal wells and staged fracturing in recent years. The five injection-production well pattern has one horizontal oil producing well and four vertical water injecting wells. However, with long-term producing, the horizontal well production decrease greatly because of four key factors such as large fracture spacing, small stimulating scale, low reservoir pressure in the middle of the horizontal well without energy supplement and long term fracture conductivity decline. The pressure distribution and remaining oil saturation distribution were obtained from the production fitting between a typical horizontal well and a reservoir numerical model. Based on the results, four indices such as Stimulating Reservoir Volume Index, Reservoir Contact Area Index, Fracture Network Conductivity Index and Reservoir Pressure Index have been defined to characterize the new fracture network model (NF model). After that, the re-fracturing potential of each index and the sensitivity to production have been evaluated and contrasted systemlly. Finally, a volume re­fracturing optimization design method (SRV +Ct+Cd+%s) was put forward for horizontal wells. This re-fracturing design method is applied to four testing horizontal wells in ultra-low permeability Huaqing Oil field in Ordos Basin. The oil production increased about 50+ to 70+ compared with the production of other conventional re-fracturing horizontal wells.Key words： ultra-low permeability reservoir; horizontal well; five-point injection-production well pattern; volume re-fracturing; optimization design

近年来，“水+井&分段压裂”技术逐步发展成为国 内外低渗透油气藏和致密油气储层的有效开发手段。这一技术大幅提高了初期单井产量，使之达到邻近直 井的3~5倍[1—4]，然而，随着开发的深入，水+井产量递 减较大成为普遍存在现象，生产1 a产量递减率达到

30+~50+。深人分析其主要原因、优选重复改造工艺____________________________

收稿曰期2016-09-12;改回曰期2017-01-09。

第—作者：白晓虎，男，1986年生，硕士，现从事油气藏增产方面的工作。

BAI Xiaohu, SU Liangyin, ZHAO Roping, DA Yinpeng, WU Furang, DUAN Penghui

(Research Institute of Oil & Gas Technology, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi\"an 71OO18, China)

==

引用格式：白晓虎，苏良银，赵伯平，等.注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计[J].断块油气田，2017,24(2):194-198.

BAI Xiaohu，SU Liangyin，ZHAO Boping，et al. Re-fracturing optimization for horizontal wells on condition of flooding pattern [J ]. Fault - Block

Oil & Gas Field，2017,24(2)：194-198.

第24卷第2期白晓虎，等.注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计195

是面临的现实问题。目前，国内外部分油田水平井重复 改造主要是针对初次改造不充分的类型，以老井压新 缝为主#5—8%，而对于老缝如何进一步提高产量研究甚少。 本文以鄂尔多斯盆地超低渗透油藏水平井为研究对 象，剖析了产量递减的主要原因，并从老裂缝增加储层 改造体积、裂缝与油藏接触面积、裂缝网络导流能力及 地层压力水平4个方面人手，系统对比了各自的增产 潜力与敏感程度，最终提出了一种适合该类储层水平 井重复改造的优化设计方法。

S

800

^

曰

AX裂缝曰水平井段圍注水井

五点注采井网及布缝方式示意

♦\"最大主应力方向

^

图1

1储层特征及水平井开发情况

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层物性差，基质渗

2水平井产量递减原因分析

透率在 0.310-3~0.510-3 !+2,孔隙度 10%~12%，孔喉 中值半径0.1~0.2 !+，油藏埋深2 000~2 200 +，地层 压力系数0.7*0.8#9%。该类油藏采用水平井五点注采井 网开发，1 口水平采油井对应4 口直井注水井，水平段 长度600*800 ，井距600 ，排距150 。水平井井眼 垂直于最大主应力方位，可通过压裂形成多条横切裂 缝。采用“纺锤型”布缝方式，半缝长分别为120，150,

