体积压裂+渗吸采油技术研究及其在沧东凹陷深层低渗透油藏中的应用

体积压裂＋渗吸采油技术研究及其在沧东凹陷
深层低渗透油藏中的应用
张祝新①㊀吴佳朋①㊀蒙文②㊀赵玉琳③㊀王彬④
(①中国石油大港油田公司勘探开发研究院;②中国石油大港油田公司第三采油厂;③中国石油大港油田公司油气开发处;
④中国石油渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司)
㊀张祝新㊀高级工程师,１９８２年生,２００９年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业,硕士学位,现从事油气田开发开采工作.通信地址:３００２８０天津市滨海新区大港油田幸福路勘探开发研究院(新院).电话:(０２２)６３９６４００６.E Ｇm a i l :z h a n g
z h x i n ＠p e t r o c h i n a ．c o m．c n
５３１ 第３１卷㊀增刊１㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀录井工程
０㊀引㊀言
近年来,随着中高渗透油气资源的不断减少,低渗透油气资源的探明及开发比重日益增长,我国约有４６％的油气赋存于以低渗透油田为主的低品位资源中,低渗透油田的开发对确保油气可持续发展具有重要意义[１].
大港油田低渗透油藏集中在中北部地区的沙河街组和孔南地区的孔店组,油藏埋藏深度２８００~４１００m,平均孔隙度１４．５％,平均空气渗透率１６．１５m D,储集层物性较差.已动用低渗透储量平均采出程度１２％,可采储量采出程度５８．２％,注水井开井率不足一半,注水见效弱及不见效的区块占总区块数的６９％,水驱开发效果整体较差.这些开发效果较差及未投入开发的低渗透油藏中蕴藏着较大的提高采收率的潜力,针对这部分储量研究有效的开发技术,对于大港油田的持续稳定发展具有重要意义.
由于储集层物性差,可动油饱和度低,通过高压注水建立驱动体系的常规开发方式已经不适用于该类油藏.随着体积改造技术的发展,该类油藏单井初期产量的突破已经取得初步成效,大港油田通过研究深层低渗透油藏体积压裂＋渗吸采油技术开发机理,确定先导试验方案实施模型,再推向沧东地区现场实施,取得了较好的应用效果.
１㊀体积压裂＋渗吸采油技术开发机理
１．１㊀体积压裂技术原理
体积压裂开发主要分为复杂缝网的形成与全方位提高储集层渗透率两方面.传统压裂理论模式中的压裂裂缝为双翼对称裂缝,往往以一条主裂缝为主导来改善储集层的渗流能力.而体积压裂裂缝通过应用分段多簇射孔㊁高排量㊁大液量㊁低黏液体材料及技术,实现对天然裂缝㊁岩石层理的沟通,在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝,在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝,最终形成复杂缝网.另一方面,体积改造后,裂缝壁面与储集层基质的接触面积最大,油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离缩短,极大地提高了储集层整体渗透率[２Ｇ６].
１．２㊀渗吸采油技术原理
低渗透油藏渗吸采油的基本原理为水遇到致密岩石,因为毛细管压力的作用被自动吸入到岩石中,并驱出油.由于低渗透油藏毛细管压力远高于中高渗透油藏,为低渗透油藏渗吸采油提供了得天独厚的条件.
渗吸采油主控因素包括油藏润湿性㊁含油饱和度㊁裂缝发育程度和原油粘度,油藏越亲水㊁含油饱和度越高㊁裂缝越发育㊁原油粘度越低,渗吸采油效果越好.参照国内低渗透油藏开发现状,假设油藏有效厚度为１０m,水平井常规压裂裂缝半长１００m,每１００m压裂１条缝.水平井分段多簇体积压裂将油藏改造为裂
缝网络系统,假设裂缝网络规模分别为２０mˑ２０m㊁１０mˑ１０m㊁１mˑ１m,则体积压裂后渗吸采油速度分别达到常规压裂的２２㊁６７㊁１９６倍.由此可见,经过体积改造,低渗透油藏的渗吸采油作用发生了质的变化[７Ｇ１２].渗吸过程与驱替过程相反,先走小毛细管,主要在焖井的过程中发挥作用.
２㊀体积压裂＋渗吸采油技术开发模式
体积压裂＋渗吸采油技术开发模式主要为体积改造后通过注水吞吐㊁异步注采及油水井互换等方式实现渗吸采油.
２．１㊀采用注水吞吐方式持续补充地层能量
注水吞吐是指注水井先注水,再焖井返排采油的方式.油田开发实践及理论研究表明,体积压裂后,如对油藏采用连续注水方式补充地层能量,油井将快速水淹,采出程度低;而采用注水吞吐方式一方面可快速补充地层能量,另一方面可充分利用渗吸采油作用提高油藏采收率[１３Ｇ１６].
利用油藏数值模拟对比连续注水与注水吞吐十年末的含水及采出程度,结果表明:注水吞吐相比连续注水采出程度可提高一倍以上(图１),含水率降低接近２０％(图２).
