二连油田低渗透砂岩油藏重复压裂技术

二连油田低渗透砂岩油藏重复压裂技术
隋胜利;李沈阳;张克永;宋社民;于淑华;魏艳芳
【摘要】针对二连油田低渗透砂岩油藏采出程度低、综合含水高、储层非均质性
极强的情况,综合分析储层物性、渗流特征和水驱动用状况,将油层划分为3类,即主力层、次主力层和非主力油层,并建立了划分标准.针对次主力油层研究了注水开发
后应力场和压裂参数的优化方法,优化的裂缝导流能力为25～30μm2·cm,优化的缝长在100 m左右,平均每米加砂量由原来的0.5m3提高到1.1 m3以上.在哈301、76断块应用中取得了较好效果,达到了次主力油层水驱有效动用的目的.
【期刊名称】《石油钻采工艺》
【年(卷),期】2009(031)002
【总页数】4页(P105-108)
【关键词】低渗透;高含水期;次主力油层;有效动用
【作者】隋胜利;李沈阳;张克永;宋社民;于淑华;魏艳芳
【作者单位】华北油田公司开发部,河北任丘,062552;华北油田公司开发部,河北任丘,062552;华北油田公司开发部,河北任丘,062552;华北油田公司开发部,河北任丘,062552;吉林油田公司,吉林松原,138000;吉林油田公司,吉林松原,138000
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.1
二连油田低渗透砂岩油藏储层为滨浅湖水下扇沉积体，近物源、成熟度低。

储层物性差、层内层间非均质性强，孔隙度一般为8%～16%，平均孔隙度15%，空气
渗透率多低于50×10-3μm2，最低小于1× 10-3μm2，有效渗透率6.3×10-
3μm2。

流度低，仅为（0.33～0.92）×10-3μm2/ （mPa·s），多数油井需压裂
后才能达到投产条件。

非均质性极强，非均质系数在1.5～2.8，层间渗透率级差
在10～100倍以上。

1990年以阿尔善地区的阿南、阿北、哈南、蒙古林油田为
主体全面投入开发以来，经过细分开发层系、井网加密调整、“双高”注水阶段、调水增油等工作，到2006年4月采油速度0.56 %，采出程度11.62 %，可采储
量采出程度61.97 %，综合含水86.2 %。

1.1 主力油层
Main pay
主力油层是指产液强度大于0.2 t/（d·m）、厚度大于3 m、渗透率大于20×10-
3μm2、主要流动喉道半径RZ大于4 μm、综合评价参数BZ大于20、可动油饱
和度大于60%的油层（表1）。

统计表明，主力砂岩油藏主力断块中，主力厚油
层厚度比例为48.3%，目前产液比例为77.9%，产油比例为68.5%，平均综合含
水88.5%，平均产液强度1.74 t/(d·m)，采出程度22.3%。

这些油层还有进一步
提高采收率的潜力。

其层内渗透率级差平均为166，突进系数平均为3.96，变异
系数平均为1.11。

经过长期注水开发，正韵律厚油层的整体水淹程度较高，且形
成大孔道，层内渗透率级差进一步加大[1，2]。

1.2 次主力油层
Hypo-main pay
当渗透率级差大于3倍时，弱势渗流层水驱状况较差，当贼层含水达到98%，弱
势渗流层的可采储量采出程度仅不到30%，而且随着渗透率级差增大，而弱势渗
流层的可采储量采出程度呈指数减少（图1）。

由此说明，低采出程度、高含水期油藏剩余油富集，主要存在于层间和弱势渗流区带。

现场产液剖面统计也反映了这一问题，统计2002年以来所测的28口井产液剖面，
共射开237层/698.8 m，其中产液强度小于0.2 m3/(d·m)的弱产液层和不产液层为121层/331.8 m，分别占总层数和总厚度的51.1%和47.5%，其中测井解释为油层的有53层/143.4m，分别占弱产液层和不产液层的层数和厚度比例为43.8%和43.2%，占总层数和总厚度的22.4%和20.5%；测井解释为差油层和致密层的
有68层/188.4 m，分别占弱产液层和不产液层的层数和厚度比例为56.2%和56.8%，占总层数和总厚度的28.7%和27.0%。

也就是说，多层开发油藏有将近
四分之一储量，可以通过治理得到有效动用。

对于不产液层和弱产液层中的渗透率在（10～20）×10-3μm2，核磁共振检测可
动流体饱和度64.6%（图2），RZ在2～4 μm，BZ在10～20的油层定义为次
主力油层。

