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摘 要：本文针对特低渗储层的特点，采用水平井分段压裂的方法来实现油井增产，而合理的水平井裂缝参数设计能充分发挥人工裂缝的增产作用。以锦州油田地质特征和目前开发状况为基础，利用油藏数值模拟软件建立了水平井分段压裂产能模型，研究了水平井压裂裂缝参数、间距裂缝长度、导流能力、加砂规模、前置液百分比的优化，体现了水平井分段压裂技术在有效开发低丰度特低渗透油藏中的作用与效果。
关键词：锦州油田;特低渗;水平井;分段压裂;水力喷射;裸眼封隔器
一、油藏特征
锦州油田位于辽河盆地西部凹陷的西斜坡南部，探明含油面积71.04 km2，探明地质储量20243×104 t，动用含油面积65.09 km2，动用地质储量19222×104t，纵向上发育于楼、兴隆台等八套含油层系。油层分布较稳定，连通性较好，储层物性变化大，非均质性强。储层岩性为岩屑长石砂岩、含砾砂岩为主;矿物成分主要为长石和石英，胶结类型为孔隙式胶结。孔隙度在8.3～13.8%，渗透率为0.038～2.4μm2，为低孔、特低渗储层。
二、水平井压裂产能模型
锦州油田未开发石油探明储量中，低渗-特低渗油藏占总储量的58%，已成为保证石油产量的重要潜力。由于特低渗油藏渗流半径小，经济极限井距小，单井产量低，采用直井井网经济效益较差。各种水平井开发配套技术应运而生，已成为低渗-特低渗油田有效的开采技术。
在多缝产量预测计算时，我们将预测期分成了早中晚三个阶段，使计算量大幅度下降，其实质是在早期利用数值方法计算多缝产量，而在中期和晚期采用解析方法计算。当裂缝之间发生相互干扰时，即达到中期，利用稳态依次替换法，首先找出每条裂缝的泄油区域，然后求出泄油区域内的平均地层压力，再利用稳态依次替换法分别求出各泄油区域内裂缝的产量，对于任何生产时刻，均可求出每条裂缝的影响半径，它可以用以下公式近似计算：
其中：
式中：—液体压缩系数，;
一岩石压缩系数，;
—原油粘度，mPa·s;
K—储层渗透率，;
t—生产时间，s;
—压力降边缘半径，m。
这里把油藏分成两类区域，见图1，即每条裂缝自己的控制区域a和它们共同的控制区域b。随着生产的延续，当各缝的供液区范围扩展到各自的控制区a以外，即表示各缝之间发生干扰。即当半径R（t）大于裂缝间距离的一半时，认为它们的压力已开始相互影响，此时则分别计算各缝产量。此时随着生产时间的增加，裂缝直接控制区a压力首先下降，先求出a区内的平均压力，用此压力，可以计算出从共同控制区b流入直接控制区a的液量，用稳态依次替换法计算。而任一生产时刻，a区内压力分布按稳定渗流公式计算。
a区的总采出体积流量为：
每条裂缝的产量按稳定渗流公式计算：
压差随时间的变化关系由下式确定：
投产后期，则用等值渗流阻力法计算。
三、水平井分段压裂参数优化
1、裂缝条数与间距优化
对于水平井来说，裂缝条数是影响其压后效果最重要因素之一，因此，在施工之前应对裂缝条数进行优化设计，在保证裂缝之间相互干扰较弱的情况下尽量增加裂缝条数和缩短裂缝间距，可以有效的提高储层产能。裂缝条数也不是越多越好，它是由多种因素决定的，数值模拟研究表明，裂缝条数随渗透率的大小、非均质性和水平井段长度变化而变化。当有效渗透率为（0.3～5.0）×10-3μm2，水平井段长度400m时，优化裂缝条数为3～5条;当有效渗透率为0.5×10-3μm2，水平井段长度300～1000m时，优化裂缝条数3～7条。已经部署的水平井的4口水平井的设计水平段长度为300～500m，综合考虑该地区压裂施工水平井的裂缝条数以控制在3～5条最佳。
2、裂缝长度与导流能力优化
