引用本文
唐莉, 王子毓, 张超, 何成山. 特低渗油藏单砂体精准压裂改造技术研究与应用[J]. 录井工程, 2024,35(4): 131-138.
TANG Li, WANG Ziyu, ZHANG Chao, HE Chengshan. Precise fracturing and stimulation technology for single sand bodies in ultra-low-permeability oil reservoirs[J]. Mud Logging Engineering, 2024,35(4): 131-138.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2024.04.019  
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特低渗油藏单砂体精准压裂改造技术研究与应用
唐莉①, 王子毓②, 张超③, 何成山④
①中国石油渤海钻探第一录井公司
②中国石油大港油田公司赵东采油管理区
③中国石油大港油田公司经济技术研究院
④中国石油大港油田公司勘探事业部

作者简介：唐莉 助理工程师，1977年生，1997年毕业于大港石油学校综合录井专业，现在中国石油渤海钻探第一录井公司主要从事期刊编辑工作。通信地址：300280 天津市滨海新区大港油田团结东路8号。电话：（022）25925983。E⁃mail：tangli002@cnpc.com.cn

收稿日期: 2024-10-28
摘要

针对特低渗油藏,目前主要采用水驱技术配合单井压裂来提高开发效果。但在开发实践中,表现出油藏单井压裂措施有效率低、单砂体改造效果差及油水井间无法建立有效驱动体系等问题。为此,以松辽盆地X区块特低渗油藏为例,基于油藏工程方法计算特低渗储层极限驱动井距,同时结合研究区域砂体和剩余油分布规律,制定特低渗油藏的单砂体精准压裂改造方案,确保压裂改造后油水井间的启动系数达到最大,以避免压裂规模过大导致水窜问题。并在油井压裂阶段采用井间微地震监测技术对特低渗油藏单砂体的压裂改造规模进行追踪和监控,通过实时调整压裂液排量来控制压裂规模,确保压裂规模的精准性。采用单砂体精准压裂改造技术对研究区平均渗透率分别为6.5 mD和3 mD的Ⅲ、Ⅳ类储层进行井网加密及单砂体精准缝网压裂改造后,油藏单砂体启动系数和油井压裂后产量大幅度提高,说明区块单砂体已经建立起有效驱动体系,剩余油挖潜效果显著。

关键词: 特低渗油藏; 极限驱动井距; 压裂改造; 单砂体; 井间微地震; 剩余油
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Precise fracturing and stimulation technology for single sand bodies in ultra-low-permeability oil reservoirs
TANG Li①, WANG Ziyu②, ZHANG Chao③, HE Chengshan④
①No.1 Mud Logging Company, BHDC, CNPC, Tianjin 300280, China
②Zhaodong Oil Production Management Area of PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
③Economic and Technological Research Institute of PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
④Exploration Enterprise of PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
Abstract

For the ultra-low-permeability oil reservoirs, water flooding technology is mainly used in conjunction with single well fracturing to improve the development effect. However, in the reservoir development practice, there are some problems, such as low efficiency of single well fracturing measures, poor effect of single sand body stimulation and inability to establish effective driving system between oil and water wells. Therefore, taking the ultra-low-permeability oil reservoirs in the X block of Songliao Basin as examples, the limit driving well spacing of the ultra-low-permeability reservoirs is calculated based on reservoir engineering method. At the same time, combined with the distribution law of sand bodies and remaining oil in the study area, the precise fracturing and stimulation scheme of single sand bodies in ultra-low-permeability oil reservoirs is formulated to ensure that the start-up coefficient between oil and water wells reaches the maximum after fracturing and stimulation, so as to avoid the problems of water breakthrough caused by excessive fracturing scale. And during the oil well fracturing stage, crosswell microseismic monitoring technology is used to track and monitor the scale of fracturing and stimulation of single sand bodies in ultra-low-permeability oil reservoirs. The fracturing scale is controlled by real-time adjusting the fracturing fluid displacement to ensure the precision of the fracturing scale. It is found that for types Ⅲ and Ⅳ reservoirs with the mean permeabilities of 6.5 mD and 3 mD in the study area, after well pattern infilling and single sand body precise fracture network fracturing by single sand body precise fracturing and stimulation technology, the single sand body start-up coefficient of the oil reservoirs and the production after oil well fracturing are significantly increased, indicating that an effective driving system has been established for the single sand bodies in the block, and the remaining oil potential tapping effect is significant.

