西西伯利亞油田水平井壓裂作業(yè)
——保持長期生產(chǎn)達到最大值

編譯:郭麗 (中原石油勘探局工程建設(shè)總公司)

審校:付明希 (中原石油勘探局勘探開發(fā)科學(xué)研究院)

西西伯利亞油田水平井壓裂作業(yè)
——保持長期生產(chǎn)達到最大值

編譯:郭麗 (中原石油勘探局工程建設(shè)總公司)

審校:付明希 (中原石油勘探局勘探開發(fā)科學(xué)研究院)

對西西伯利亞油田2005—2006年所做壓裂水平井進行了綜合分析。討論了成功選擇壓裂水平井候選井的一系列標準,給出了壓后產(chǎn)量預(yù)測的統(tǒng)計關(guān)系曲線,對影響長期生產(chǎn)動態(tài)的重要因素作了說明。依據(jù)現(xiàn)場最佳效果和本研究結(jié)果,開發(fā)出一項新的優(yōu)化設(shè)計壓裂作業(yè)法。利用多相流油藏模擬器和擬三維壓裂模擬器對結(jié)果進行了模擬研究:①未進行壓裂的水平井產(chǎn)量 (“基礎(chǔ)”情況);②處理井動態(tài) (“真正”情況);③以新開發(fā)的優(yōu)化設(shè)計法為基礎(chǔ)的處理井動態(tài)(“理想”情況)。利用“真正”情況的擬合扇形模型確立出壓裂后影響產(chǎn)量保持長期生產(chǎn)的一些重要因素,如泄油區(qū)域油藏壓力下降,探討了重復(fù)壓裂問題。通過這些油井動態(tài)對比可以評估壓后產(chǎn)量增加以及新設(shè)計方法實施后潛在增油情況。

水平井 壓裂 模擬 壓后動態(tài) 西西伯利亞油田

1 引言

2005—2006年,在俄羅斯西西伯利亞地區(qū)Sugmutskoe油田對16口水平井進行了增產(chǎn)處理。所有處理井完井都使用割縫襯管,該類型完井不適合于壓裂,因為它限制了壓裂技術(shù)選項的實施。最終采用了常規(guī)的高速壓裂技術(shù),提高了累積采收率。

大部分井壓裂后產(chǎn)液和產(chǎn)油量很高,但其長期動態(tài)并非很好。一些井最初產(chǎn)液量相對較高,但下降也很快。一些井由于各類原因不是按預(yù)期作業(yè)進行,所以壓裂后產(chǎn)液量低,之后開始下降,降到預(yù)壓裂值以下或比其更低。而另外一些井則保持相對高的產(chǎn)液量,下降速度也慢。為獲得更好的產(chǎn)量,對其原因進行了調(diào)查研究。重點是改善作業(yè)設(shè)計,保持足夠壓力,本文的關(guān)鍵是優(yōu)化作業(yè)設(shè)計,從先前作業(yè)中吸取經(jīng)驗教訓(xùn)。

Sugmutskoe油田位于俄羅斯西西伯利亞,在 Tyumen地區(qū)的 Yamolo-Nenetsky。該油田發(fā)現(xiàn)于1987年,于1995年投產(chǎn)。Sugmutskoe油田主要含油層在BS9-2,該地層的沉積與淺海環(huán)境有關(guān),所以該油田的橫向非均質(zhì)性嚴重。與淺海沉積環(huán)境有關(guān)的許多相導(dǎo)致單一層內(nèi)性質(zhì)變化很大。該油田有45口水平井,全部是割縫襯管完井。表1對BS9-2地層參數(shù)進行了概括。

表1 BS9-2地層主要參數(shù)

2 生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析

2.1 生產(chǎn)動態(tài)概述

壓裂作業(yè)后產(chǎn)液量增加2.5～3倍,而產(chǎn)液量的增加并不意味著油井產(chǎn)油增加。一般產(chǎn)油量增加約2倍,而對一些正在研究的油井來說,產(chǎn)油量有的高達3.5～4倍,有的低于該值。對比產(chǎn)油量較高的井,有些產(chǎn)量較低的井則大部分是含水量增加。S06井,壓裂作業(yè)后含水量從 12%增加到47%。該井處理前后產(chǎn)油量基本沒變,而產(chǎn)液量增加了2倍。該油田地層產(chǎn)能指數(shù)提高3左右。圖1對壓裂前后的產(chǎn)能指數(shù)進行了比較。

