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摘要：目前国内外针对致密油的开发取得显著的效果，其中水平井体积压裂技术是关键，也是国内外石油行业致密油开发主要应用的开发手段。体积压裂技术具有大排量、小砂比、造缝能力强的特点，目前该技术越来越多的应用到低渗—特低渗油藏中，并取得非常好的开发效果。大民屯凹陷沈257沙四段储层埋藏深，物性差，边部储量直井难以开发。通过引进先进理念，依托水平井体积压裂技术，立足于油藏整体改造，开展特低渗储层甜点预测研究，最大限度地动用储量，盘活低品位难采储量，实现油藏整体开发。
关键词：大民屯;沈257;水平井;体积压裂
前言
大民屯凹陷西斜坡构造带沈257块含油目的层有沙四段和元古界潜山，本次研究目的层为沙四段，为近岸水下扇沉积，主要发育大套砂砾岩，油层埋藏深，储层巨厚，物性差，储层类型为低孔特低渗储层。低渗透砂岩油藏開发技术不断改进，大型压裂技术得到成功运用，提高了单井产量和经济效益，使难动用的特低渗油藏地质储量得到动用[1]。通过引进致密油水平井体积压裂开发理念，立足油藏整体改造，最大限度地提高储量动用程度，实现西斜坡构造带沙四特低渗油藏整体开发动用。同时可以形成一套水平井体积压裂井位部署、靶点设计优化、压裂参数优化设计等技术研究体系，确保现场实施效果和经济效益达标，水平井体积压裂技术的成功应用，创新了一条低渗-特低渗油藏开发的新思路，利用该技术现场实施过程中总结的经验和技术参数，指导同类油藏以及潜山特低渗油藏的开发，实现大民屯凹陷低品位储量高效开发动用。
1 油藏地质情况
沈257块沙四段可划分为沙四上、下两个亚段。采用井震资料相结合，进行构造精细解释分析断裂系统特征。经历了多期构造运动，断裂发育。断层活动期主要在S4、S3期，对沈257断块油气运移和储集的控制作用十分明显。S4下地层主要发育三条北东走向和四条近东西走向的正断层，其中油气分布主要受两条北东走向的主干断层控制。
沈257块沙四下段储层相对发育，岩性主要有细砂岩、砂砾岩和角砾岩，以细砂岩为主。平面上发育比较稳定，连通性好，储层孔隙发育较差，孔隙类型以粒间孔为主。岩心分析孔隙度一般在15%～20%，平均17.1%，渗透率为1.05～2.94×10-3mm2，平均为1.89×10-3mm2，测井解释孔隙度偏低，渗透率偏高，总体上为中孔特低渗储层。平面上储层发育比较稳定，连通性好，储层孔隙发育较差，孔隙类型以粒间孔为主。根据本区的压汞分析资料，储层孔隙结构以低孔、特低渗、细-微细喉不均匀型为主。砂砾岩孔喉半径主要集中于0.025～0.4μm。砂岩孔喉半径主要集中于0.16～1μm。
综合地震波形反射特征、岩性组合、产能情况预测有利储层展布，建立波形反射特征与产能对应关系图，以单井为中心切放射状剖面，依据含油砂体波形特征，刻画主力含油砂体平面、纵向展布范围。
依据直井测井解释结论，以地震波形特征为约束，参照波形相似性和空间距离两个因素对储层进行反演预测，根据反演结果分析，研究区沙四下段砂砾体反演平面预测呈现三个个波阻抗高值区，地震相剖面呈现出三个个透镜体，据此将研究区沙四下段砂砾岩体平面上划分为三个个扇体，依次为沈257扇体、沈358扇体、沈268扇体。
2 试油试采分析区块产能特征
沈257块初期产量具有以下特征：（1）油井自然产能较低，压裂可获得较高产能;（2）产量递减较快、初期动液面下降快，表明储层供油半径小;（3）天然能量微弱，一次采收率低。油井压裂投产初期产量较高，但递减快，表现出油藏天然能量较微弱的特点。借鉴北京勘探开发研究院成果，对于低渗透油藏，采用衰竭式开发，溶解气油比和地层压力系数是影响天然能量采收率的关键因素，本块为常规油藏，压力系数1.0左右，原始溶解气油比40～50m?/m?，由图版预测沈257块天然能量采收率为10%～15%。沈358-沈268块天然能量采收率为6%～7%。
3合理井网井距研究