xx

X区长6为典型的超低渗透油藏，前期采用“五点

井网水平井+分段压裂”规模开发，并开展了系统的对 比试验，故选取该区水平井为主要研究对象进行产量 递减原因分析，主要原因有以下4个方面。2.1裂缝间距大

2012年在

mmm

X区长6开展不同裂缝间距对比试验。

水平段长度与单段改造规模基本相当，平均人工裂缝 密度由1.2段00

m(见图1)。裂缝段间距60*80+，单井平均改造

8*10段。投产初期单井产量8*10t/d，但整体表现为递 减较大的特征，1a后递减至4*5t/d，2a后递减至3*4 t/d。

180

3

1

井数/水平段 油层钻 裂缝间 口1214

长度/m708725

遇率/,94.991.4

距/m5680

段数12.59.4

储层改造情况

单段

单段

Am增加到1.8段/ 100 m，人工裂缝间

距由80 m缩短至56 m，改造段数由9.4段增加到12.5

段。长期跟踪对比结果显示，加密井同期产量高于常规 井，产量月递减率明显较小(见表1)。

不同裂缝间距水平井产量与月递减率统计

不同时期产油量/(m+d-1)第3月9.849.23

第1年5.544.15

第2年4.503.35

不同时期月递减率/8第3月8.711.4

第1年第2年2.4 2.5

0.73.3

类别施工排量/ 试油产量/

(m+d-1)45.2039.60

min_1)液量/m3砂量/m3(m+

试验井常规井

190172

28.926.6

3.13.1

2.2改造规模小

2012年在

改造规模。

长期跟踪对比结果显示，改造规模较大的井同期产量高于常规井，月递减率明显较小（见表2)。

X区长6同时还开展不同改造规模对

3

2

比试验，水平段长度与改造段数基本相当，增加了单段

不同改造规模水平井产量与月递减率统计

储层改造情况

不同时期产油量/(m+d-1)第3月9.469.13

第1年6.254.31

第2年4.663.48

不同时期月递减率/,第3月11.017.7

第1年第2年1.9 8.4

0.95.3

类别

井数/口88

水平段 油层钻 裂缝间 长度/m827823

遇率/,92.293.1

距/m8283

段数10.19.9

单段

单段 施工排量/ 试油产量/

(m+d-1)62.6040.50

液量/m3砂量/m3(m+min-1)305158

32.727.4

5.63.1

试验井常规井

2.3水平段中部地层能量下降，有效渗流距离小

五点水平井注采井网存在弹性溶解气驱和水驱2 种驱替机理。其中，端部裂缝以水驱为主，而中部弹性 驱控制的范围内能量无法有效补充导致递减。水平井

分段井底压力模拟显示，距离水井越远，地层压力保持 水平越低（见图2)。模拟条件：水平井五点井网，水平 段长度700 ，裂缝9条，缝间距80 ，纺锤型布缝，半 缝长分别为120,150,180 ，井底流压6

mm

mMPa，生产2 a。

196断块油气

2017年3月

同时低渗透油藏存在启动压力梯度[10]。随地层压 力下降，中部区域生产压差逐渐难以克服启动压力，导 致地层流体有效渗流距离（油藏任意点与人工裂缝或 井筒的距离）大幅减小。

式中为有效渗流距离，m;jP(为地层压力，MPa;jP*为

井底流压，

MPa +

为启动压力梯度，

MPa/m。

MPa以基质渗透率0.3

xl0-3 !m2、初始地层压力16

油藏为例。其初始有效渗流距离为36 m，段间距 60~80MPam可满足渗流要求，但中部地层压力下降至1。 时，有效距离仅16 m(见图3)，人工裂缝已不能完

全控制段间与缝端的流体流动。

$

5

0

e/^

链

4

豳0摈3條0

辕2埘

0

1

8 9 10 11 12 13 14 15 16

地层压力/MPa

图3

有效渗流距离与地层压力的关系

2.4裂缝长期导流能力下降

研究表明，对于低渗透油藏，裂缝长期导流能力仅 为短期导流能力的105~205[11]。导流能力降低，导致 地层流体渗流通道的堵塞甚至失效，远端的流体更加 难以流动。

3体积压裂重复改造优化设计

综合分析表明，超低渗透油藏五点井网水肀井主

要受裂缝间距大、改造规模小、中段地层能量补充困难 及裂缝长期导流能力降低的影响，导致地层原油渗流 阻力增大、有效渗流距离减小而递减幅度大。针对此种 情况低产的原因，利用

