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摘要：茨采X油田包括共22个区块。储层物性差，属典型的低渗油藏。以往多是采用直井常规压裂改造储层，缝控储量低，单井产量低，经济效益差，压裂后单井年增油量仅200-300t。近几年随着低渗油藏改造技术和理念的进步与革新，体积压裂技术成为这类储层的主流改造技术，是低渗透储层难采储量经济开发的关键。本次研究基于水平井体积压裂技术，对区块开展可行性分析、井位部署以及优化压裂工艺，取得了较好的效果。
1.项目实施背景
1.1区块概况
X油田主要含油层系为九佛堂组，平均孔隙度15-18%，平均渗透率13-84.4×10-3μm2，A油田主要含油层系为沙海组，平均孔隙度11.5-16.0%，平均渗透率为13.9-34.6×10-3um2，均是典型的低-中孔、低渗油藏。
1.2开发中存在问题
1.2.1直井开发产能低
A、B均属低渗油藏，区块天然能量不足，受储层物性差影响，油井产量递减快，单井产能低。地质储量采油速度0.36%，地质储量采出程度6.7%。
1.2.2常规注水效果差
多年来为探索低渗油藏剩余油有效动用开发方式，先后实施了井组注采调整、周期注水、深部调驱等试验，均未取得明显效果。注水开发阶段主要表现为含水上升速度快，油井稳产期短，见效即见水，见水即水淹。
2.主要做法
2.1体积压裂技术机理
通过水力压裂对储层实施改造，使天然裂缝不断扩大和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝和岩石层理的沟通，同时在主裂缝的侧向上强制形成次生裂缝，最终形成天然裂缝和人工裂缝相互交错的裂缝网络，将有效储集体“打碎”，實现对储层在三维方向的立体改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率[1]。
2.2进行水平井研究可行性分析
首先统一划分地层，通过岩性、电性以及沉积特征重新划分地层，重新落实强1、交2块构造特征，新增加断层9条，断层位置变化6条。
研究油层特征以及剩余油分布规律，通过对区块单井产能分析以及未动用储量分析确定剩余油分布。由于储层物性差，直井采收率低，水平井体积压裂可提高采收率4%，区域剩余油富集，具有水平井部署的物质基础。
岩石的脆性特征通过脆性指数进行表征，储层脆性矿物石英含量较高，脆性指数大，利于形成网状缝网。A块Ⅰ油组粉砂岩脆性指数平均为73.6%，Ⅱ油组平均为84.1%;B块Ⅱ油组平均脆性指数37%，Ⅲ油组为42%，有利于体积压裂。
2.3 优化水平井部署方案及压裂工艺
2.3.1水平井设计的优化
一是纵向位置的优化，借鉴其他低渗油藏部署经验，水平段设计在油层中部为宜，通过体积压裂可有效沟通水平井上下储层，但针对俩区块均有稳定隔层，分上下两套层系部署水平井。
二是水平方位的优化。根据区块储层的裂缝方向，设计水平井走向与最大主应力方向垂直，有利于体积压裂造缝形成缝网结构，同时考虑油藏构造形态与现有井网，以便增强水平井对现井网的适应性。
三是水平段长度的优化。为最大限度动用剩余油储量，综合油层展布及投入产出比，优化设计水平段长600-1000m。
2.3.2注水位置的优化
注水井设计是低渗、致密油田的核心问题，它关系到低渗、致密油田开发效果的好坏。目前涉及水平井体积压裂的注采方式主要有水平井采、直井注以及水平井注、水平井采的开采模式。其中直井与水平井的联合开发方式中，水平井的生产优势突出，直井注水较为灵活，可以获得较好的开发效果。