2.2 產(chǎn)能指數(shù)的不確定性

需要考慮的另一因素是壓裂處理前后油井產(chǎn)量變化和與產(chǎn)量計算有關(guān)的不確定性。產(chǎn)能指數(shù)建立了產(chǎn)液量、油藏壓力和井筒流動壓力之間的關(guān)系。計算采油指數(shù)最準確的參數(shù)是產(chǎn)液量,因為它可以直接測量出來。井筒流動壓力不是特別可靠。對于本文情況,產(chǎn)能指數(shù)有些可以根據(jù)井下泵的信息數(shù)據(jù)重新計算出來,而有些可以通過測量動態(tài)液面加以計算。產(chǎn)能指數(shù)計算涉及的第三個參數(shù)是油藏壓力,它的不確定性最大。無法測量泄油區(qū)域的油藏壓力,只能推算。利用生產(chǎn)測井工具進行的研究表明,油井水平段壓力變化十分明顯。預(yù)計遠離井眼的壓力變化也是如此,壓力分布無法預(yù)測。

圖1 產(chǎn)能指數(shù)對比

假設(shè)水平井的泄油區(qū)已經(jīng)枯竭,而且任何類型的直接測量都證明了該事實。如果壓裂處理后產(chǎn)生了長的橫向裂縫,那么這類井會產(chǎn)生什么樣的結(jié)果?如果最小與最大水平應(yīng)力差不大 (這種現(xiàn)象在西西伯利亞很典型),那么產(chǎn)生的裂縫會向壓力高的區(qū)域延伸。如果裂縫會到達高壓力區(qū)域,那么基于壓裂處理前油藏壓力的評估,實際壓降會高于計算產(chǎn)能指數(shù)所假設(shè)的值,這樣可能對產(chǎn)能指數(shù)估計過高。圖2示出了這種情況。對于井S13,壓裂處理后一個月的產(chǎn)能指數(shù)值大約為7 m3/(bar·d) (1 bar=0.1 MPa),產(chǎn)能指數(shù)的增長系數(shù)大約也是7。這似乎很典型,但如果裂縫到達了具有高油藏壓力的區(qū)域,并使用該區(qū)域壓力來計算產(chǎn)能指數(shù),那么結(jié)果會更符合實際。

圖2 井S13的生產(chǎn)動態(tài)

圖2中生產(chǎn)動態(tài)對于大部分的處理井來說都比較典型。在壓裂處理前,井的產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)都相對恒定。產(chǎn)量變化的原因主要是因為水驅(qū)系統(tǒng)的改善或井下設(shè)備或酸液浸泡產(chǎn)生的變化。壓裂后,產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)值迅速增加,然后在3～8個月內(nèi)產(chǎn)量迅速遞減;之后,產(chǎn)液和產(chǎn)油量隨時間稍稍遞減,產(chǎn)能指數(shù)值較穩(wěn)定。

圖3說明了另一典型生產(chǎn)動態(tài)。作業(yè)很成功,壓裂后頭3個月產(chǎn)量很高,隨后產(chǎn)量迅速遞減。12個月后,油、液產(chǎn)量幾乎下降到起始值。從圖中可觀察到產(chǎn)量稍有增加,這是水驅(qū)的結(jié)果,但這一組壓裂后產(chǎn)量普遍增加,然后迅速下降到預(yù)壓裂值或更低。這一組有2口井,S05和S02,占總處理井的12.5%。從動態(tài)來看,這些井是最差的井。

圖3 井S05的生產(chǎn)動態(tài)

