石南21井區(qū)油井壓裂增產(chǎn)工藝

丁克保 祖帕爾·卡斯木 韓飛鵬 呂振華 李佳琦

新疆油田采油工藝研究院

石南21井區(qū)油井壓裂增產(chǎn)工藝

丁克保 祖帕爾·卡斯木 韓飛鵬 呂振華 李佳琦

新疆油田采油工藝研究院

對石南21井區(qū)新區(qū)開發(fā)“注采同步”的特點和壓裂對油藏平面造成的非均質(zhì)性問題，開展石南21井區(qū)侏羅系頭屯河組油藏壓裂工藝研究。通過大量的生產(chǎn)、監(jiān)測數(shù)據(jù)，三維壓裂模型歷史擬合與預(yù)測分析得出結(jié)論，壓裂井表皮系數(shù)為-5.8，其米采油指數(shù)在0.102～0.254 t(d·MPa)，近井帶地層污染基本得到解除，儲層、油層的完善程度顯著提高；對水力裂縫參數(shù)、生產(chǎn)效果對比分析表明，先導(dǎo)試驗井達到了增產(chǎn)的目的，后續(xù)壓裂井應(yīng)繼續(xù)優(yōu)化設(shè)計方案，提高水力裂縫導(dǎo)流能力，即提高砂比、砂量來進一步強化和完善油層。

壓裂；裂縫采收率；滲透率；排量；前置液；參數(shù)優(yōu)化

1 井區(qū)概況

石南21井區(qū)侏羅系頭屯河組油藏沉積相為辮狀河沉積，其沉積亞相為水道沉積。巖性為灰色、深灰色細砂巖，中砂巖和少量不等粒砂巖巖屑。石英含量為28.48%，長石為20.7%，含34%凝灰?guī)r，其余為少量花崗巖、霏細巖等。膠結(jié)物為方解石、硅質(zhì)、鐵白云石、氧化鐵。膠結(jié)類型為壓嵌和孔隙-壓嵌。儲層具有中等偏強的鹽敏、中等偏強的水敏、中等的水敏和中等偏弱的速敏?；緮?shù)據(jù)見表1。

表1 油層基本數(shù)據(jù)

2 壓裂增產(chǎn)的影響因素

2.1 水力裂縫方位、長度對布井方式的影響

（1）在水力裂縫方位有利時，不同的縫長（即不同的作業(yè)規(guī)模）對單井生產(chǎn)有一定的影響。節(jié)點分析表明：在縫長75 m與縫長150 m兩種情況下，一年后的單井日產(chǎn)量相差8%～25%，兩年后的產(chǎn)量相差只有8%，而累積產(chǎn)量前者（縫長75 m）比后者（縫長150 m）高出2.6%～5.4%。

（2）裂縫方位不利時的預(yù)測初期產(chǎn)量雖然比方位有利的高一些，但裂縫方位有利時累積無水采油期、累積產(chǎn)量都比裂縫方位不利時高。

（3）從壓裂井的生產(chǎn)動態(tài)看，在裂縫方位有利時，壓裂可以增加累積產(chǎn)油量，提高采出程度，提高采油速度。

（4）在裂縫方位有利時，裂縫長度較大，雖然在短時期內(nèi)有著較高的采油速度，但后期生產(chǎn)遞減較快；裂縫方位不利、裂縫較長時，進入注水開發(fā)期，含水上升明顯加快。

2.2 滲透率對改造方式及水力裂縫的影響

圖1是地層滲透率與水力裂縫長度的關(guān)系。由圖1看出，地層處于常規(guī)情況下單翼縫長控制在100～150 m是合理的，穿透比是有效的；否則，過大的前置液量理論上能造就長縫，實際上無效穿透的風(fēng)險在增加。

圖1 地層滲透率與水力裂縫半長關(guān)系

國內(nèi)外注水開發(fā)低滲油藏的經(jīng)驗認為，注采井進行壓裂時縫長的總和與注采井距有如下關(guān)系[1]

石南21井區(qū)頭屯河組油藏井網(wǎng)為300 m×425 m，即水力壓裂時的極限單翼縫長應(yīng)小于150 m。

2.3 裂縫長度對采收率的影響

為了研究縫長對無水采收率的影響，在裂縫導(dǎo)流能力不變的情況下（22.5μm2?cm），分別計算了相對縫長比（裂縫長度與角井井距之比xflf）為0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7時的采出程度[2]。無水采收率在xflf≤0.3以前采出程度變化很小，而大于0.3后將急劇下降。xflf≤0.3時，裂縫的存在不會對掃油效率產(chǎn)生太大的影響，這是因為裂縫越短，導(dǎo)致的非均質(zhì)性越弱，對水驅(qū)油效率影響就越小，而長縫時正好相反[3]。

石南21井區(qū)頭屯河組油藏生產(chǎn)層段單一，微地震裂縫監(jiān)測時一般只能看到1條裂縫。綜合以上分析研究成果，考慮到油藏今后注水開發(fā)及提高油藏整體的采收率需求，支撐縫長（施工規(guī)模）在90～120 m范圍內(nèi)是合理的。

采用GOHFER壓裂軟件對兩口壓裂井進行水力裂縫幾何尺寸反演模擬，擬合結(jié)果與方案要求基本對應(yīng)。

3 施工參數(shù)優(yōu)化

（1）有效厚度條件下施工參數(shù)、產(chǎn)能預(yù)測計算與優(yōu)化。依據(jù)已壓裂井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)校核地層參數(shù)，采用三維壓裂模型，先進行單井產(chǎn)量的歷史擬合，見圖2。然后在不同有效厚度條件下，考察裂縫幾何尺寸的變化并預(yù)測壓后產(chǎn)量。