Keyword: ultra-low-permeability oil reservoir; limit driving well spacing; fracturing and stimulation; single sand body; crosswell microseismic; remaining oil
0 引言

随着我国中、高渗油藏开发进入高含水、特高含水期, 该类型油藏的产量递减较快, 为保持石油稳产、上产, 目前油气资源储量巨大的低渗、特低渗油藏等非常规油藏开发已备受关注[1, 2, 3]。但储层渗透率在10~50 mD之间的低渗油藏和渗透率在1~10 mD之间的特低渗油藏由于储层物性差且非均质性强, 在注水开发过程中, 油水井间启动压力梯度非常大, 导致水井在高压注水时, 储层的吸水效果很差, 从而出现“ 水井注水注不进, 油井采油采不出” 的现象[4, 5, 6]。目前低渗、特低渗油藏开发调整中应用较多的主要是油水井转向压裂、缝网压裂、水平井多级分簇压裂及二氧化碳吞吐驱油等开发技术[7, 8, 9, 10, 11, 12]。为控制成本, 对于能够在储层改造后进行注水驱油的低渗油藏, 通常开发布井为直井或斜井, 但在低渗储层压裂改造过程中, 经常出现压裂规模过小导致改造后油藏油水井间的驱动体系无法建立或压裂规模过大引起水窜、气窜, 进而导致油水井间过早发生窜流, 以及油藏采油速度和采收率降低的问题[13, 14]。

本文以松辽盆地X区块特低渗油藏单砂体精准改造、建立有效驱动体系为研究目标, 进行扩大特低渗油藏的极限驱动井距和油水井间启动系数的研究。为保障油藏单砂体改造的精准性, 在制定单砂体改造方案过程中, 基于区块内储层沉积特征、剩余油分布情况及油水井生产状况的综合分析, 精准选择缝网压裂井层, 合理确定压裂规模, 利用井间微地震技术对油井缝网压裂规模进行实时监测, 并根据监测结果调整压裂液的注入排量, 确保精准压裂。通过对油井储层实施精准压裂改造, 扩大了油水井间启动系数, 在油水井间单砂体内建立起有效驱动体系, 从而提高了压裂措施有效率及水驱剩余油开发效果。

1 区块地质概况

X区块位于松辽盆地中央坳陷长春岭背斜带, 区块平均油层中深1 255 m, 从X区块储层砂体分布状况（图1）可知, 区块内分布一期、二期低能量窄小河道, 以及河漫滩、席状砂等多种砂体。据统计, 研究区块储层砂体钻遇率仅为1.2%~29.6%, 且储层致密、物性差。根据物性参数, 可将区块内储层进一步细分为Ⅲ 类储层（渗透率平均值为6.5 mD）和Ⅳ 类储层（渗透率平均值为3 mD）。区块开发井投产后经历了一次常规压裂, 后续进行了二次转向压裂, 实施后的裂缝平均半缝长80 m, 但在油水井300 m井距注水开发过程中, 区块内仍呈现“ 水井注不进, 油井采不出” 的状况。X区块内产油低于0.5 t/d的“ 长关低效” 井数量多, 占比达到65%以上, 注水井平均日注水8 m3, 仅完成配注的25%, 区块采油速度低, 仅为0.43%, 采出程度仅为3.1%, 剩余油储量较高。