其他因素對這組井也有影響。對于井S02來說,在壓裂處理后投入生產(chǎn)前就進行了3個月的修井。修井后,其滲透率嚴重降低,還有更多的流體漏失到地層中。影響動態(tài)的另一個因素是油藏壓力。對于井S02來說,預(yù)計油藏壓力是243 bar,但根據(jù)小型壓裂數(shù)據(jù),它是170 bar;對于井S05,評估油藏壓力是180 bar。顯而易見,2口井都處于衰竭區(qū)域。

最后一組井表現(xiàn)出另一種動態(tài):處理前相當恒定,處理后產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)迅速增加,然后產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)稍稍遞減,最后產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)恒定一段時間,但比壓裂前的值高很多 (圖4)。

這一組有2口井,S14和S01,占總處理井的12.5%。從所保持的長期持續(xù)產(chǎn)量來看,這些井是最佳井。

2.3 產(chǎn)量遞減的對比

對壓裂后三組井的三個產(chǎn)量遞減剖面進行了一年期的計算。根據(jù)2007年1月前開始作業(yè)井一年多的真實數(shù)據(jù)以及其他井的外推遞減率,計算了這些井組曲線的平均值。最佳實例和最常見實例的趨勢曲線是對數(shù)曲線,最差實例是指數(shù)曲線,還進行了6個月的時間外延 (圖5)。

圖4 井S01的生產(chǎn)動態(tài)

圖5 產(chǎn)量遞減分析

處理后,最佳實例的情況是從原始值開始每年平均遞減率為20%;最常見實例情況大約為45%;最差實例大約為60%。

3 油井動態(tài)控制

3.1 液體、顆粒和支撐劑在井眼中的滯留量

Kuchuk等人認為,由于液體在井眼中的滯留,水平井的產(chǎn)量損失大約為總潛能的30%～50%。值得注意的是,井眼的部分堵塞不僅是液體或氣體造成的,還與返排的支撐劑和地層顆粒有關(guān)。當進行壓裂處理后計劃對油井進行清洗時,就要考慮“滯留效應(yīng)”,甚至在鉆井設(shè)計階段就應(yīng)該考慮,這樣可以最大程度地降低支撐劑返排。

3.2 井眼方位影響

一般假設(shè)產(chǎn)生橫向裂縫的最佳井眼方位是朝向最小水平應(yīng)力方向。對于西西伯利亞,占優(yōu)勢的最大應(yīng)力方向似乎是北—南方向,因此,產(chǎn)生橫向裂縫的最有利井眼方位應(yīng)為90°～270°。在這種情況下,裂縫似乎容易朝向最大水平應(yīng)力、垂直于井眼的方向延伸。這樣,近井眼區(qū)域的摩擦壓力損失較小。對此進行了研究,發(fā)現(xiàn)近井眼區(qū)域的摩擦壓力損失和井眼方位之間沒有關(guān)聯(lián),可能是因為最小和最大水平應(yīng)力與油藏衰竭之間的差異小。

另一因素是井眼方位對產(chǎn)量增加系數(shù)的影響。

趨勢曲線表明方位角為90°和270°的井產(chǎn)量增加系數(shù)較高,但是處理井數(shù)還不足以證明這一點。由于有些井正在進行增產(chǎn),所以實際產(chǎn)量要高一些。假定該油藏中天然裂縫網(wǎng)絡(luò)發(fā)育不是很好,那么井眼方位對成功進行增產(chǎn)處理就不是很關(guān)鍵。最后研究的是井眼方位和年產(chǎn)量遞減之間的關(guān)系。方位角為0°～50°和170°～240°的井在生產(chǎn)的頭一年產(chǎn)量遞減更多。還觀察到最佳實例井的方位值不同,該油田壓裂處理后對于大部分不同方位的井都可能達到長期持續(xù)的產(chǎn)量。

3.3 油藏壓力

該地層的原始油藏壓力是280 bar,目前油藏壓力在160～245 bar之間變化。像先前討論的那樣,當評估油藏壓力以計算水平井的產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)時存在不確定性,但壓裂時卻可以從目前的油藏壓力獲得相當準確的評估值。壓力數(shù)據(jù)分析表明,壓裂時的油藏壓力和產(chǎn)量增加系數(shù)之間沒有太大關(guān)聯(lián)。據(jù)預(yù)測,具有較好的長期動態(tài)的井,其壓力保持系統(tǒng)比動態(tài)較差、產(chǎn)量遞減快的井更好。

