重復壓裂技術及其應用效果

重復壓裂技術及其應用效果

【論文關鍵詞】老井 重復壓裂技術 效果
【論文摘要】分析了薩中油田重復壓裂措施改造效果日益變差的現(xiàn)狀，結合精細地質研究成果，在分析重復壓裂井失效原因的基礎上，通過合理選擇壓裂井層和壓裂時機，完善重復壓裂井施工工藝，現(xiàn)場應用效果顯著，為今后重復壓裂井改造提供技術支持。 　　
　　薩中油田特高含水期，隨著措施改造程度的不斷提高，可選井層物性條件日益變差，重復壓裂井數(shù)越來越多（占年壓裂井數(shù)的24%）。目前，基礎井網(wǎng)壓裂井數(shù)比例達86.76%，壓裂厚度達74.5%；調(diào)整井網(wǎng)壓裂井數(shù)比例達84.5%，壓裂厚度達80.3%；高臺子油層壓裂改造井數(shù)比例達95.6%，壓裂厚度達84.5%。而壓裂措施效果也在逐年降低，單井初期日增油由6.4t降到5.1t；單井累計增油由以前的1046t降到600t以內(nèi)。因此，提高老井重復壓裂措施效果對油田的可持續(xù)發(fā)展變得尤為重要。
　　1.原縫壓裂失效機理
　　以往原縫重復層壓裂措施有效率為40%左右，有效井壓后初期平均單井日增油僅為平均壓裂井增油效果的1/3，平均有效期只有3個月。分析原因有五個方面。
　　（1）壓裂選井選層不合理。對井層認識不準，壓裂層段物性差、地層能量低或注采不完善導致壓后低效和高含水；
　　（2）二是壓裂時機選擇不當。改造時間相對超前，上次增產(chǎn)改造未得到充分發(fā)揮，改造時間滯后，不能及時接替產(chǎn)量，造成增油量的損失；
　　（3）三是施工規(guī)模和砂量不夠。由于重復壓裂裂縫長度、砂量不足，原裂縫未能得到有效擴展，裂縫導流能力變化不大，原裂縫內(nèi)石英砂破碎產(chǎn)生的堵塞不能得到解除；
　　（4）支撐劑鑲嵌到裂縫壁面，減小了裂縫寬度，使導流能力下降，其影響達到20%以上；同時對裂縫壁面產(chǎn)生壓實作用，加大了地層流體進入裂縫的滲流阻力；
　　（5）化學結垢和沉積引起堵塞。此外，膠質、瀝青等重質烴組分沉積也將堵塞裂縫及附近地層。
　　2.重復壓裂措施效果技術
　　2.1壓裂井選井選層技術
　　（1）油井必須具有足夠的剩余儲量和地層能量。一般油井靜壓應在7MPa以上。
　　（2）有足夠的地層系數(shù)。地層系數(shù)過低，地層供油能力弱，必須加大施工規(guī)模，增加裂縫長度；地層系數(shù)過大，必須有很高的裂縫導流能力，宜采用端部脫砂壓裂技術。一般要求ｋｈ>0.5×10-3μm2。
　　（3）優(yōu)先選擇前次壓裂由于施工原因造成施工失敗（如早期脫砂）井；前次改造規(guī)模不夠的壓裂井；前次改造對裂縫支撐不夠的井；改造后支撐劑破碎的井。
　　（4）選井要注意井況，應選擇套管狀況及強度具備條件，最好距邊底水、氣頂有一定距離，有較好遮擋層的井層。
　　（5）用模糊識別原理進行定量選井選層。模糊識別原理的應用綜合權衡各種因素，得出理想壓裂井層的特征參數(shù)，計算出重復壓裂井層的歐氏貼近度。歐氏貼近度數(shù)值與重復壓裂有效期呈正比關系， 其中薩爾圖油層歐式貼近度應高于0.58，高臺子應高于0.5，葡萄花應高于0.6。
　　2.2重復壓裂時機的確定
　　壓裂投產(chǎn)后油氣井的生產(chǎn)特征一般分為3個階段。
　　（1）線型流階段。此階段原油從支撐裂縫前緣流向井筒，為壓后高產(chǎn)階段，不過產(chǎn)量下降較快。
　　（2）擬徑向流階段。此階段原油一方面從支撐裂縫前緣流向井筒，另一方面也從裂縫兩側基巖流入井筒。此時產(chǎn)量已低于第一階段產(chǎn)量，但生產(chǎn)能力仍高于油層未經(jīng)過壓裂改造前的產(chǎn)量，此階段產(chǎn)量較穩(wěn)定。
　　（3）徑向流階段。此階段支撐裂縫已失去了高導流能力，生產(chǎn)能力已恢復到壓前水平。壓裂井經(jīng)過線型流、擬徑向流直至徑向流，增產(chǎn)期即告結束，此時，原油處于經(jīng)濟生產(chǎn)下限，應考慮重復壓裂。