图１㊀连续注水与注水吞吐采出程度对比２．２㊀采用异步注采方式控水稳油
异步注采为 注时不采,采时不注 的注水开发方式,与注水吞吐相比,异步注采可进一步降低油井含水率,驱替井间剩余油,提高采收率.数值模拟研究表明,该试验区采用异步注采与注水吞吐相结合的方式,
６３１ ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀录井工程 地质研究㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀２０２０年９月
与纯粹注水吞吐方式相比,十年采出程度可提高１％以上,含水率下降４％左右(图３
).图２㊀
连续注水与注水吞吐含水率对比
图３㊀异步注采＋注水吞吐与注水吞吐含水率和采出程度对比
２．３㊀油水井互换提高水驱波及范围
在低渗透油田实际注水开发过程中,随着油井含水上升,含油饱和度逐渐降低,大量油珠产生的贾敏效
应会给低渗透油藏水驱油过程造成很大阻力,不仅会使大量的油滴被捕集成为残余油,而且可能 锁死 已经形成的水驱油通道.因此,采取油水井别互换的方式,逆向驱油㊁增大驱动压差,抑制和减缓贾敏效应,具有增油效果.
２．４㊀重复体积压裂进一步提高油藏动用程度
体积压裂与常规压裂相同,均有一定的有效期,因此在体积压裂达到有效期后,需要重新进行体积改造,重塑缝网,恢复裂缝渗流能力.同时,尽可能通过压裂产生新缝,进一步提高油藏动用程度.
３㊀体积压裂＋渗吸采油技术先导试验区选取
试验目的是突破常规注水开发的技术瓶颈,转变开发思路,探索 体积压裂＋渗吸采油 开发方式在大港油田的适应性,从而实现深层低渗透油藏的经济有效开发.
３．１㊀试验区选取依据选取沧东地区G D６区块作为转变开发方式先导试验区(图４),主要依据为:
(１)油藏具有代表性.主力开发层系为孔一段枣Ⅴ油藏,埋深３７４０~４０００m ,储集层平均渗透率３．９m D ,
为深层低渗透率油藏.(２)注水开发效果差.该区块自２０１５年７月投产
以来,采用反九点井网,投产８口油井,２口注水井.２口注水井初期注水能力５０m ３/d
,但注水压力逐渐上升,累注水４．６３ˑ１０４m ３
后井口注水压力达到３５M P a
,图４㊀G D６区块构造井位
７３１ 第３１卷㊀增刊１㊀㊀㊀㊀㊀张祝新等:
体积压裂＋渗吸采油技术研究及其在沧东凹陷深层低渗透油藏中的应用
注水不入,注水井停注,通过先导试验改变开发方式,有望大幅改善开发效果.
(３)该区块油藏含油饱和度６５％,原油粘度２．３m P a s,具备渗吸采油基础.
(４)试验区相对独立,便于后期开发评价;区块开发时间短,井筒条件相对完好,有利于现场实施大规模压裂改造.
３．２㊀先导试验方案开发模型
根据体积压裂＋渗吸采油技术开发机理,建立G D６区块开发模型(图５),具体步骤为:
(１)不分油水井别,所有井均体积压裂,全部衰竭开采两年.
(２)两年后注水井开始注水,注水２个月,至地层压力恢复至原始地层压力,后注水井焖井１个月,注水期间采油井一直焖井.
(３)注水井焖井１个月后,油水井均开井采油１２个月.
(４)油井异步采油,注水井吞吐渗吸共３个周期.
(５)达到经济下限后,重复体积压裂,且油水井互换,重复上述步骤.
图５㊀先导试验区块开发模型
４㊀先导试验区开发效果
先导试验区块于２０１７年８月２５日实施１０口老井体积压裂施工,累计注入压裂液５６８３５m３,累计加砂量１４６５m３,最高单井压裂液１２１４５m３,单井焖井１至２个月后,全部开井放喷采油,断块初期产油能力由１８．１t/d上升到８０．６t/d,增加６２．５t/d(图６),目前累增油１．５ˑ１０４t以上.衰竭开采２年后,４口注水井开始注水,注水２４０m３/d,目前累注水７ˑ１０４m３以上,地层压力逐步恢复.先导试验结果表明,体积压裂＋渗吸采油技术起到了快速补充地层能量和大幅提高单井产能的作用,目前先导试验区块已经从衰竭开
采阶段进入注水补充地层能量和渗吸采油开发阶段.
图６㊀先导试验区块日产油曲线
５㊀结㊀论
通过对大港深层低渗透油藏开发现状及存在问题分析,提出体积压裂＋渗吸采油技术对策,并设立先导试验区,编制先导试验区块模型,付诸现场实施,开展跟踪评价,取得了宝贵的经验.理论及试验结果均表明,体积压裂＋渗吸采油技术是提高深层低渗透油藏开发效果的有效技术手段,大液量㊁大排量体积压裂形成复杂缝网是影响开发效果的关键,及时注水补充地层能量渗吸采油是大幅提高采收率的重要保证.
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(返修收稿日期㊀２０２０Ｇ０８Ｇ０４㊀编辑㊀棘嘉琪)
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