這些井之間距離差別不是很大,但它們的動態(tài)卻完全不同?？赡艿囊环N原因是3口注入井所在位置距離井S01不到2 km,只有一口井用于保持井S02的壓力。另一個原因可能是壓裂處理前油藏壓力不同。S01井是228 bar,S02井是170 bar。應(yīng)注意的是,假定該區(qū)域裂縫主導(dǎo)方向為北—南走向,那么就水驅(qū)來說,S01井的裂縫走向有利,而S02井的走向不利。顯而易見,在該油田保持壓力是獲得長期壓后產(chǎn)量動態(tài)的關(guān)鍵因素。用等量的水替換地層產(chǎn)出液很重要。

4 壓裂作業(yè)最優(yōu)化

就該油田和地層而言,壓裂候選井最重要的內(nèi)容是:

(1)對在枯竭地帶要鉆的井做認真分析。產(chǎn)能指數(shù)不取決于油藏壓力,但產(chǎn)量自身卻取決于油藏壓力。應(yīng)該考慮壓力保持體系不好情況下產(chǎn)量會迅速下降的情況。

(2)尋找注水前緣突進到目標井泄油區(qū)的證據(jù)。在生產(chǎn)過程中,如果井內(nèi)含水量迅速增加,就要認真分析水源,不應(yīng)該對油井進行作業(yè)處理。

(3)在目標層上下方出現(xiàn)水層的時候,應(yīng)該研究水的運移性。就該油田水平井壓裂作業(yè)而言,含水層內(nèi)水的流度還不太高,所以,一般來說壓裂作業(yè)后含水量沒有明顯增加。

4.1 最優(yōu)化方法

壓裂參數(shù)的最優(yōu)化選擇一般需要幾個步驟:先做一個總體估測,然后根據(jù)具體標準和參數(shù)條件進行若干次迭代,核算出技術(shù)/經(jīng)濟可取的參數(shù),最終獲取參數(shù)設(shè)定條件下的最優(yōu)解。壓裂作業(yè)最優(yōu)化的一項重要內(nèi)容是確定并比較不同增產(chǎn)作業(yè)情況下的產(chǎn)量,利用分析模型或多相流油藏模擬器計算壓裂后的預(yù)期產(chǎn)量。

為了預(yù)測水平井壓裂后產(chǎn)量并對壓裂參數(shù)進行優(yōu)化,過去的幾十年里,研發(fā)出若干個分析模型。Mukherjee和Economides給出了具有橫向裂縫的水平井與壓裂直井動態(tài)比較的分析模型。在該項研究中,假設(shè)直井與水平井的入流是從油藏到裂縫,再從裂縫到油井。油井的其余部分,不管射孔與否,假定對液體的流動沒有影響。由于橫向裂縫與水平井之間接觸面積小,所以出現(xiàn)了額外的壓力降,把這一壓力降與裂縫的壓力降加起來,稱之為阻流表皮因子。

與Diyashev和Economides所給出的一樣,由于存在阻流表皮因子,帶有橫向裂縫的水平井產(chǎn)能指數(shù)總是比直井壓裂的產(chǎn)能指數(shù)低。研究人員提出的“統(tǒng)一的裂縫設(shè)計”概念適用于裂縫尺寸優(yōu)化選擇,但這是針對一定支撐劑注入數(shù)量而言的。