　　（4）重復壓裂間隔時間確定
　　統(tǒng)計以往壓裂井措施效果，其增液有效期一般在16-20個月之間，擬徑向流階段在壓后4到20個月之間。根據(jù)壓裂裂縫失效時間一般在2年左右和達到徑向流階段時間20個月，確定復壓時間間隔為22個月以上。此外，用壓裂模擬軟件和油藏模擬軟件對重復壓裂后日增油量與復壓前地層壓力系數(shù)的關系進行模擬發(fā)現(xiàn)，當復壓井層壓力系數(shù)為0.7～1.3時，是獲得復壓效果的最佳區(qū)間。 
　　2.3重復壓裂施工工藝優(yōu)化 
　　（1）壓裂液的優(yōu)選。針對重復壓裂井層低壓、低滲的特點，為減輕壓裂液的傷害，全部應用殘渣為134mg/l的低配比胍膠壓裂液，其流變性、濾失性能均能滿足指標要求。此外，對于修后壓裂、污染嚴重和地層壓力相對低的井應用高效助排劑提高返排率，最大限度降低壓裂液污染。
　　（2）壓裂工藝的優(yōu)化。①原縫改造工藝。原層段壓裂改造針對初次壓裂施工規(guī)模和效果，采用增大壓裂施工規(guī)模和高砂比，通過延長裂縫長度和提高導流能力保證措施效果。②層段內(nèi)壓開新裂縫。對于層段性質差異較大，或部分層含水高的井，采取暫堵壓裂工藝封堵原層段，壓開中低滲透層；對非均質厚油層，通過補射非主力油層和層段重新組合，壓開新裂縫提高儲量動用程度。③酸洗裂縫。對于低滲透井層（平均單層滲透率51X10-3um2）采用酸洗裂縫工藝提高和恢復裂縫壁面的導流能力，解除由于鑲嵌、壓實堵塞產(chǎn)生的傷害。
　　3.現(xiàn)場試驗
　　截至2008年底，累計重復壓裂施工59口井，平均單井射開砂巖厚度13.3m、有效厚度4.3m。初期平均單井日增液38.7t，日增油6.2t，有效率91.5%。2008年以前壓裂的55口井平均有效期已達16.4個月，平均單井累計增油1769t。
　　（1）原層段原縫改造。原層段原縫壓裂改造28口井、75個層，平均單層射開砂巖3.9m，有效1.1m，平均單層加砂量由原來的6.7m3提高到8.6m3（增加幅度28%），加砂半徑由原來的26.3m提高到29.9m（增加幅度13.7%）。壓后平均日增液35.7t，日增油6.5t。到目前平均有效期為16.9個月，平均單井累計增油1974t。
　　（2）層段內(nèi)壓開新裂縫。原層段開新縫27口井77個層，平均單層射開砂巖3.58m，有效1.67m，平均單層加砂量由原來的6.5m3提高到7.9m3（增加幅度21%），加砂半徑由原來的25.9m提高到28.7m。單縫加砂量由原來的4.5m3提高到6.1m3（增加幅度35%），加砂半徑由原來的22.3m提高到25.3m（增加幅度10.8%）。壓后平均單井日增液41.7t，日增油5.9t，到目前平均有效期為15.8個月，平均單井累計增油1558t。
　　（3）酸洗裂縫。酸洗裂縫6口井19個層（其中原層段原縫酸洗4口，原層段開新縫酸洗2口），平均單層射開砂巖4.3m，有效1.1m。層段滲透率最高110×10-3μm2，平均單層滲透率僅為47×10-3μm2 ，措施后初期平均單井日增液35.8t，日增油5.3t。平均單井已累計增油1181t，平均有效期已達13.7個月。
　　4.結束語
　　石英砂破碎率逐漸增加、支撐劑鑲嵌到裂縫壁面以及微粒運移引起堵塞都可以減小了裂縫的滲透率，使導流能力下降，重復壓裂井的井層優(yōu)選和壓裂時機確定是提高措施效果重要影響因素。原縫重復壓裂改造應優(yōu)化施工參數(shù)并適當增加施工規(guī)模，以確保措施效果和獲取較高的經(jīng)濟效益。對于低滲透井層或污染嚴重的井層，可采用酸洗裂縫工藝和應用高效助排劑，解除由于鑲嵌、壓實堵塞和壓裂液污染產(chǎn)生的傷害。
　　參考文獻：
　　[1] 陳濤平，胡靖邦.石油工程[M].北京：石油工業(yè)出版社，2002.

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