油气田开发中合理井网的研究一直是人们重视的课题[1]， 根据层系划分与组合原则，本块属中等储量丰度，综合考虑储层发育状况，确定采用一套层系开发。借鉴大庆油田低渗透油藏注水开发经验，大庆油田Ⅰ、Ⅱ类可注水开发，Ⅲ类水驱难以动用。通过数值模拟、经验公式计算，沈257块注水开发水驱采收率为23%。从沈257边部直井生产情况来看，目前平均单井累产油在3000万吨左右，开发效果较差。综合考虑，采用直平组合井网，以水平井为主，分层部署，利用直井落实储层、监测压裂缝及后期适当注水补充能量。通过对比直井与水平井适用地质条件，结合本块储层发育特点，纵向上各组叠加连片分布区域较小，确定以水平井为主进行分层开发。对比分析不同水平井段长度时累积产油量变化规律，可以看出随着水平井长度的增加，累积产油量先增加后变缓，结合经济评价结果，确定最优水平井长度为800m，根据压裂裂缝监测，人工裂缝方向为北东向，水平井方向应垂直或者斜交裂缝方向，因此，确定沈257块水平井方向为东西向或北西向。从采出程度对比曲线可以看出（图23），井距越小采出程度越高，开发效果越好。当井距从400m到300m的过程中，采出程度随井距的变化比较明显，当井距从300m缩小到250m的时，采出程度的提高不如大井距时提高明显，可知采用250m左右的井距开发是比较合适的，
4 体积压裂方案优化设计
体积压裂是通过水力压裂对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张，实现对天然裂缝岩石层理的沟通，从而将可以进行渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流，面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率[3]。
本次研究开展分段选取方法、射孔簇点位置确定等压裂参数进行优化，提高储层改造体积，扩大泄油面积，提高单井产量。调研Sanish油田189口井及EST油田40口井不同段数初期产量及递减情况，平均段长70-100m初期产量最高、递减较缓。据赵政璋等著《致密油气》及国内油田体积压裂统计，压裂段长在70-100m。确定分段原则：①段间最好能够有稳定隔层段，避免干扰;②减小段内储层非均质性，岩性、物性、脆性、水平应力等差异，易于产生复杂裂缝;③对优质油层进行细分切割分段，发挥优各段油层增产潜力。射孔簇设计原则：①射孔簇保证设计在优质油层段上，脆性指数相近的点，保证射孔簇能同时起裂;②段内隔夹层发育增加射孔簇、减小簇间距，储层连续、均质适当拉大簇间距;③选择固井质量较好的地方射孔。综合考虑储层地质品质、缝高控制、压窜风险规避等，确定各段加砂规模和施工排量。纵向上隔夹层发育，缝高延伸受阻，增大施工排量;距邻井近，考虑压窜风险，适当控制压裂规模，减少液量及加砂量;段内改造长度大、油层品质好，适当增大压裂规模。水平段指端方向油层连续性变差，缝高延伸受阻，通过大排量施工提高储层纵向动用程度。
5 实施效果
沈257块目前共投产水平井11口，压裂段数从四段到九段不等，分析产能利用累计平均日产油计算，区块油井见油时间都比较快，经过两三个月即到达产量高峰，且递减率较低，水平井体积压裂效果比较显著。分析区块产量与油层钻遇裂缝、压裂规模、水平段长度、返排率等因素相关。储层和油层钻遇率越高，油井产量越好，递减率越低，油层发育状况是油井产量的主控因素，油井一年期平均产量与返排率负相关，说明油井生产时返排的越快，压裂缝闭合的几率越大，油井递减的越快。
6 结论
1、大民屯凹陷西斜坡构造带沙四储层为水下扇砂体沉积，油层埋藏深，储层巨厚，物性差，储层类型为低孔特低渗储层，利用常规开发方式无法有效开发动用该块低品位储量。
2、贫中找富，差中选优，以水平井体积压裂技术为依托，整体改造低渗-特低渗油藏，能最大限度提高储量动用率，实现特低品位储量的有效动用。
3、根据沙四段实际储层参数建立机理模型，对油藏工程关键参数进行优化设计，指导井位部署。综合分析，确定水平井长度800m左右，位置在油层中部，井距200-250m，走向与最大主应力方向垂直，各参数可根据储层发育等实际情况适当调整。
4、通过投产水平井控产因素分析，油井产量的主控因素是油层发育状况，其次是压裂规模、水平段长度及返排率。
参考文献
[1] 袁自学，特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法，石油勘探与开发，2014.6， 341-348;