Eclipse软件系统对比研究了增

加储层改造体积、裂缝与油藏接触面积、裂缝网络导流 能力及地层压力保持水肀等方案的增产潜力。3.1 模型的建立

采用单缝模型拟合了典型水肀井生产历史。模型 为：油层厚度20 +，裂缝条数9条，半缝长分别为120, 180 m，裂缝宽度0.025 +，裂缝渗透率10 !m2。单缝模

型产量与实际产量有较高的拟合率（见图4)，表明初

次改造裂缝为单一裂缝形态。

16 r

(Ip-i/_ew#符

0 200 400 600 800 1 000 1 200

生产时间/d

图4

水平井单缝模型与实际产量拟合曲线

在剩余油饱和度场和压力场的基础上，根据对称性 原则分割出水肀井中部单缝模型。模型大小为600 mx

80

mx20m，初次裂缝半长180 m(见图5)。

0~ tC

0~ ^ 0~图5

根据对称性分隔出中部裂缝的计算单元

3.2

NF裂缝网络模型

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏岩石脆性指数较高，

天然微裂缝发育，水肀两向应力差较小，一定程度上具 备体积压裂形成复杂裂缝的条件[12-13]。

Cipolla，Barpiski

等[14-15]设置网格肀板模型等效刻画不同的裂缝形态与

裂缝导流能力。借助该思路，本文提出了

NF裂缝网络 模Volume型来研究增加储层改造体积（Stimulating Reservoir ，简称$%&)、裂缝与油藏接触面积（Contact，简

第24卷第2期白晓虎，等.注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计197

称C#)、缝网导流能力（

Conductivity,简称C')及地层压

力（Pressure,简称ps)的增产潜力。

3.2.1不同储层改造体积裂缝模型

定义储层改造体积指数来表征储层改造 体积：

'SRV=){*{+{

#2)式中：）£为主裂缝缝长，m;*f为支裂缝缝长（单一缝时

取缝宽），

m;+f为油层厚度，6。

设计了 6个不同储层改造体积的模型（见表3)， 裂缝缝宽0.025 m

，导流能力25.00 !m(cm，地层压力

保持水'90%。

表3不同储层改造体积(！\"#)裂缝模型

单一主裂缝 单一主裂缝 储层改造 模型

储层改造 缝长/m

体积/m3

模型

缝长/m

体积/m3

1360360x0.025x204600600x40x202600600x0.025x205600600x60x203

600

600x20x20

6

600

600x80x20

注：模型3—6均为3条支裂缝，缝长分别为20,40,60,80m。

3.2.2不同裂缝与油藏接触面积模型

定义油藏接触面积指数来表征裂缝与油藏接 触面积&

'c = (m)f+0lf)2f+f (3)

式中为主裂缝条数;0为支裂缝条数；2f为裂缝缝 宽， m。

设计了 4个相同储层改造体积、不同接触面积的 模型。其中：模型7主裂缝1条，支裂缝3条;模型8主 裂缝1条，支裂缝7条；模型9主裂缝3条，支裂缝7 条;模型10&主裂缝5条，支裂缝7条。其他参数：主裂 缝mx半缝长300 m，支裂缝缝长80 m

，储层改造体积600 80 mx20 m，裂缝缝宽 0.025 m，导流能力 25 !m+cm，

地层压力保持水'90%。3.2.3不同裂缝网络导流能力模型

定义缝网导流能力指数来表征裂缝网络导流 能力：

'cd=(m){4{

+n1{

4{)Wf+f

(4)

式中&4f为裂缝渗透率，！m

2。

设计了 4个相同储层改造体积、相同接触面积、不 同支裂缝网络导流能力的模型。其中，模型11，12，13, 14的支裂缝导流能力分别为0.05,0.50,5.00,25.00

!m+

cm。其他参数:储层改造体积600 mx80 mx20 m， 接触面积(5x300 m+7x80 m)x20 m，裂缝缝宽 0.025 m， 主裂缝导流能力25 !m+cm，地层压力保持水'90%。