由于储层渗透率低需要进行体积压裂改造，水平井与注水井的配置关系会影响生产效果。顶部注水利用重力作用自上而下驱油;对应位置注水，注水一段时间后注入水会沿地层天然裂缝及压裂的人工裂缝快速窜流，造成水平井水淹;底部注水，通过形成人造底水，向上托进，有利于减弱油水窜流和剩余油零散分布。查阅资料可知不同部位注水时的日产油、含水率和采出程度关系，可以看出底部注水最终采收率、无水采油期和无水采出程度均最高，开发效果优于顶部注水和对应位置注水。故水平井立体注采应选择在油藏底部注水并保持低配注量、中部水平井生产，实现“底部注水、中部采油、底水托进”的开发模式。下步计划在B块开展立体注采开发试验，为充分利用老井，采用直井底部温和注水，中部水平井采油的开发模式，平面上注水井与水平井距离100m，纵向上注水层顶部与水平井压裂缝底构造高相差10m以上。
2.3.3压裂工艺的优化
目前水平井体积压裂工艺主要分为两大类，即连续油管拖动分段压裂和桥塞分段压裂，通过在A块两种压裂工艺对比试验，连续油管拖动分段压裂工艺虽然分段精细、施工简单，但压裂排量小、设备承压低，不足以形成复杂裂缝低，而“桥塞分段+分簇射孔+复合压裂”的压裂工艺虽然需重复起下射孔及压裂管柱，但桥塞密封性好，施工排量大，设备承压高，能够形成复杂的裂缝网络，因此优选出桥塞分段压裂是有效改造储层的压裂工艺。
根据不同油藏特征以及油井生产特点确定桥塞类型，由于压裂放喷高液量可促进可溶桥塞的快速溶解，而放喷后液量低、见油快的特点不利于可溶桥塞的溶解，影响压裂效果，因此确定了可溶式桥塞适用于A块等区块压裂放喷后高液量的水平井，B块压裂放喷后低液量见油快的水平井桥塞的选择有待继续研究。
3.应用效果分析
3.1水平井储层钻遇率高，难采储量动用程度提高
目前已投产的9口水平井钻遇油层/差油层524m/57层，平均单井储层钻遇率96.8%，油层钻遇率79.2%。通过水平井体积压裂技术动用井间及边部难采储量151×104t。
3.2压裂波及体积大，储层得到充分改造
通过水平井邻井微地震监测，结果显示所有破裂事件均发生在井轨迹周围，水平井周围形成复杂缝网，储层得到充分改造，达到了体积压裂的目的。
3.3体积压裂效果好，区块产量翻番
A、B块6口水平井投产后，区块日产油分别由77t、25t上升至122t、42t。促使A、B块地质储量采油速度分别由0.40、0.22上升至0.68、0.34，推进区块产能上升。
4 结论及建议
（1）水平井体积压裂可行性论证是充分动用低渗油藏难采储量的基础。
（2）水平井体积压裂分层系部署开发是存在隔层油藏充分改造储层的关键。
1.项目实施背景
1.1区块概况
X油田主要含油层系为九佛堂组，平均孔隙度15-18%，平均渗透率13-84.4×10-3μm2，A油田主要含油层系为沙海组，平均孔隙度11.5-16.0%，平均渗透率为13.9-34.6×10-3um2，均是典型的低-中孔、低渗油藏。
1.2开发中存在问题
1.2.1直井开发产能低
A、B均属低渗油藏，区块天然能量不足，受储层物性差影响，油井产量递减快，单井产能低。地质储量采油速度0.36%，地质储量采出程度6.7%。
1.2.2常规注水效果差
多年来为探索低渗油藏剩余油有效动用开发方式，先后实施了井组注采调整、周期注水、深部调驱等试验，均未取得明显效果。注水开发阶段主要表现为含水上升速度快，油井稳产期短，见效即见水，见水即水淹。
2.主要做法
2.1体积压裂技术机理
通过水力压裂对储层实施改造，使天然裂缝不断扩大和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝和岩石层理的沟通，同时在主裂缝的侧向上强制形成次生裂缝，最终形成天然裂缝和人工裂缝相互交错的裂缝网络，将有效储集体“打碎”，實现对储层在三维方向的立体改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率[1]。
2.2进行水平井研究可行性分析
首先统一划分地层，通过岩性、电性以及沉积特征重新划分地层，重新落实强1、交2块构造特征，新增加断层9条，断层位置变化6条。
研究油层特征以及剩余油分布规律，通过对区块单井产能分析以及未动用储量分析确定剩余油分布。由于储层物性差，直井采收率低，水平井体积压裂可提高采收率4%，区域剩余油富集，具有水平井部署的物质基础。