图1 X区块储层砂体分布状况

分析认为, 当前区块剩余油量较多和注采矛盾突出的原因主要是区块内单砂体未建立有效驱动体系。针对此问题, 在区块内进行了多次缝网压裂改造尝试, 虽然取得了一定效果, 但多数井被压窜, 地层压裂改造后含水量大幅度上升, 导致失败。因此, 极有必要开展区块的单砂体精准压裂改造研究, 做到精准压裂, 提高压裂成功率和剩余油开发效果。

2 单砂体精准压裂改造方法

单砂体精准压裂改造旨在确定极限驱动井距、提高油水井间储层启动系数, 并在压裂过程中对压裂规模进行精准监控, 以确保压裂效果, 进而提高剩余油采收率。

2.1 确定极限驱动井距

特低渗油藏油水井间建立起有效驱动体系的前提是油水井间井距应小于安全注采压差下的极限驱动井距[15, 16, 17], 因而在制定油藏单砂体精准压裂改造方案时, 必须确定目标区块的极限驱动井距。

基于渗流力学理论, 假设特低渗油藏为理想均质, 特低渗油藏的启动压力梯度计算公式推导过程如下：

Q=2πKhμlnrerwpe-pf-λ（re-rw）（1）

λ=pe-pfre-rw-Qμlnrerw2πKh（re-rw）=λM-λf（2）

式中：Q为油井产液量, m3/d; K为油层平均渗透率, mD; h为储层有效厚度, m; μ 为混合液粘度, mPa· s; re、rw分别为驱动半径、油井井筒半径, m; pe、pf分别为水井供给压力、油井井底流压, MPa; λ 为启动压力梯度, MPa/m; λ M为驱动压力梯度, MPa/m; λ f为流动压力梯度, MPa/m。

油藏的启动压力梯度（λ ）可表示为油水井间的驱动压力梯度（λ M）与保证油井配产液量的流动压力梯度（λ f）的差值。当特低渗油藏中油水井井距增大时, 驱动压力梯度（λ M）和维持油藏流体流动的流动压力梯度（λ f）均减小, 油井的产液量下降, 而当流动压力梯度（λ f）刚好减小到0时, 油井产液停止。此时, 油藏中油水井间的驱动压力梯度（λ M）和油藏启动压力梯度（λ ）相等, 此时油藏的启动压力梯度（λ ）和极限驱动井距（dlim）可由公式（3）、公式（4）计算。而根据刘新菊等[18]基于低渗致密砂岩储层启动压力梯度测试实验, 可拟合出储层平均渗透率（K）与启动压力梯度（λ ）之间的关系式（5）, 结合公式（4）则可获得在不同储层渗透率（K）条件下油水井间极限驱动井距（dlim）。

λ=pe-pfrem-rw（3）

dlim=rem-rw=（pe-pf）/λ（4）

λ =0.013K-1.921 （5）

式中：rem为极限驱动半径, m; dlim为极限驱动井距, m。

2.2 提高油水井间储层启动系数

在特低渗油藏开发过程中, 当实际油水井井距小于极限驱动井距时, 会存在一定油藏区域内剩余油不能被动用的状况, 因此, 引入了储层启动系数（S）表征油藏内油气动用情况, 其计算式如下：

S=VsV1（6）

式中：S为油水井间的储层启动系数, 无量纲; Vs为水井注水在油水井间储层内的波及体积, m3; Vl为油水井间储层理论控制体积, m3。

在井网井距、储层物性、流体性质及注采压差条件确定之后, 决定启动系数的关键参数就是单砂体的改造规模。依据特低渗区块实际井网和极限驱动井距, 平均渗透率分别为6.5 mD和3 mD的Ⅲ 、Ⅳ 类储层油水井对应压裂单元启动状况及油水井压裂半缝长与启动系数的关系如图2和图3所示。