利用油藏数值模拟软件优化于楼地区不同裂缝半长、导流能力对产能的影响。由图2、图3可知，裂缝越长产量越大，兴隆台地区压裂地质设计、井下工具喷嘴的耐磨性、加砂规模、考虑周边注水井距离及邻井压裂情况以及裂缝间距，要求裂缝半长不超过140m。因此优化得到裂缝支撑半长120m～140m适合于该地区的水力喷射压裂。
裂缝导流能力对水平井压裂后生产动态的影响比较大。图4裂缝在不同导流能力下的压裂水平井生产动态，从图中可以看出，不同裂缝导流能力下的累计产量是不同的，随着导流能力的增大，累计产量增加。但当裂缝导流能力大于30μm2·cm，产量增加很少。综合考虑，最终确定该地区支撑剂为20目～40目陶粒。
3、加砂规模优化
采用裂缝模拟软件模拟不同加砂量下的支撑半缝长与支撑缝高，兴隆台地区部署的水平井井眼多穿透2号和3号小层，隔层厚度较厚时，以改造单层为主，若隔层厚度较小，应加大加砂规模，沟通2号和3号小层，在缝高确定的情况下，模拟裂缝半缝长和缝高情况，如图5所示，根据兴隆台地区的水平井部署和地质情况，并根据之前的缝长优化结果，确定中间单段砂量20m3，端部加砂22m3。
4、前置液百分比优化
根据以往经验裂缝动态比在0.8～0.9之间既对地层伤害较低又施工安全，通过对储层和压裂液的认识以及不同裂缝模拟计算初步前置液百分比在42%左右，如图6所示。
四、结论
1、锦州油田采用水平井工艺技术开发低渗-特低渗油藏，能大幅度提高单井产量，初期产量是直井的4.5倍，经济效益显著。
2、形成了适合锦州油田水平井分段压裂设计方法，优化了锦州油田分段压裂施工参数：裂缝条数以控制在3～5条最佳，裂缝支撑半长120～140m，每段加砂规模在20～22m3。
参考文献
[1] J.L 吉德利等著，蒋阗 单文文等译. 水力压裂技术新发展[M]，石油工业出版社，1995
[2] 王鸿勋 张士诚，水力压裂设计数值计算方法[M]，石油工业出版社，1998
[3] 萬仁溥 罗英俊主编，采油技术手册（下层），石油工业出版社，1998
[4] 万仁溥主编，采油工程手册[M]，石油工业出版社，2000
作者简介：金志学，（1979-），2004年毕业于西南石油大学自动化专业，现任工程师。
关键词：锦州油田;特低渗;水平井;分段压裂;水力喷射;裸眼封隔器
一、油藏特征
锦州油田位于辽河盆地西部凹陷的西斜坡南部，探明含油面积71.04 km2，探明地质储量20243×104 t，动用含油面积65.09 km2，动用地质储量19222×104t，纵向上发育于楼、兴隆台等八套含油层系。油层分布较稳定，连通性较好，储层物性变化大，非均质性强。储层岩性为岩屑长石砂岩、含砾砂岩为主;矿物成分主要为长石和石英，胶结类型为孔隙式胶结。孔隙度在8.3～13.8%，渗透率为0.038～2.4μm2，为低孔、特低渗储层。
二、水平井压裂产能模型
锦州油田未开发石油探明储量中，低渗-特低渗油藏占总储量的58%，已成为保证石油产量的重要潜力。由于特低渗油藏渗流半径小，经济极限井距小，单井产量低，采用直井井网经济效益较差。各种水平井开发配套技术应运而生，已成为低渗-特低渗油田有效的开采技术。
在多缝产量预测计算时，我们将预测期分成了早中晚三个阶段，使计算量大幅度下降，其实质是在早期利用数值方法计算多缝产量，而在中期和晚期采用解析方法计算。当裂缝之间发生相互干扰时，即达到中期，利用稳态依次替换法，首先找出每条裂缝的泄油区域，然后求出泄油区域内的平均地层压力，再利用稳态依次替换法分别求出各泄油区域内裂缝的产量，对于任何生产时刻，均可求出每条裂缝的影响半径，它可以用以下公式近似计算：
其中：
式中：—液体压缩系数，;
一岩石压缩系数，;
—原油粘度，mPa·s;
K—储层渗透率，;
t—生产时间，s;
—压力降边缘半径，m。
