特低滲透薄互層油藏整體壓裂開發(fā)技術(shù)

項(xiàng)琳娜，吳遠(yuǎn)坤，汪國輝，王春紅，孫愛艷

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

引 言

特低滲透油藏中孔喉結(jié)構(gòu)致密，存在啟動(dòng)壓力，流體在孔隙中的流動(dòng)能量弱，開發(fā)難度較大[1]。由于受巖性控制南堡油田X斷塊油藏主要為層狀油藏，構(gòu)造繼承性較好，油層分布穩(wěn)定。主要發(fā)育近東西向平行于大斷層的小斷層及裂縫。油藏埋深為 3 200～3 400 m，平均孔隙度為16.3%，平均滲透率為2.8×10-3μm2，為中孔、特低滲大孔細(xì)喉較均勻型儲(chǔ)層。X斷塊地震資料分辨率低，有利儲(chǔ)層分布預(yù)測(cè)困難;巖性細(xì)，束縛水飽和度高，可動(dòng)流體評(píng)價(jià)難度大;縱向油層多，但單層厚度小，平均厚度為4 m左右;天然能量弱，單井自然產(chǎn)能低，穩(wěn)定期平均單井日產(chǎn)油為3.5 t/d。針對(duì)這類油藏需要通過整體壓裂技術(shù)才能合理有效開發(fā)。

1 整體壓裂開發(fā)技術(shù)

1.1 精細(xì)地質(zhì)研究

通過“旋回對(duì)比，分級(jí)控制”逐級(jí)細(xì)分對(duì)比，將X斷塊砂體分為3個(gè)砂組，每個(gè)砂組6個(gè)小層。根據(jù)砂體成因分析，確定砂體規(guī)模及砂體連續(xù)性。橫向上砂體規(guī)模一般為2～4個(gè)井距，砂體連續(xù)性較好，局部受微相控制，連續(xù)性較差。單砂層厚度為2～10 m，油層單層厚度為1.0～9.6 m，平均為4.2 m。

1.2 相控地質(zhì)建模技術(shù)

在精細(xì)解釋單井儲(chǔ)層及沉積微相的基礎(chǔ)上，建立小層不同微相的平面、垂向概率分布趨勢(shì)圖，進(jìn)而以這2種趨勢(shì)圖為約束，采用隨機(jī)模擬算法[2]模擬X斷塊的沉積微相。在模擬出符合地質(zhì)規(guī)律的沉積微相模型后，以儲(chǔ)層物性解釋數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，采用在沉積微相控制下的序貫高斯模擬算法對(duì)儲(chǔ)層物性參數(shù)進(jìn)行模擬，模擬X斷塊儲(chǔ)層物性模型。從模擬的平面圖可看出(圖1、2)，儲(chǔ)層物性的平面分布變化較快，與沉積微相的平面展布趨勢(shì)較一致，柵狀圖和連井剖面圖較好地反映出了儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的平面非均質(zhì)性，同時(shí)也刻畫出了厚砂層的層內(nèi)物性韻律特征，反映出層內(nèi)具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。地質(zhì)模型較好地繼承了前期地質(zhì)研究成果，基本反映了地下油藏的真實(shí)狀況，為油藏?cái)?shù)值模擬奠定了基礎(chǔ)。

圖1 X斷塊X1小層孔隙度柵狀模型

1.3 開辟定向井壓裂試驗(yàn)先導(dǎo)區(qū)

圖3 X斷塊壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)

由于是首次在南堡油田特低滲透薄互層油藏實(shí)施整體壓裂技術(shù)[3]，因此，壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的選取對(duì)于指導(dǎo)全區(qū)的整體壓裂至關(guān)重要。平面上，選擇位于構(gòu)造較高部位，離油水界面較遠(yuǎn)的位置，且綜合考慮油層隨構(gòu)造變化規(guī)律性、砂層厚度展布穩(wěn)定性和油井產(chǎn)量等因素選擇試驗(yàn)區(qū)(圖3)。試驗(yàn)區(qū)單油層厚度集中在1～5 m，相對(duì)全區(qū)更薄，試驗(yàn)區(qū)石油地質(zhì)儲(chǔ)量為90.5×104t，油層為Ed2Ⅲ16～Ed2Ⅲ25，平均孔隙度為17.5%，滲透率為1.44×10-3μm2，物性差于主體區(qū)。壓裂方案設(shè)計(jì)為壓裂4口油井和1口注水井(X4817井)，并選擇1口注水井(X4819井)作為裂縫監(jiān)測(cè)點(diǎn)。