图2 Ⅲ 、Ⅳ 类储层油水井对应压裂单元启动状况

图3 Ⅲ 、Ⅳ 类储层油水井压裂半缝长与启动系数的关系

从图3可看出, 在油水井压裂半缝长达到150 m之前, 半缝长增加可有效提高Ⅲ 、Ⅳ 类储层启动系数。对于Ⅲ 类储层, 与投产压裂后油水井间启动系数0.32相比, 当油水井压裂半缝长达到120 m时, 启动系数提高到0.80, 实际压裂油井产油量也由0.7 t/d提高至1.9 t/d, 且当油水井半缝长超过120 m后, 油层启动系数增幅变缓; 对于Ⅳ 类储层油水井压裂半缝长为80 m时, 最短主流线距离大于极限驱动井距, 启动系数为0, 储层无法建立有效驱动体系, 当油水井压裂半缝长达到120 m时, 启动系数仅为0.27, 井区启动系数都较低。因此, 对平均渗透率为3 mD的Ⅳ 类储层, 需在确定极限驱动井距的前提下, 进一步采取油井加密配合精准缝网压裂改造措施来减小油水井间的有效驱动井距, 从而扩大油水井间水驱油的启动系数, 建立起油水井间有效驱动体系, 释放井区未动用潜力, 并减少油水井间压裂规模过大的问题。

2.3 精准控制压裂改造规模

为保障特低渗储层缝网压裂改造效果, 防止压裂规模过大导致注水窜流, 或压裂规模过小导致无法建立起油水井间的启动体系, 在压裂过程中需对压裂规模进行精准控制, 通过井间微地震监测技术对压裂过程油井端储层中裂缝形成状况进行监测。井间微地震监测技术即在对需压裂井进行压裂过程中, 根据裂缝形成形态和空间维度差异所导致的临近井检波器接收声波回波形态不同, 对储层压裂裂缝规模进行重构的一项监测技术。在储层压裂过程中, 选取非压裂井作为监测井, 通过在该井底下入微地震检波器, 对需压裂井在压裂过程中形成的地震波进行地面数据反演, 重构地下压裂裂缝模型, 并据此在地面调整泵注参数精准控制储层压裂规模[19, 20], 从而保证压裂过程中储层的精准改造, 提高了储层压裂改造效果。

3 单砂体精准压裂改造技术的应用
3.1 制定区块压裂改造方案

以松辽盆地X区块Ⅳ 类储层为例, 针对该类储层300 m井距投产初期压裂效果差、启动系数低的实际现状, 在对该区块Ⅳ 类储层进行压裂改造时, 需结合其极限驱动井距、油水井间砂体展布和剩余油分布情况, 进行精准布井和压裂规模设计。

由公式（4）、公式（5）计算得到区块的启动压力梯度（λ ）为0.065 MPa/m, 极限驱动井距（dlim）为110 m。结合研究区块单砂体展布和剩余油分布情况, 对区块首先进行“ 排间加排” 加密, 同时需规避对老油井产生截流影响。X区块井网加密设计如图4所示, 此时井排距为212 m× 110 m, 然后对距离水井近的正对油井进行直接射孔投产, 再对距离水井远的油井进行缝网压裂改造, 压裂规模300 m× 80 m, 其中平行井排半缝长150 m, 垂直井排半缝长40 m。采取上述措施进一步提高了区块单砂体的启动系数, 并可克服转向压裂对于Ⅳ 类储层启动系数低的缺点。缝网压裂施工设计参数如表1所示, 其中压裂液的用量是常规转向压裂的4~5倍, 排量是常规转向压裂的2~3倍, 并采用钻斜直井的方式使加密油井井口在地面分别汇聚在两个采油平台上, 以便缝网压裂工厂化施工, 节约压裂作业时间, 减少资源浪费。