西西伯利亞大部分水平井是割縫襯管完井,很多水平段對液體流動起一定的促進作用。根據(jù)產(chǎn)能指數(shù)預(yù)測的產(chǎn)液量跟壓裂后的實際產(chǎn)液量比較,看出相關(guān)系數(shù)很高,實際產(chǎn)液量比預(yù)測值高3倍。還能看出,壓裂后處理過的水平井的產(chǎn)能指數(shù)值 (不考慮阻流表皮因子的水平井產(chǎn)能指數(shù))高于具有橫向裂縫的水平井產(chǎn)能指數(shù),甚至比使用相同量支撐劑直井的產(chǎn)能指數(shù)高 (圖6)。造成這一結(jié)果的可能原因有兩個:①油藏到水平段之間經(jīng)過割縫襯管有顯著的液流;②在作業(yè)期間,主裂縫產(chǎn)生了一些小裂縫,導(dǎo)致井壁堵塞減小,因而增加了產(chǎn)量。

最優(yōu)化的另一組辦法根據(jù)不同的模擬技術(shù)和模擬軟件進行。Soliman等人給出了建立在油藏基礎(chǔ)上的裂縫最優(yōu)化方法并進行了詳細的描述。為了提高作業(yè)設(shè)計,使用了兩種類型的軟件:第一種是商業(yè)上應(yīng)用的擬三維裂縫模擬器;第二種是室內(nèi)三維多相流油藏模擬器,能清楚地顯示模型內(nèi)裂縫。水平井割縫完井的優(yōu)化設(shè)計步驟如下:

◇輸入采集數(shù)據(jù)并分析;

◇討論作業(yè)設(shè)計要達到的目的及制約條件;

◇在裂縫模擬器和油藏模擬器內(nèi)制定模型;

◇把模型跟油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行匹配,按巖石機械和物理性質(zhì)要求的數(shù)值和計算出的就地應(yīng)力值調(diào)整裂縫模型;

◇利用裂縫模擬器模擬基本情況,用油藏模擬器模擬壓裂后的產(chǎn)量預(yù)測;

◇調(diào)整壓裂參數(shù),通過迭代過程達到預(yù)期值,為用戶確定壓裂作業(yè)價值 (計算項目的經(jīng)濟性或確定壓裂后的產(chǎn)量增加);

◇對最佳壓裂參數(shù)以及壓裂后的產(chǎn)量進行模擬,對壓裂液、材料、設(shè)備和人員需求作一預(yù)算。

圖6 產(chǎn)能指數(shù)的相互比較

4.2 目的和目標參數(shù)

該油藏增產(chǎn)作業(yè)的首要目的是獲得6～10的無因次裂縫導(dǎo)流能力。理論上講,該地層在普通滲透率范圍下最優(yōu)化的裂縫導(dǎo)流能力是1.6。高的導(dǎo)流能力對油井更好地洗井很有幫助。但由于下列原因,支撐劑充填層滲透率也會有一個長時間的下降:

◇支撐劑嵌入到地層內(nèi);

◇凝膠殘余物帶來的污染;

◇支撐劑時間長之后的退化;

◇顆粒運移及堵塞;

◇從裂縫出來的支撐劑返流;

◇由于非達西流量和多相流的影響,導(dǎo)致有效導(dǎo)流能力的迅速下降;

◇在多級壓裂情況下所產(chǎn)生的裂縫會跟壓裂液和支撐劑相互競逐,這樣主裂縫就比設(shè)計中預(yù)期的裂縫導(dǎo)流能力低。

第二個目的是要獲得裂縫內(nèi)良好的支撐劑充填以及沿其長度上裂縫導(dǎo)流能力的正確分布。

第三個目的是要保持壓裂后短期內(nèi)高的產(chǎn)量增長,然后持續(xù)保持產(chǎn)量下降最低。

4.3 作業(yè)設(shè)計最優(yōu)化

確定某些參數(shù)對壓裂后產(chǎn)量的直接影響是不容易的。例如,由于減少聚合物充填而改善了支撐劑充填層的導(dǎo)流能力,進而減少了瓜膠殘留物。本文提出的一些觀點只是就Sugmutskoe油田BS9-2地層最佳作業(yè)經(jīng)驗的總結(jié)。

4.4 主壓裂作業(yè)規(guī)模和支撐劑類型

根據(jù)要求的裂縫導(dǎo)流能力、目標層幾何尺寸(與油藏地質(zhì)有關(guān))、層段總高度、凈產(chǎn)層厚度和層數(shù)對每口井進行作業(yè)規(guī)劃。在泵入不同量支撐劑的地方,最佳選擇項是把壓裂后的產(chǎn)量跟泵注進程表注入比例變化情況進行對比。經(jīng)過這些設(shè)計步驟后,再重新計算所需支撐劑的量。

