杏河区混合水压裂效果分析

2014-12-12何桂平曾江万文杰朱亚权长庆油田第一采油厂陕西延安716000

化工管理 2014年9期

何桂平曾江万文杰朱亚权(长庆油田第一采油厂陕西延安 716000)

前言

杏河油藏属典型的低渗、低压、低产的“三低”油藏，有效渗透率仅0.49mD，油井无自然产能，压裂成为油田效益开发必须采用的技术手段。杏河区自开发以来已经历20余年的注水开采，逐步进入中高含水开发阶段，水驱状况以及剩余油分布日益复杂，措施条件适合井中大部分井已经实施过2次甚至多次常规压裂，措施效果逐年变差。

一、措施机理

混合水压裂技术是通过运用“大排量、高液量、低粘液体”以及迫使裂缝转向的手段，在储层形成一条或多条主裂缝的同时，在主裂缝的侧向形成次生裂缝，并在此生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推,产生天然裂缝与人工裂缝互相交错的裂缝网络，最终形成主裂缝与多级次生裂缝的网状体系（图1），打破水驱已经形成的优势渗流通通道，在低渗层或水驱劣势方向形成新的沟通，使缝面与储层基质的接触面增大，实现对储层在长、宽、高三维方向的“立体改造”，增大渗流面积及导流能力，提高对储层油气的整体动用能力，提高采收率。

图1 不同改造规模下的裂缝形态及渗流模式

二、措施效果分析

主要从措施效果、物性、地层压力保持水平以及生产动态情况等方面进行分析。

1.措施增油效果

杏河区从2012年开始实施混合水压裂措施试验，截止2013年底共计实施36井口，累积增油超过18000吨，平均单井增油超过500吨，是常规压裂措施增油的2.2倍。混合水压裂在杏河区适应性较好。其中2012年实施11口，累积增油超过10000吨，2013年实施25口。总体上杏河区混合水压裂措施增油效果很明显，其中2012年措施井平均单井日增油为2013年措施井的1.39倍，结果显示2012年措施效果要好于2013年措施效果。

表1 油层厚度与增油关系统计

2.影响措施效果因素

(1)油层物性

2012年选井多位于杏河老区（仅1口位于西部），该区块整体物性相对较好，多层开采，油层厚度相对较大。2013年选井向西部转移，西部为单采区，物性较中部差。对36口井进行油层厚度分类（表1），物性好、油层厚度大的井增油更加明显。

(2)地层压力

2009年至2012年测井压力监测资料显示杏河区地层静压保持水平在100.0%以上。2012年位于中部中心地域的10口井地层压力保持水平达110%，全部有效，平均日增油达3.1t，2013年位于中部边部的2口井地层压力保持水平仅71%，日增油1.7t，主要体现为措施提液高低差距较大。

(3)有效驱替关系

杏河西部多方向性见水，且底部吸水突出，水驱不均匀，导致油井受效差异性大，影响措施效果。例如：杏77-2和杏73-4各项条件基本一致，但杏77-2对应注水井吸水剖面均匀，而杏73-4对应注水井吸水剖面严重下移，措施结果是杏77-2提液达7m3/d，日增油达4t，杏73-4措施提液仅2.1m3/d，日增油1.5t。

(4)措施井分布

混合水压裂措施井分布过于集中，采液强度大会大致注采比大幅下降，地层能量消耗快，导致措施有效期缩短。例如杏72-6实施措施后，提液达4.50m3/d，日增油达3.05t，90天内该井周围再次陆续实施3口混合水压裂井，杏72-6日产液明显下降，提液仅为1.2m3/d。

(5)井筒问题

混合水压裂措施施工强度大，普通措施油管无法满足其大排量要求，需采取通过套管直接压入大量措施混合液的方法，因此无法对套管采取保护措施，容易导致套管破损，2年间导致套管破损4口，严重影响后期开采效率。