[2] 彭昱强，油气田开发井网研究综述，大庆石油地质与开发，2002.6（21）， 21-25;
[3] 张军涛，水平井体积压裂技术在黄陵致密油区的研究和实践，非常规油气，2018.6（3）， 84-87;
关键词：大民屯;沈257;水平井;体积压裂
前言
大民屯凹陷西斜坡构造带沈257块含油目的层有沙四段和元古界潜山，本次研究目的层为沙四段，为近岸水下扇沉积，主要发育大套砂砾岩，油层埋藏深，储层巨厚，物性差，储层类型为低孔特低渗储层。低渗透砂岩油藏開发技术不断改进，大型压裂技术得到成功运用，提高了单井产量和经济效益，使难动用的特低渗油藏地质储量得到动用[1]。通过引进致密油水平井体积压裂开发理念，立足油藏整体改造，最大限度地提高储量动用程度，实现西斜坡构造带沙四特低渗油藏整体开发动用。同时可以形成一套水平井体积压裂井位部署、靶点设计优化、压裂参数优化设计等技术研究体系，确保现场实施效果和经济效益达标，水平井体积压裂技术的成功应用，创新了一条低渗-特低渗油藏开发的新思路，利用该技术现场实施过程中总结的经验和技术参数，指导同类油藏以及潜山特低渗油藏的开发，实现大民屯凹陷低品位储量高效开发动用。
1 油藏地质情况
沈257块沙四段可划分为沙四上、下两个亚段。采用井震资料相结合，进行构造精细解释分析断裂系统特征。经历了多期构造运动，断裂发育。断层活动期主要在S4、S3期，对沈257断块油气运移和储集的控制作用十分明显。S4下地层主要发育三条北东走向和四条近东西走向的正断层，其中油气分布主要受两条北东走向的主干断层控制。
沈257块沙四下段储层相对发育，岩性主要有细砂岩、砂砾岩和角砾岩，以细砂岩为主。平面上发育比较稳定，连通性好，储层孔隙发育较差，孔隙类型以粒间孔为主。岩心分析孔隙度一般在15%～20%，平均17.1%，渗透率为1.05～2.94×10-3mm2，平均为1.89×10-3mm2，测井解释孔隙度偏低，渗透率偏高，总体上为中孔特低渗储层。平面上储层发育比较稳定，连通性好，储层孔隙发育较差，孔隙类型以粒间孔为主。根据本区的压汞分析资料，储层孔隙结构以低孔、特低渗、细-微细喉不均匀型为主。砂砾岩孔喉半径主要集中于0.025～0.4μm。砂岩孔喉半径主要集中于0.16～1μm。
综合地震波形反射特征、岩性组合、产能情况预测有利储层展布，建立波形反射特征与产能对应关系图，以单井为中心切放射状剖面，依据含油砂体波形特征，刻画主力含油砂体平面、纵向展布范围。
依据直井测井解释结论，以地震波形特征为约束，参照波形相似性和空间距离两个因素对储层进行反演预测，根据反演结果分析，研究区沙四下段砂砾体反演平面预测呈现三个个波阻抗高值区，地震相剖面呈现出三个个透镜体，据此将研究区沙四下段砂砾岩体平面上划分为三个个扇体，依次为沈257扇体、沈358扇体、沈268扇体。
2 试油试采分析区块产能特征
沈257块初期产量具有以下特征：（1）油井自然产能较低，压裂可获得较高产能;（2）产量递减较快、初期动液面下降快，表明储层供油半径小;（3）天然能量微弱，一次采收率低。油井压裂投产初期产量较高，但递减快，表现出油藏天然能量较微弱的特点。借鉴北京勘探开发研究院成果，对于低渗透油藏，采用衰竭式开发，溶解气油比和地层压力系数是影响天然能量采收率的关键因素，本块为常规油藏，压力系数1.0左右，原始溶解气油比40～50m?/m?，由图版预测沈257块天然能量采收率为10%～15%。沈358-沈268块天然能量采收率为6%～7%。
3合理井网井距研究
