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    塔中油田順9井區(qū)超深超低滲水平井分段壓裂技術(shù)

    2013-10-17 07:30:20楊勝來
    特種油氣藏 2013年4期
    關(guān)鍵詞:半長橫波導(dǎo)流

    張 燁,楊勝來,趙 兵

    (1.中國石油大學(xué),北京 102249;2.中石化西北油田分公司,新疆 烏魯木齊 830011)

    引 言

    塔中油田順9井區(qū)志留系儲層埋深為5500~5650 m,地溫梯度為0.023℃/m,平均孔隙度為7.5%,試井滲透率為 0.158 ×10-3μm2,屬于典型的特低孔、超低滲油藏。該區(qū)水平井分段壓裂主要面臨以下難題:①儲層非均質(zhì)性強,裂縫級數(shù)優(yōu)化難度大;②底水發(fā)育,油層距底水僅20 m,造長縫與控縫高存在矛盾;③超深、高溫的油藏條件對井下工具性能要求高。

    順9CH井完鉆井深為5578.56 m(垂深)/6444.00 m(斜深),水平段長675 m。

    本文以順9CH井為例,通過油藏建模,優(yōu)化水平井裂縫級數(shù),在地應(yīng)力特征分析基礎(chǔ)上,采用壓裂設(shè)計軟件優(yōu)化控縫高方案,現(xiàn)場應(yīng)用取得了成功。

    1 分段壓裂級數(shù)優(yōu)化

    1.1 數(shù)學(xué)模型

    1.1.1 油藏模型

    模型假設(shè)條件為:①油藏內(nèi)的流動為三維兩相流動,油層水平;②油藏非均質(zhì),其滲透率具有各向異性;③地層和流體均微可壓縮,且壓縮系數(shù)保持不變;④忽略重力和毛管力影響;⑤考慮超低滲油藏啟動壓力。

    式中:Ke為儲層絕對滲透率,10-3μm2;po、pw分別為油相、水相的分流體壓力,MPa;qo、qw分別為油、水流量,m3/s;ρw、ρo分別為油相、水相的密度,g/cm3;Sw、So、Swc分別為含水飽和度、含油飽和度和束縛水飽和度,%;φ 為孔隙度,%;μw、μo分別為水相、油相的黏度,mPa·s;G為啟動壓力梯度,MPa/m。

    1.1.2 裂縫模型

    假設(shè)條件為:①裂縫均質(zhì),其滲透率具有各向同性;②考慮裂縫導(dǎo)流能力隨生產(chǎn)時間失效;③裂縫中流體的流動為達西流動。

    式中:Kf為裂縫滲透率,10-3μm2;Krof、Krwf分別為裂縫中油相、水相的相對滲透率;Bo、Bw分別為油相、水相的體積系數(shù);pf為裂縫內(nèi)的流動壓力,MPa;Kf0為人工裂縫初始滲透率,10-3μm2;b為遞減系數(shù);t為生產(chǎn)時間,d。

    1.1.3 邊界條件

    根據(jù)順9CH井超低滲的特點,模擬計算時取油藏外邊界為封閉邊界,邊界處流量和壓力梯度均為零,將油藏模型和裂縫模型聯(lián)立后采用IMPES方法進行求解[1-2]。

    1.2 裂縫級數(shù)優(yōu)化

    對順9井進行歷史擬合,界定油藏模型的相關(guān)參數(shù):儲層滲透率為0.158×10-3μm2,裂縫半長為141 m,裂縫導(dǎo)流能力為 200 ×10-3μm2·m。利用順9井的油藏參數(shù),結(jié)合順9CH井的測井等數(shù)據(jù),通過自編程序進行模擬計算。

    1.2.1 裂縫條數(shù)優(yōu)化

    模擬計算裂縫段數(shù)對年產(chǎn)油量的影響(圖1),順9CH井的年產(chǎn)油量隨裂縫段數(shù)增加而增加,增加幅度隨裂縫段數(shù)增加而下降,推薦最優(yōu)裂縫條數(shù)為6~7條。

    圖1 順9CH井壓裂段數(shù)優(yōu)化

    1.2.2 裂縫半長優(yōu)化

    對于超低滲油藏,增加裂縫半長可有效提高單井泄油面積,降低近井生產(chǎn)壓差,達到提高改造效果的目的[3]。模擬計算裂縫半長對壓裂效果的影響(圖2),以年產(chǎn)油量為目標(biāo),最優(yōu)裂縫半長為160~180 m。

    圖2 順9CH井裂縫半長優(yōu)化

    1.2.3 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

    根據(jù)國內(nèi)外低滲透油藏水平井分段壓裂改造經(jīng)驗,低滲油藏對人工裂縫導(dǎo)流能力要求不高[3],模擬計算結(jié)果顯示順9CH井最優(yōu)導(dǎo)流能力為180×10-3~200 ×10-3μm2·m(圖3)。

    圖3 順9CH井裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

    2 控縫高設(shè)計

    2.1 地應(yīng)力剖面計算

    地應(yīng)力預(yù)測主要采用橫波、縱波和密度測井進行[3]。順9CH井僅水平段進行過橫波測井,需要建立垂直剖面橫波預(yù)測模型。巖石物理研究表明:橫波對孔隙度、縱波和泥質(zhì)含量敏感[4-5],根據(jù)水平段實測橫波與中子孔隙度、縱波和泥質(zhì)含量的多元相關(guān)性分析,建立橫波預(yù)測模型。

    式中:Ts、Tc分別為橫波時差、縱波時差,μs/ft;VSH為泥質(zhì)含量,%;ΦN為中子孔隙度,%。

    根據(jù)式(6)進行直井段橫波預(yù)測,采用Anderson地應(yīng)力模型進行垂向地應(yīng)力剖面計算[3],結(jié)果為94 MPa,實際測試壓裂閉合壓力為92.3 MPa,誤差為1.8%,可以滿足設(shè)計需要。