图4 X区块井网加密设计

表1 缝网压裂施工设计参数
3.2 精准控制单砂体改造规模

在对X区块Ⅳ 类储层的10 J-S1、10 J-S9等多口油井压裂过程中, 选取非压裂井10 J-S2、10 J-S8井作为监测井, 在监测井油层射孔层底部20 m左右下入微地震检波器, 随着压裂液注入井底, 其附近地层岩石被压裂过程中产生的微地震波传递到监测井地震检波器, 并据此在地面反演获得缝网压裂规模监测结果[21]。在被压裂监测的油井中, 10 J-S1、10 J-S9两口井的微地震监测俯视图和微地震监测三维立体图分别如图5、图6所示。其中：10 J-S1井的压裂规模监测结果为平行井排方向裂缝规模355 m, 垂直井排方向裂缝规模66 m, 垂向裂缝规模11 m; 10 J-S9井的压裂规模监测结果为平行井排方向裂缝规模305 m, 垂直井排方向裂缝规模82 m, 垂向裂缝规模18 m, 均与压裂井设计缝网压裂规模拟合精度达到95%。通过对X区块Ⅳ 类储层进行油井加密配合精准缝网压裂改造, 最终该类油层的启动系数由压裂改造前的0.27提高至0.75。

图5 10 J-S1井井间微地震压裂规模监测结果

图6 10 J-S9井井间微地震压裂规模监测结果

3.3 区块砂体改造效果

从X区块精准压裂改造前、后储层平面剩余油饱和度（So）分布情况（图7）可知, 在对改造前未建立有效驱动体系的特低渗单砂体进行精准压裂改造后, 井区内的剩余油明显被动用, 表明单砂体内已经建立起油水井间的有效驱动体系。对压裂改造后X区块油井产油量分析发现, 单井产量都明显上升。压裂改造后, 研究区块新投产的5口压裂油井平均单井日产液6.5 t, 日产油3.9 t, 油井动液面平均高度也由45 m提高至98 m。5口非压裂加密油井平均日产液4.3 t, 日产油2.9 t。老油井单井日产液、日产油、动液面也都有较大程度上升, 由低效井转为产能井, 平均单井日产油增加0.8 t。在对研究区块进行改造后, 按单井有效改造增油期2年计算, 井区采油速度预计提高0.6%, 综合改造效果较好。综上分析说明, 经精准压裂改造后, 研究区块储层的单砂体内已建立有效的驱动体系, 实现了对区块单砂体的精准改造和对剩余油的精准挖潜。

图7 X区块精准压裂改造前、后储层平面剩余油饱和度（So）分布情况

4 结论

（1）本文针对特低渗油藏以水驱技术配合单井压裂来提高开发效果过程中表现出的油藏单井压裂措施有效率低、单砂体改造效果差及油水井间无法建立有效驱动体系等问题, 建立了描述特低渗油藏极限驱动井距的油藏工程理论计算方法, 结合砂体连通性、剩余油分布现状, 通过设计提高研究区块特低渗油藏单砂体启动系数的精准压裂改造方案, 引入井间微地震技术实时监测砂体改造状况, 实时调整压裂液注入排量对压裂裂缝规模进行控制, 实现了特低渗油藏精细开发阶段对单砂体精准改造的目标。

（2）松辽盆地特低渗油藏X区块Ⅲ 类储层压裂半缝长由80 m直接提高至120 m, 即可使油藏启动系数由0.32提高至0.80, 而Ⅳ 类储层通过提高压裂半缝长至120 m时, 启动系数仅为0.27, 改造效果不好。因此, 通过对特低渗Ⅳ 类储层进行油井加密配合精准缝网压裂改造, 可使油层的启动系数提高至0.75。油井压裂过程中井间微地震监测压裂规模误差率低于5%, 油水井间建立起有效驱动体系, 压裂改造区的剩余油挖潜效果明显。

（3）研究区块的单砂体实施压裂改造后, 新投产的5口压裂油井平均单井日产液6.5 t, 日产油3.9 t, 5口非压裂加密油井平均日产液4.3 t, 日产油2.9 t, 老油井单井日产液、日产油、动液面也都有较大程度上升, 由低效井转为产能井, 平均单井日产油增加0.8 t。按压裂有效期2年计算, 井区采油速度预计提高0.6%, 说明区块单砂体已经建立起较好的驱动体系, 剩余油挖潜效果比较好。

编辑 唐艳军

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