油气田开发中合理井网的研究一直是人们重视的课题[1]， 根据层系划分与组合原则，本块属中等储量丰度，综合考虑储层发育状况，确定采用一套层系开发。借鉴大庆油田低渗透油藏注水开发经验，大庆油田Ⅰ、Ⅱ类可注水开发，Ⅲ类水驱难以动用。通过数值模拟、经验公式计算，沈257块注水开发水驱采收率为23%。从沈257边部直井生产情况来看，目前平均单井累产油在3000万吨左右，开发效果较差。综合考虑，采用直平组合井网，以水平井为主，分层部署，利用直井落实储层、监测压裂缝及后期适当注水补充能量。通过对比直井与水平井适用地质条件，结合本块储层发育特点，纵向上各组叠加连片分布区域较小，确定以水平井为主进行分层开发。对比分析不同水平井段长度时累积产油量变化规律，可以看出随着水平井长度的增加，累积产油量先增加后变缓，结合经济评价结果，确定最优水平井长度为800m，根据压裂裂缝监测，人工裂缝方向为北东向，水平井方向应垂直或者斜交裂缝方向，因此，确定沈257块水平井方向为东西向或北西向。从采出程度对比曲线可以看出（图23），井距越小采出程度越高，开发效果越好。当井距从400m到300m的过程中，采出程度随井距的变化比较明显，当井距从300m缩小到250m的时，采出程度的提高不如大井距时提高明显，可知采用250m左右的井距开发是比较合适的，
4 体积压裂方案优化设计
体积压裂是通过水力压裂对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张，实现对天然裂缝岩石层理的沟通，从而将可以进行渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流，面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率[3]。
本次研究开展分段选取方法、射孔簇点位置确定等压裂参数进行优化，提高储层改造体积，扩大泄油面积，提高单井产量。调研Sanish油田189口井及EST油田40口井不同段数初期产量及递减情况，平均段长70-100m初期产量最高、递减较缓。据赵政璋等著《致密油气》及国内油田体积压裂统计，压裂段长在70-100m。确定分段原则：①段间最好能够有稳定隔层段，避免干扰;②减小段内储层非均质性，岩性、物性、脆性、水平应力等差异，易于产生复杂裂缝;③对优质油层进行细分切割分段，发挥优各段油层增产潜力。射孔簇设计原则：①射孔簇保证设计在优质油层段上，脆性指数相近的点，保证射孔簇能同时起裂;②段内隔夹层发育增加射孔簇、减小簇间距，储层连续、均质适当拉大簇间距;③选择固井质量较好的地方射孔。综合考虑储层地质品质、缝高控制、压窜风险规避等，确定各段加砂规模和施工排量。纵向上隔夹层发育，缝高延伸受阻，增大施工排量;距邻井近，考虑压窜风险，适当控制压裂规模，减少液量及加砂量;段内改造长度大、油层品质好，适当增大压裂规模。水平段指端方向油层连续性变差，缝高延伸受阻，通过大排量施工提高储层纵向动用程度。
5 实施效果
沈257块目前共投产水平井11口，压裂段数从四段到九段不等，分析产能利用累计平均日产油计算，区块油井见油时间都比较快，经过两三个月即到达产量高峰，且递减率较低，水平井体积压裂效果比较显著。分析区块产量与油层钻遇裂缝、压裂规模、水平段长度、返排率等因素相关。储层和油层钻遇率越高，油井产量越好，递减率越低，油层发育状况是油井产量的主控因素，油井一年期平均产量与返排率负相关，说明油井生产时返排的越快，压裂缝闭合的几率越大，油井递减的越快。
6 结论
1、大民屯凹陷西斜坡构造带沙四储层为水下扇砂体沉积，油层埋藏深，储层巨厚，物性差，储层类型为低孔特低渗储层，利用常规开发方式无法有效开发动用该块低品位储量。
2、贫中找富，差中选优，以水平井体积压裂技术为依托，整体改造低渗-特低渗油藏，能最大限度提高储量动用率，实现特低品位储量的有效动用。
3、根据沙四段实际储层参数建立机理模型，对油藏工程关键参数进行优化设计，指导井位部署。综合分析，确定水平井长度800m左右，位置在油层中部，井距200-250m，走向与最大主应力方向垂直，各参数可根据储层发育等实际情况适当调整。
4、通过投产水平井控产因素分析，油井产量的主控因素是油层发育状况，其次是压裂规模、水平段长度及返排率。
参考文献
[1] 袁自学，特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法，石油勘探与开发，2014.6， 341-348;
[2] 彭昱强，油气田开发井网研究综述，大庆石油地质与开发，2002.6（21）， 21-25;
[3] 张军涛，水平井体积压裂技术在黄陵致密油区的研究和实践，非常规油气，2018.6（3）， 84-87;