这类层厚度比例58.0%，其产液量比例为22.1%，产油比例为31.5%，目前含水73.6%。

1.3 非主力油层
Non-main pay
渗透率为（1.0～10.0）×10-3μm2的层厚度比例28.5%、核磁共振检测可动流体饱和度46.7%、RZ在1～2 μm、BZ在1～10的油层属非主力油层；通过低渗储层压裂改造情况和核磁共振检测结果看，渗透率大于1×10-3μm2的储层可得到
有效动用，这部分油层将有一定的接替潜力。

但对于渗透率小于1.0× 10-3μm2
的层厚度比例13.5%，核磁共振检测可动流体饱和度13.1%～15.8%（图3），
就目前来看很难动用。

重复压裂缝长和导流能力优化主要区别是在变化了的储层参数条件下的优化，故这次重复压裂设计是在既定的井网条件下进行的。

以哈15-121井为例（基本储层参数见表2）来说明方法的应用。

2.1 支撑缝半长
Optimium fracture half length
应用ECLIPSE软件进行预测。

裂缝模拟结果证实[3，4]，在相同的施工砂液比条件下，加砂规模越大，裂缝的支撑缝宽和导流能力也越高。

因此，在特定支撑剂和有效闭合应力条件下，压裂施工的砂液比可在以往的基础上适当提高些。

通过裂缝模拟，得出不同加砂规模下的支撑缝长和导流能力（不同支撑缝长对应的导流能力不同）。

然后由油藏模拟得出最佳的支撑缝长结果。

由模拟结果（图4）可见，优化的缝长在100 m左右，如再增加缝长，则产量增加的幅度不大，但长缝沟通水线的风险则显著增大。

2.2 裂缝导流能力
Optimium fracture conductivity
必须考虑工艺上能否实现优化的导流能力，模拟了不同砂液比条件下（缝长设定为上述优化值，反复拟合所需的加砂规模）所能实际获得的导流能力值。

如果优化的导流能力以目前的施工砂液比能够实现，说明设计方案的可操作性较强；反之，如优化的导流能力远高于目前砂液比所能获得的实际导流能力，则说明目前的压裂工艺水平难以满足油藏增产的特定要求。

优化的裂缝导流能力在25～30 μm2·cm （图5）。

平均每米加砂量由原来的0.5 m3左右提高到1.1 m3以上。

3.1 储层水平最大与最小主应力差的计算Account of main stress difference between maximal and minimal stress
由第1次压裂施工压力资料求取储层水平最大与最小主应力的公式
式中，pi为地层压力，MPa；pf为地层破裂压力，MPa；T为岩石抗张强度，MPa；σmax为最大水平主应力，MPa；σmin为最小水平主应力，MPa；∆σh 为储层水平最大与最小主应力差值，MPa。

岩石的抗张强度T不好求取，一般为3～5 MPa，如在地层破裂后就瞬时停泵，再次起泵时就不需要克服破裂压力那么高的应力，破裂压力与第2次起泵后的最高压力差即为岩石的抗张强度。

水平最大与最小主应力差值为3.1～5.1 MPa。

但无论如何，仅从支撑裂缝带来的
水平主应力差的改变（一般小于0.5 MPa）还远不能改变原始地应力场。

3.2 重复压裂裂缝是否转向的模拟
Refracturing fissure divert simulation
在不同应力差和10年生产时间情况下，重复压裂裂缝转向模拟图见图6。

只要最
大水平主应力与最小水平主应力的差值大于3.0 MPa，即使生产时间达10年，重复压裂也不会转向，因此压裂裂缝方位与主地应力呈一定角度，尽量避免裂缝方位直接与水井沟通。

哈301断块AI下、AII层系次主力油层采用大型压裂改造措施，共实施13口井均获成功，压裂后平均单井日增液17.9 t，日增油4.6 t，累计增油1.1757 ×104t。

实现了产液量和含水的长期稳定，对应注水井的注水压力不同程度下降，由此证明，经过大型压裂措施使得次主力油层建立了有效的驱替压差。

低渗透油藏储层非均质极强，细化储层流动单元，将储层划分主力油层、次主力油层和非主力油层等3种类型，根据不同的储层特征，进行细分注水单元，利用大
型压裂技术改善了次主力油层。

采用裂缝导流能力25～30 μm2·cm、缝长100 m 左右，在产量增加幅度最大的前提下，减少长缝沟通水线的风险，平均每米加砂量由原来的0.5 m3左右提高到1.1 m3以上，实现了次主力油层水驱有效动用。

致谢：衷心感谢中国石油勘探开发科学研究院廊坊分院渗流流体力学研究所李伟博士在研究中提供的实验数据。

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