东湾油田长7组水平井压裂技术优化与应用

0 前言

东湾油田地处陕西省宜君县，位于旬宜探区西北部，整体发育源内、近源、远源三套成藏组合，主要生产层位为长7 层，孔隙度4-11%、渗透率0.002-0.48md，均属于特低孔、低渗储层。砂体厚度达 101-135m，岩性成分主要为泥岩夹灰色细砂岩。2012-2016 年东湾油田开发过程中试油后产量递减快，稳产周期短，累计产油量低不能满足商业化开采油藏的需求，低油价下该油田一度关井停产。随着水平井密切割、桥塞分段压裂工艺等新技术的迅速发展，致密油勘探开发出现了新突破，有必要通过技术更新迭代为低渗透致密油藏开发注入新活力。面对单井产能低、地面条件受限的问题，本文以东湾油田长 7 组为研究对象，提出了“丛式”水平井布井方式下的致密油藏密切割体积高效压裂技术，助力东湾油田低成本高效开发铺垫出了一条新路。

1 长7 压裂改造难点及工艺优化

1.1 长7 段压裂改造难点

针对长 7 致密油储层天然裂缝不发育、物性差、孔隙连通差、压力系数低等地质特点。采用“渗吸换油增能保压+低温易破胶一体化压裂液+三维建模选层分段+差异化分段分簇+适度排量规模注液”的思路解决储层难点的对策。

1.2 压裂液优化

1.2.1 渗吸换油优化

长7 储层低压且细小喉道占比高，储层非均质性强。优选渗吸剂HN03 通过毛管力作用进入岩石内部来驱替孔隙中的原油。实验结果显示随着时间的增加，0.3%HN03 渗吸剂可使原油采收率可达到55%。

1.2.2 低温易破胶压裂液优化

在低温下压裂液破胶残渣多，破胶时间长的问题。通过在一体化压裂液添加多元醇胺类引发剂，加速氧化还原反应，释放游离氧，实现低温破胶。压裂液具有良好的耐温耐剪切及携砂性能，防膨性能好，残渣含量低，平均岩心伤害率仅16.1%

1.3 储层密切割分段压裂工艺

统计的东湾8 口老井的相测井数据、岩石力学数据。建立该地区三维空间构造，模拟平面为10m x 10m，总网格数895.433 万个，长7 段71、72、73亚层岩相模型、物性模型、力学的地层格架模型网格。

1.3.1 多簇均匀改造参数优化（1）单段簇数优化

由于水平段的岩石应力场分布的非均质性。受缝间应力场影响，多裂缝扩展过程中出现明显扩展不均现象，这种现象导致中间缝裂缝导流能量出现明显下降。通过数模对比不同簇数裂缝扩展状态发现：随着簇数增加，当每压裂段内的射孔簇数大于6 簇时，中间裂缝导流能量已难以满足生产 需求，因此优选每段压裂射孔簇数在 6簇以下，以3-5 簇为佳。

（2）单段簇间距优化

在每压裂段内 3-5 簇的条件下，数模对比不同簇间距下裂缝扩展状态。当簇间距大于 10m 时，应力阴影效应对多裂缝扩展影响逐渐减弱，针对目标储层推荐簇间距在8m 左右。综合考虑地层能量低、原油流动性差，强化密切割改造，缩短油气渗流距离。优化簇间距6-10m。

（3）单段排量优化

优化单簇排量2m /min，以起到较好的控缝效果，单段6 簇排量12-14m/min 可明显降低裂缝扩展不均。

（4）单段液量优化

在单段 6 簇条件下，施工液量在 1400m3以上，可明显降低各簇之间裂缝扩展不均的现象。因此，优化单段用液量在 1400-1800m3。

1.3.3 缝高控制参数优化

相邻直井地应力剖面显示，长 71小层隔层应力差 0.4-1.3MPa，长 73小层隔层应力差 1.2-2.9MPa，根据长71小层纵向上遮挡能力弱，优化单簇排量为2.5-3m3/min。6 簇条件下排量大于14m3/min 后，缝长缝高增长幅度变缓，设计最高排量14m3/min。

2 现场应用

2.1 压裂概况

DWXHF 井采用套管桥塞分段方式压裂，施工排量最高12m3/min，共计泵注液量24000m3，泵注砂量 3300m3，综合砂液比13.8%。

2.2 生产情况

DWXHF 井施工后装油嘴控制压力放喷，见油产油返排率1.3%，累产油1586.3 方，最高日产油14.4m³，平均日产油7.7m³，截止目前，日产油稳定在10m³左右。

2.3 效果分析

对 DWXHF 压裂段的日产油情况进行统计分析表明，虽然单井日产油较高，但是单段出油量差距较大，泥质含量（GR）、纵向砂厚、压裂规模均会影响出油，出油较高的井段一般具有砂岩钻遇好、纵向砂厚大、压裂规模大的特点。高 GR（>115）井段泥岩含量高，压裂改造效果差，井段出液出油量较低，产量差，因此，砂岩钻遇好（GR<115）是实现压后产量高的重要因素之一。水平井压裂改造后，纵向砂体整体均会被动用，纵向砂厚薄的井段物质基础差，井段出油量低，因此，纵向砂厚大（>13m）有利于压后高产。压裂规模对压后产量影响明显，压裂规模小的井段压后产量普遍较低，压裂规模大（压裂液量>1300m3，加砂量>170m3）是压后产量高的必要条件之一。

3 结论与认识

（1）DWXHF 井投产后实现了连续10 个月稳产，日产液量达到了老井同期日产液量的4 倍以上，日产油量到达了老井同期5 倍以上。实现了该地区的致密油产能的重要突破。

（2）DWXHF 井单井日产油较高，但是单段出油量差距较大，泥质含量（GR）、纵向砂厚、压裂规模均会影响出油，出油较高的井段一般具有砂岩钻遇好、纵向砂厚大、压裂规模大的特点。

（3）控压生产是保持低压油井长时间稳产的关键。通过严格坚持“控压生产”原则，结合动液面的变化，实时优化调整转速，确保合理沉没度及稳定产液能力，有效建立了多簇裂缝均匀导流能力。

参考文献

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