这里把油藏分成两类区域，见图1，即每条裂缝自己的控制区域a和它们共同的控制区域b。随着生产的延续，当各缝的供液区范围扩展到各自的控制区a以外，即表示各缝之间发生干扰。即当半径R（t）大于裂缝间距离的一半时，认为它们的压力已开始相互影响，此时则分别计算各缝产量。此时随着生产时间的增加，裂缝直接控制区a压力首先下降，先求出a区内的平均压力，用此压力，可以计算出从共同控制区b流入直接控制区a的液量，用稳态依次替换法计算。而任一生产时刻，a区内压力分布按稳定渗流公式计算。
a区的总采出体积流量为：
每条裂缝的产量按稳定渗流公式计算：
压差随时间的变化关系由下式确定：
投产后期，则用等值渗流阻力法计算。
三、水平井分段压裂参数优化
1、裂缝条数与间距优化
对于水平井来说，裂缝条数是影响其压后效果最重要因素之一，因此，在施工之前应对裂缝条数进行优化设计，在保证裂缝之间相互干扰较弱的情况下尽量增加裂缝条数和缩短裂缝间距，可以有效的提高储层产能。裂缝条数也不是越多越好，它是由多种因素决定的，数值模拟研究表明，裂缝条数随渗透率的大小、非均质性和水平井段长度变化而变化。当有效渗透率为（0.3～5.0）×10-3μm2，水平井段长度400m时，优化裂缝条数为3～5条;当有效渗透率为0.5×10-3μm2，水平井段长度300～1000m时，优化裂缝条数3～7条。已经部署的水平井的4口水平井的设计水平段长度为300～500m，综合考虑该地区压裂施工水平井的裂缝条数以控制在3～5条最佳。
2、裂缝长度与导流能力优化
利用油藏数值模拟软件优化于楼地区不同裂缝半长、导流能力对产能的影响。由图2、图3可知，裂缝越长产量越大，兴隆台地区压裂地质设计、井下工具喷嘴的耐磨性、加砂规模、考虑周边注水井距离及邻井压裂情况以及裂缝间距，要求裂缝半长不超过140m。因此优化得到裂缝支撑半长120m～140m适合于该地区的水力喷射压裂。
裂缝导流能力对水平井压裂后生产动态的影响比较大。图4裂缝在不同导流能力下的压裂水平井生产动态，从图中可以看出，不同裂缝导流能力下的累计产量是不同的，随着导流能力的增大，累计产量增加。但当裂缝导流能力大于30μm2·cm，产量增加很少。综合考虑，最终确定该地区支撑剂为20目～40目陶粒。
3、加砂规模优化
采用裂缝模拟软件模拟不同加砂量下的支撑半缝长与支撑缝高，兴隆台地区部署的水平井井眼多穿透2号和3号小层，隔层厚度较厚时，以改造单层为主，若隔层厚度较小，应加大加砂规模，沟通2号和3号小层，在缝高确定的情况下，模拟裂缝半缝长和缝高情况，如图5所示，根据兴隆台地区的水平井部署和地质情况，并根据之前的缝长优化结果，确定中间单段砂量20m3，端部加砂22m3。
4、前置液百分比优化
根据以往经验裂缝动态比在0.8～0.9之间既对地层伤害较低又施工安全，通过对储层和压裂液的认识以及不同裂缝模拟计算初步前置液百分比在42%左右，如图6所示。
四、结论
1、锦州油田采用水平井工艺技术开发低渗-特低渗油藏，能大幅度提高单井产量，初期产量是直井的4.5倍，经济效益显著。
2、形成了适合锦州油田水平井分段压裂设计方法，优化了锦州油田分段压裂施工参数：裂缝条数以控制在3～5条最佳，裂缝支撑半长120～140m，每段加砂规模在20～22m3。
参考文献
[1] J.L 吉德利等著，蒋阗 单文文等译. 水力压裂技术新发展[M]，石油工业出版社，1995
[2] 王鸿勋 张士诚，水力压裂设计数值计算方法[M]，石油工业出版社，1998
[3] 萬仁溥 罗英俊主编，采油技术手册（下层），石油工业出版社，1998
[4] 万仁溥主编，采油工程手册[M]，石油工业出版社，2000
作者简介：金志学，（1979-），2004年毕业于西南石油大学自动化专业，现任工程师。