岩石的脆性特征通过脆性指数进行表征，储层脆性矿物石英含量较高，脆性指数大，利于形成网状缝网。A块Ⅰ油组粉砂岩脆性指数平均为73.6%，Ⅱ油组平均为84.1%;B块Ⅱ油组平均脆性指数37%，Ⅲ油组为42%，有利于体积压裂。
2.3 优化水平井部署方案及压裂工艺
2.3.1水平井设计的优化
一是纵向位置的优化，借鉴其他低渗油藏部署经验，水平段设计在油层中部为宜，通过体积压裂可有效沟通水平井上下储层，但针对俩区块均有稳定隔层，分上下两套层系部署水平井。
二是水平方位的优化。根据区块储层的裂缝方向，设计水平井走向与最大主应力方向垂直，有利于体积压裂造缝形成缝网结构，同时考虑油藏构造形态与现有井网，以便增强水平井对现井网的适应性。
三是水平段长度的优化。为最大限度动用剩余油储量，综合油层展布及投入产出比，优化设计水平段长600-1000m。
2.3.2注水位置的优化
注水井设计是低渗、致密油田的核心问题，它关系到低渗、致密油田开发效果的好坏。目前涉及水平井体积压裂的注采方式主要有水平井采、直井注以及水平井注、水平井采的开采模式。其中直井与水平井的联合开发方式中，水平井的生产优势突出，直井注水较为灵活，可以获得较好的开发效果。
由于储层渗透率低需要进行体积压裂改造，水平井与注水井的配置关系会影响生产效果。顶部注水利用重力作用自上而下驱油;对应位置注水，注水一段时间后注入水会沿地层天然裂缝及压裂的人工裂缝快速窜流，造成水平井水淹;底部注水，通过形成人造底水，向上托进，有利于减弱油水窜流和剩余油零散分布。查阅资料可知不同部位注水时的日产油、含水率和采出程度关系，可以看出底部注水最终采收率、无水采油期和无水采出程度均最高，开发效果优于顶部注水和对应位置注水。故水平井立体注采应选择在油藏底部注水并保持低配注量、中部水平井生产，实现“底部注水、中部采油、底水托进”的开发模式。下步计划在B块开展立体注采开发试验，为充分利用老井，采用直井底部温和注水，中部水平井采油的开发模式，平面上注水井与水平井距离100m，纵向上注水层顶部与水平井压裂缝底构造高相差10m以上。
2.3.3压裂工艺的优化
目前水平井体积压裂工艺主要分为两大类，即连续油管拖动分段压裂和桥塞分段压裂，通过在A块两种压裂工艺对比试验，连续油管拖动分段压裂工艺虽然分段精细、施工简单，但压裂排量小、设备承压低，不足以形成复杂裂缝低，而“桥塞分段+分簇射孔+复合压裂”的压裂工艺虽然需重复起下射孔及压裂管柱，但桥塞密封性好，施工排量大，设备承压高，能够形成复杂的裂缝网络，因此优选出桥塞分段压裂是有效改造储层的压裂工艺。
根据不同油藏特征以及油井生产特点确定桥塞类型，由于压裂放喷高液量可促进可溶桥塞的快速溶解，而放喷后液量低、见油快的特点不利于可溶桥塞的溶解，影响压裂效果，因此确定了可溶式桥塞适用于A块等区块压裂放喷后高液量的水平井，B块压裂放喷后低液量见油快的水平井桥塞的选择有待继续研究。
3.应用效果分析
3.1水平井储层钻遇率高，难采储量动用程度提高
目前已投产的9口水平井钻遇油层/差油层524m/57层，平均单井储层钻遇率96.8%，油层钻遇率79.2%。通过水平井体积压裂技术动用井间及边部难采储量151×104t。
3.2压裂波及体积大，储层得到充分改造
通过水平井邻井微地震监测，结果显示所有破裂事件均发生在井轨迹周围，水平井周围形成复杂缝网，储层得到充分改造，达到了体积压裂的目的。
3.3体积压裂效果好，区块产量翻番
A、B块6口水平井投产后，区块日产油分别由77t、25t上升至122t、42t。促使A、B块地质储量采油速度分别由0.40、0.22上升至0.68、0.34，推进区块产能上升。
4 结论及建议
（1）水平井体积压裂可行性论证是充分动用低渗油藏难采储量的基础。
（2）水平井体积压裂分层系部署开发是存在隔层油藏充分改造储层的关键。