（2）不同砂液比條件下裂縫幾何尺寸及產(chǎn)量預(yù)測。改變支撐劑的鋪置濃度可以使裂縫導(dǎo)流能力明顯改善。從API短期導(dǎo)流能力試驗結(jié)果可以看出，鋪置濃度從2.5 kg/m2增加到10 kg/m2，導(dǎo)流能力在閉合壓力的每個點上都有明顯的增加，見圖3。根據(jù)支撐劑鋪置濃度對裂縫導(dǎo)流能力的影響程度，選擇5～10 kg/m2的裂縫鋪置濃度為宜。

圖2 SN6007井實際與預(yù)測的生產(chǎn)數(shù)據(jù)

圖3 不同砂比條件下初期產(chǎn)量和90天的產(chǎn)量預(yù)測

（3）排量的優(yōu)化。排量對其他參數(shù)的控制最為敏感，排量參數(shù)的優(yōu)選是選擇其他作業(yè)參數(shù)的前提。排量加大，有利于提高砂比，形成較寬的裂縫，導(dǎo)流能力加大；排量提高可減少濾失，保護地層和裂縫，增加初期產(chǎn)量，增加效益。導(dǎo)流能力隨著時間呈遞減趨勢，滿足不了辛科準則(Cr=(KW)f πKXf)要求，因此控制長期累積產(chǎn)量的還是縫長[4]。先計算出不同排量下，裂縫幾何尺寸的變化情況，再根據(jù)設(shè)備作業(yè)能力，在確保施工安全的情況下，結(jié)合現(xiàn)場壓裂試驗的分析結(jié)果，排量選擇在2.0～2.7 m3/min。

（4）前置液量優(yōu)化。前置液對水力壓裂造縫、充填支撐劑起重要作用。前置液量大，地層二次污染程度增加，對油田長期開采有一定影響；前置液量小，滿足不了增加地層泄流面積的需求，增產(chǎn)力度受限。根據(jù)井溫測試與擬合分析，動態(tài)水力裂縫已滿足井網(wǎng)匹配要求，計算了不同油層有效厚度、不同前置液百分比對單井產(chǎn)能的理論影響。

4 實施情況

2003～2007年，現(xiàn)場作業(yè)153井次，壓裂井分布在整個石南21井區(qū)開發(fā)井組。壓裂井射孔后，采取抽吸、液氮舉升、替油等誘噴方式，如不出油或低產(chǎn)則采取壓裂投產(chǎn)。壓裂后初期都有較好的自噴生產(chǎn)效果，有些井壓后不能自噴立即轉(zhuǎn)抽，產(chǎn)量仍然較高，表2是施工參數(shù)平均數(shù)據(jù)。

表2 施工參數(shù)統(tǒng)計

5 結(jié)語

（1）壓裂井系統(tǒng)試井表明，壓裂井表皮系數(shù)為-5.8，其米采油指數(shù)在 0.102～0.254 t(d·MPa)，近井帶地層污染基本得到解除，儲層、油層的完善程度顯著提高。

（2）壓裂后的生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明，石南21井區(qū)侏羅系頭屯河組油藏砂體是連續(xù)且穩(wěn)定分布的。

（3）從方案設(shè)計思路上，必須突破過去傳統(tǒng)模式，平面、剖面上邊井和角井應(yīng)根據(jù)所處地理位置及長期注水有利、不利原則考慮規(guī)模，采取相應(yīng)的壓裂工藝方式（對于部分距油水界面較近的井的壓裂應(yīng)反復(fù)論證，采取相應(yīng)工藝措施，如控水壓裂、防砂壓裂、端部脫砂壓裂工藝）。

（4）各種資料、數(shù)據(jù)分析表明，人工裂縫支撐縫長為80～112 m，高度20～30 m，從開發(fā)方案井網(wǎng)、井距對比，目前的人工裂縫方位對注水采油是有利的。

（5）針對壓裂井沉砂出砂情況，進行相應(yīng)的出砂機理及防砂技術(shù)研究，篩選出適應(yīng)的壓裂防砂工藝，建議采用尾追樹脂覆膜砂。

（6）通過水力裂縫參數(shù)、生產(chǎn)效果等對比分析表明，先導(dǎo)試驗井達到了增產(chǎn)的目的，后續(xù)壓裂井應(yīng)繼續(xù)優(yōu)化設(shè)計方案，提高水力裂縫導(dǎo)流能力，即提高砂比、砂量來進一步強化和完善油層。

[1]萬仁溥，羅英?。捎图夹g(shù)手冊（第九分冊）?壓裂酸化技術(shù)[M]．北京：石油工業(yè)出版社，1998．

[2]程木林，楊萬有，趙驪川，等．加密井區(qū)油井壓裂增產(chǎn)技術(shù)[J]．石油鉆采工藝，2006，28（6）：69-71．

[3]王鴻勛，張士誠．水力壓裂設(shè)計數(shù)值計算方法[M]．北京：石油工業(yè)出版社，1998．

[4]楊德奎．深層稠油油藏壓裂增產(chǎn)試驗研究[J]．油氣田地面工程，2008，27（7）：17-18．

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.5.002

丁克保：高級工程師，2008年畢業(yè)于西南石油學(xué)院油氣田開發(fā)專業(yè)，主要從事油氣藏增產(chǎn)方面的研究和技術(shù)服務(wù)工作。

13899561902、dingkebao@petrochina.com.cn

（欄目主持 楊 軍）

基金論文：陜西省高校省級重點實驗室科研項目(2010JS034)、教育部人文社會科學(xué)研究規(guī)劃基金項目(10YJA790185)和國家自然科學(xué)基金（90610012）資助。