圖7給出了一個例子,就是壓裂后5年期內(nèi)計算出的累計產(chǎn)量取決于支撐劑注入量的情況。

圖7 支撐劑用量對5年期累計采油量的影響

如圖7所示,每米產(chǎn)層注入10 t支撐劑似乎是比較好的選擇,這一數(shù)值可以當作初始近似值或“保守估測值”。泵入230 t支撐劑會帶來額外19 500 t的原油。注入90 t支撐劑的額外花費與創(chuàng)造的價值相比似乎微不足道。另一方面,作業(yè)規(guī)模越大,風險就越高。對于Sugmutsko油田BS9-2地層來說,風險就是裂縫突進到上面的含水層BS9-1。所以,對這口特殊的井來說,最佳的作業(yè)規(guī)模似乎是注支撐劑230 t,因為它能在風險、成本、增油量之間達到平衡。這一數(shù)值可以用在最佳情況下的模擬。

還應(yīng)注意到,對產(chǎn)層厚3～4 m、產(chǎn)層總厚度較大的某些油井來說,考慮作業(yè)用起始支撐劑注入量應(yīng)該比想要獲得理想效果所用的數(shù)值要高些。支撐劑類型和篩目大小也是增產(chǎn)作業(yè)成功的重要方面。中等強度的陶粒和樹脂涂層支撐劑都適合在這些油藏條件下長時間保持支撐劑充填層的導(dǎo)流能力。對割縫襯管完井情況,支撐劑篩目大小有一定的限制。襯管內(nèi)的割縫直徑一般約為10 mm,所以,泵注篩目12/18、濃度超過840 kg/m3的支撐劑可能存在風險 (如果不考慮作業(yè)期間的割縫腐蝕)。對該油田來說,16/20目的支撐劑就是良好的選擇。

4.5 壓裂液設(shè)計

對該油藏來說,水基凝膠加聚合物35(lb/gal和40 lb/gal,1 lb/gal=119.826 kg/m3)加延遲硼酸鹽膠聯(lián)劑似乎是一個不錯的解決辦法。為了減少凝膠殘余物,這些作業(yè)就要泵入35 lb/gal的聚合物或者在部分情況下泵入40 lb/gal。另外,使用以化學(xué)方法經(jīng)過調(diào)整的低殘余瓜爾凝膠劑可以代替?zhèn)鹘y(tǒng)的瓜膠。在整個作業(yè)過程中,使用高濃度的破膠劑并在作業(yè)的最后階段增加破膠劑的濃度也是有利的。另一與壓裂液有關(guān)的重要建議是使用7%氯化鉀鹽水 (而不是2%或3%),避免黏土膨脹。

4.6 主壓裂前置液

主壓裂前置液注入規(guī)模要加以優(yōu)化,以便獲取預(yù)期的裂縫導(dǎo)流能力和裂縫幾何尺寸。由于產(chǎn)生多條裂縫的可能性較高,所以與直井的情況相比,水平井的前置液注入規(guī)模在安全上有要求。在注前置液當中,要泵入砂段塞,目的是把割縫清理干凈,減少近井筒扭曲,封堵一些微小裂縫。這種做法對減少近井筒地區(qū)摩擦壓力損失的影響已經(jīng)由Brovchuk等人討論過。在該項研究中,所有作業(yè)當中的砂段塞大小為100目砂1.5 t,16/20或16/30目陶粒支撐劑1.5 t,或使用相同量的混合目支撐劑。