1.4 縫網(wǎng)匹配優(yōu)化

綜合考慮數(shù)值模擬結(jié)果(表1)和試驗(yàn)區(qū)具體情況，壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)定向井組采用排狀交錯(cuò)井網(wǎng)，主體區(qū)推薦初期采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)[4-7]，后期轉(zhuǎn)為排狀交錯(cuò)注水[8]。

結(jié)合調(diào)研資料、數(shù)值模擬結(jié)果、本區(qū)合理生產(chǎn)井距及工程因素分析認(rèn)為，油井裂縫半長(zhǎng)為80 m左右(圖4)，注水井裂縫半長(zhǎng)為40 m左右(圖5)，導(dǎo)流能力[9-10]為20 ～30 μm2·cm(圖6)較為合理。

表1 X斷塊不同井網(wǎng)形式下的數(shù)值模擬結(jié)果

圖4 油井不同裂縫半長(zhǎng)下采出程度與含水關(guān)系曲線

圖5 注水井不同裂縫半長(zhǎng)下采出程度與含水關(guān)系曲線

1.5 壓裂工藝

從巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)結(jié)論來看，南堡X斷塊地層硬度適中，可以滿足壓裂需求。但由于受平臺(tái)條件限制，X斷塊單井斜度較大，為20～45°，平均為30°左右，實(shí)施難度大于直井。針對(duì)大斜度井壓裂，采用大型混凝土壓裂物理模型[9-10]開展大斜度井裂縫起裂和延伸機(jī)理研究，認(rèn)為射孔時(shí)要考慮裂縫起裂情況，優(yōu)化射孔相位為60°;且壓裂時(shí)2個(gè)水平應(yīng)力差保持為5～6 MPa，垂直應(yīng)力與最大水平應(yīng)力之差為23 MPa較為合理;同時(shí)加入段塞打磨裂縫。

圖6 不同導(dǎo)流能力下油井含水與采出程度關(guān)系曲線

2 壓裂效果

南堡X斷塊共壓裂油井23口，較壓裂前平均單井日產(chǎn)油提高2.5倍。不同注水井組壓裂效果對(duì)比表明，超前注水井組平均壓裂增產(chǎn)3.7倍，優(yōu)于同步注水井組平均壓裂增產(chǎn)倍數(shù)(2.0倍)。累計(jì)注采比為0.0～1.0時(shí)，平均單井增產(chǎn)倍數(shù)小于4.0，累計(jì)注采比為1.0～2.0時(shí)，平均單井增產(chǎn)4.0～5.0倍，累計(jì)注采比大于2.0時(shí)，平均單井增產(chǎn)5.0倍。

應(yīng)用實(shí)例:X4822井于2011年4月投產(chǎn)，生產(chǎn)至2012年7月，油壓為0.4 MPa，套壓為0.8 MPa，日產(chǎn)液為2.6 m3/d，日產(chǎn)油為2.3 t/d，產(chǎn)液量較低。根據(jù)壓裂設(shè)計(jì)，該井于2012年8月設(shè)計(jì)壓裂裂縫半長(zhǎng)為80 m，裂縫總高為39 m，導(dǎo)流能力為20 μm2·cm。壓裂后下 ?38mm 泵 +?5 mm 油嘴生產(chǎn)，油壓為4.4 MPa，套壓為14 MPa，日產(chǎn)液為24.6 m3/d，日產(chǎn)油為24.3 t/d，產(chǎn)量提高9.6倍，截至目前已累計(jì)增油8 300 t，壓裂效果顯著。

3 結(jié)論與建議

(1)在特低滲透薄互層油藏開發(fā)中采用定向井網(wǎng)開發(fā)壓裂技術(shù)，解決了特低滲油藏有效開發(fā)的難題，實(shí)現(xiàn)了低滲、特低滲油藏儲(chǔ)量規(guī)模高效開發(fā)。

(2)整體壓裂在特低滲透油藏開發(fā)中對(duì)儲(chǔ)層的改造作用明顯，可取得較好的開發(fā)效果。隨著壓裂工藝的不斷完善，特低滲透油藏采出困難的問題將會(huì)大大改善。

(3)特低滲透油藏儲(chǔ)層物性差、壓力傳導(dǎo)速度慢，整體開發(fā)壓裂技術(shù)應(yīng)用在超前注水井組增產(chǎn)效果明顯好于同步注水井組。

(4)開發(fā)特低滲透油藏，初期采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)是可行的，可以延長(zhǎng)油井見水時(shí)間，改善注水效果。但應(yīng)觀察注水井吸水能力的變化情況，當(dāng)無法滿足注采平衡時(shí)應(yīng)及時(shí)采取增注措施或轉(zhuǎn)為交錯(cuò)排狀井網(wǎng)。

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