3.2.4不同地层压力模型

定义地层压力水'指数来表征地层压力水'&

'„=&100%

式中:jPiP*x

(5)

，p

s分别为原始和措施后地层压力，

MPa。

设计了 4个相同储层改造体积、相同接触面积、相 同裂缝网络导流能力、不同地层压力保持水'的模型。 其中，模型15，16，17，18的地层压力保持水'分别为 8mx0%，85%，90%，95%。其他参数：储层x改造体积600

80 mx20 m，接触面积（5x300 m+780 m)x20 m，裂 缝缝宽0.025 m，裂缝导流能力25 !m+cm。

3.3敏感性分析

分别计算不同参数的模型，得到了措施后日产油 量和累产油量结果（见表4)。由于模型6,7，14，17参 数相同，因此共计算得到15个不同的样本。对样本数 据归一化处理，利用灰色关联分析方法计算各参数与

产量的关联度[16]。结果表明，措施累计增油量与4个关 键指数关联度都大于0.8,重复改造时都应予以充分考 虑。相比较而言，地层压力水'指数、储层改造体积指 数关联度超过了 0.95,应重点优化设计。

表4各模型样本增油量及各指数与增油量关联度

样本

IsRV /m3

'c#/m3

/cd/(m3+xm2)

V%累计增油量/t

118 000902 25090243230 0001503 750903023120 00018011 250903044240 00021018 750903095360 00024026 2509031980 00027033 7509032174800 0043073 750903348480 00073081 2509037480 0001 03088 7509038610480 0001 03018 09030411480 0001 03020 1509031712

480 0001 03032 7509035613480 0001 03088 7508024014480 0001 03088 7508531315

480 0001 03088 75095460

关联度

0.953

0.825

0.851

0.995

3.4体积压裂重复改造设计

综合分析了各因素的敏感程度，提出了针对超低 渗透油藏五点井网、水'井中部裂缝的“$%V+Ct+Cd

+ 体积压裂重复改造优化设计方法，以达到地层流体

198断块 油气田2017年3月

流往裂缝或井筒的过程中渗流距离小、渗流阻力小的 目的。具体工艺手段分为4个方面:一是通过增加人地 液量、提高施工排量来增加储层改造体积;二是通过段 间细分隔压裂或多簇裂缝起裂及缝口缝内多级暂堵来 增加油藏接触面积，形成复杂裂缝网络；三是利用70/ 100,40/70,20/40目组合粒径支撑剂，以及滑溜水、线 性胶混合压裂液来增加缝网导流能力；四是应用增能 型液体和压后关井扩压来提高地层能量水肀。

4矿场应用效果

在某区C

6超低渗透油藏开展4 口水肀井体积压

裂重复改造试验。单井选取水肀段中部井段重复压裂

min4~5段，单段支撑剂量50~60m3，施工排量5~6m

3/ ，入地液量500~800 m3 $同时，采用组合粒径支撑

剂、缝口缝内多级暂堵及压后关井扩压。试验井增油量

达到4,5 t/d

(见图6)，与常规重复压裂相比，提高单井 产量 504,704。

月序

图6

体积复压与常规复压水平井生产动态曲线

5结论

1)

超低渗透油藏五点井网水肀井产量递减大，要受裂缝间距大、改造规模小、水肀段中部地层能量补

充困难及裂缝长期导流能力下降等因素影响。2) 储层改造体积指数、油藏接触面积指数、缝网导 流能力指数及地层压力保持指数对五点井网水肀井重

复压裂产量有较大影响，建立了考虑4NF个关键指数的

裂缝网络模型。

3) 提出了水肀井“S\"#+Ct+$d+%s”体积压裂重复改 造优化设计方法。采用该方法可实现地层流体流往裂

缝或井筒过程中缩短渗流距离、降低渗流阻力的目的。

4)体积压裂重复改造试验井日增油量达到4~5 t/d

，

与常规重复压裂相比，提高单井产量504,704。

参

考

文

献

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(编辑李宗华）

主