4.7 支撐劑濃度和返流控制

每一壓裂階段,支撐劑濃度取決于預(yù)期的裂縫導(dǎo)流能力剖面和裂縫幾何尺寸。由于橫向裂縫與井筒的連接區(qū)域小,所以保持近井筒地區(qū)高的導(dǎo)流能力就相當重要。有兩個因素嚴重影響水平井近井筒區(qū)域產(chǎn)能:非達西流量和由支撐劑集中返流引起的潛在的裂縫阻流。Romero等人經(jīng)過計算得出,即使支撐劑從地層中產(chǎn)出得很少,也會導(dǎo)致具有橫向裂縫水平井產(chǎn)能指數(shù)的減少 (減少30%或更多)。由于近井筒地區(qū)裂縫導(dǎo)流能力應(yīng)該高些,所以壓裂最后階段樹脂涂層支撐劑濃度應(yīng)為1 400 kg/m3或1 600 kg/m3。2口擬定的有著長期最佳生產(chǎn)效果的油井 (S01井和S14井),在壓裂最后階段,使用支撐劑濃度的最大值為1 400 kg/m3。在開始洗井步驟之前,樹脂涂層支撐劑要有足夠的固化時間并在地層條件下要有高的壓縮強度。另外,要避免支撐劑返流,保持正確的洗井過程 (撓性油管似乎是最佳選擇),平穩(wěn)過渡到油井生產(chǎn)。

5 模擬研究

選S08井作為實例研究,因為它是最常見的典型實例之一,即壓裂作業(yè)后初始產(chǎn)量高,而在作業(yè)后的8個月時間里產(chǎn)量迅速下降。

5.1 基本情況和實際情況

利用3D多相流油藏模擬器建造一個模型,然后按地層和流體特性來調(diào)整模型。把壓裂后的壓力數(shù)據(jù)跟模型結(jié)合匹配后獲得壓裂參數(shù),然后建造一個網(wǎng)格。再把模型與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行匹配,匹配的質(zhì)量要求是使用這一模型可以開展敏感性研究。

5.2 敏感性研究

有兩個實例用于敏感性分析并和實際壓裂情況做了比較。第一個是優(yōu)化的壓裂情況,支撐劑的用量是230 t,這種情況下產(chǎn)量比實際的高,產(chǎn)量下降也比較平穩(wěn)。另一個實例是優(yōu)化壓裂結(jié)合保持油藏邊界壓力提高水驅(qū)效果的情況。假定的條件是東西部邊界壓力不變,并且等于油藏初始壓力。在這種理想情況下,得出基本情況和實際情況的平均最高產(chǎn)量和累積采收率。

5.3 重復(fù)壓裂作業(yè)機會

所研究的最后一種情況就是涉及到油井潛在重復(fù)壓裂情況。這是假定油井生產(chǎn)經(jīng)過一年半時間后,對油井進行一次相同規(guī)模壓裂的再增產(chǎn)作業(yè)。如果新裂縫延伸到未衰竭的或衰竭程度小的地層,那么重復(fù)壓裂的效果可能會更顯著。

6 結(jié)論

割縫完井的水平井壓裂作業(yè)在Sugmutsko油田證明是高產(chǎn)、經(jīng)濟有效的。水平井增產(chǎn)作業(yè)的兩個關(guān)鍵控制項是作業(yè)設(shè)計/執(zhí)行和泄油區(qū)壓力保持。

石油行業(yè)優(yōu)化壓裂作業(yè)的兩種主要方法:①優(yōu)化橫向裂縫參數(shù)的分析法,初步給出優(yōu)化方向,而基于此所做的一些假設(shè)不適用割縫完井的水平井壓裂;②把多相流油藏模擬器和擬3D裂縫模擬器結(jié)合,給出壓裂作業(yè)詳細的最優(yōu)化模擬。

該油田壓裂作業(yè)主要參數(shù)包括作業(yè)規(guī)模、凝膠類型、支撐劑目的尺寸等等。作業(yè)規(guī)模的增加以及支撐劑的較好充填可以帶給Sugmutskoe油田顯著增加的累積采收率。如果裂縫延伸到未衰竭區(qū)域,那么重復(fù)壓裂應(yīng)視為一種可行的選擇;否則,產(chǎn)量在壓裂后會快速降回到壓裂前的數(shù)值。

資料來源于美國《SPE 107845》

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.6.007

2009-03-25)