    2.2 控縫高設(shè)計

    控縫高技術(shù)目前主要采用降低液體黏度、加入下沉劑、降低排量和控制規(guī)模等方法。順9CH井壓裂目的層上部為43 m的泥巖蓋層(層間應(yīng)力差為9 MPa)和12.5 m/2層差油氣層;下部泥巖隔層薄(層間應(yīng)力差為7 MPa),要求縫高小于60 m。

    FracproPT2011壓裂軟件模擬結(jié)果(圖4)表明:采用壓裂液黏度控制縫高,最佳的前置液黏度為70~90 mPa·s,該結(jié)果與目前推薦的50~100 mPa·s壓裂液黏度相一致。

    圖4 液體黏度對縫高的影響

    控縫高下沉劑應(yīng)具備適宜的沉降速度和良好的封堵效應(yīng)。通過對下沉劑滲透率及下沉速度進行評價(圖5、6),并結(jié)合國內(nèi)經(jīng)驗,采用100目(0.15 mm)石英砂作為下沉劑,加砂濃度為7%(120 kg/m3)。同時,圖4表明,在本例中,在相同液體黏度下,加入下沉劑后縫高降低2 m左右。

    圖5 下沉劑滲透率評價

    圖6 下沉劑沉降速度評價

    圖7 施工排量對縫高的影響

    經(jīng)驗表明施工排量越高,裂縫高度越大(圖7)。為了避免縫高過大,施工排量應(yīng)適當(dāng)控制。通過數(shù)值模擬,結(jié)合順9CH井控縫高及攜砂要求,推薦采用4.5~5.0 m3/min。

    通過對順9CH井進行多參數(shù)的系統(tǒng)方案優(yōu)化,優(yōu)選線性膠作為前置液造縫、凍膠攜砂組合方式(表1)。

    表1 順9CH井方案綜合優(yōu)化

    3 低傷害壓裂液體系優(yōu)選

    濾液與黏土礦物不配伍是造成致密儲層傷害的主要原因。優(yōu)選黏土穩(wěn)定劑為:0.2%暫時黏土穩(wěn)定劑+0.2%永久性黏土穩(wěn)定劑,溶液浸泡損失低于2%,平均毛細管吸附時間比值為0.41。

    優(yōu)選壓裂液配方為:0.048 kg/m3殺菌劑+4.2 kg/m3瓜膠+2 L/m3破乳劑+2 L/m3暫時黏土穩(wěn)定劑+2 L/m3永久性黏土穩(wěn)定劑+2 L/m3表面活性劑+0.2 L/m3消泡劑。交聯(lián)劑為:0.06%有機硼+0.12%燒堿+0.3%交聯(lián)延遲劑,交聯(lián)比為100.00∶1.24。

    該壓裂液在125℃、170s-1條件下連續(xù)剪切2 h后黏度大于100 mPa·s,基液黏度為60 mPa·s,90℃破膠,破膠液黏度為9 mPa·s,殘渣含量為589 mg/L,水不溶物含量為0.24%。

    4 現(xiàn)場實施

    支撐劑采用40目(0.45 mm)中密度、高強度陶粒,支撐劑采用 120—240—300—360—420—480 kg/m3線性加砂程序。破膠劑采用0.12~0.42 kg/m3膠囊破膠劑,隨各段返排時間及溫度場變化加入,各段施工規(guī)模根據(jù)儲層物性變化及與底水關(guān)系結(jié)合水平井生產(chǎn)特征進行差異化設(shè)計。

    2012年6月14日,對順9CH井實施了分7級的加砂壓裂施工,注入總液量為3574.8 m3,加入40目陶粒512.2 t,加入100目石英砂11.6 t。壓裂后擬合表明縫高為32.7~57.4 m,滿足設(shè)計要求。截至2012年12月9日,該井累計產(chǎn)油2557.5 t,平均日產(chǎn)油為14.8 t/d,是直井壓裂后日產(chǎn)油的3倍。

    5 結(jié)論

    (1)建立了順9井區(qū)油藏數(shù)值模型,在順9井歷史擬合的基礎(chǔ)上,對順9CH井裂縫條數(shù)、裂縫半長及導(dǎo)流能力進行了優(yōu)化設(shè)計。

    (2)建立了適合順9井區(qū)的橫波預(yù)測模型,由模型預(yù)測橫波計算的地應(yīng)力剖面與測試壓裂結(jié)果誤差小于2%,可以滿足壓裂設(shè)計需要。

    (3)壓裂后擬合結(jié)果顯示,采用控縫高措施較合理,施工過程中裂縫高度得到了有效控制。

    (4)順9CH井分段壓裂實施成功并獲得持續(xù)產(chǎn)能,是該區(qū)直井壓裂產(chǎn)能的3.5倍,說明水平井分段壓裂技術(shù)是開發(fā)低品位油藏的有效手段。

    [1]厄特金 T,阿布-卡森 J H,金 G R.實用油藏模擬技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,200:395-563.

    [2]曲占慶,溫慶志.水平井壓裂技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2009:84-114.

    [3]米卡爾J,埃克諾米德斯,肯尼斯G諾爾特.油藏增產(chǎn)措施[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002:192-195.

    [4]白俊雨,等.基于Xu-White模型橫波速度預(yù)測的誤差分析[J].地球物理學(xué)報,2012,55(2):589-595.

    [5]葛瑞·馬沃克,等.巖石物理手冊[M].合肥:中國科學(xué)技術(shù)出版社,2008:187-214.

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