致密油蓄能体积压裂后关井蓄能方式及机理研究

2017-08-31孙琳琳

石油知识 2017年4期

关键词：关井压裂液渗流

孙琳琳

（吉林油田公司油气工程研究院吉林松原 138000）

致密油蓄能体积压裂后关井蓄能方式及机理研究

孙琳琳

（吉林油田公司油气工程研究院吉林松原 138000）

针对吉林油田前期致密油大液量体积压裂后生产具有较长自喷期的实际，逐步开展蓄能及自喷工作制度的研究，总结形成了蓄能及自喷工作制度的实践认识。一方面蓄能压裂后关井蓄能有利于产能的提高，间喷生产有较好的效果，通过数值模拟理论分析研究，确定初次关井蓄能时间范围为6-27天；另一方面，通过系统试井，确定获得最大采油指数的工作制度为5～6mm油嘴最佳。

致密油藏；蓄能机理；蓄能关井；工作制度

吉林油田目前勘探区域储层主要为扶余致密油储层和高台子油层。随着致密油区让平1井的勘探开发一体化，推动了致密油勘探，近几年形成了大液量大排量的参数型体积压裂技术，改变了以往水力泵的求产技术，实现了油井的自喷求产，从而凸显了致密油自喷合理蓄能方式及自喷工作制度研究的重要性和紧迫性。

1 蓄能体积压裂的适应性

针对致密油勘探重点井，进行了不同压裂方式后试油试采情况对比。2013年6口常规压裂不关井与2014年体积压裂不同方式蓄能的对比，确定了体积压裂的适应性及自喷制度优化研究潜力。

表1 X1压后快排与X2等井关井蓄能数据对比

表1所示，关井蓄能从自喷天数、试油产量、试采产能等方面都有明显优势，压后直接放喷求产的探井和采取不同方式关井蓄能的探井在试油产量和自喷天数方面都较高，尤其自喷天数超出常规压裂油井近10倍。研究过程中对采用快速返排、间喷生产、短关井蓄能、长关井蓄能等方式进行了现场对比分析，结果表明，间喷生产效果最好，短关井蓄能次之；快排和长关井蓄能效果不理想。

下面对蓄能关井的机理及蓄能后的关井时间及取得的效果进行阐述。

2 致密油压后蓄能机理认识

2.1致密油压后蓄能机理研究

致密油具有低孔、超低渗特征，单井之间不具备储层连通效应特征，即单井控制储量范围内，可看作一个独立的封闭性储集体，能有效保证地层能量不向外界扩散；裂缝和微孔隙发育程度影响注水吞吐效果，致密油实施体积压裂形成依靠地层能量获得较高产量，短期内产量递减快、无能量补充，且具有一定储量的剩余油。

影响注水吞吐效果的主要因素包括岩石润湿性、注入介质、周期注入量、注入速度、注入压力、闷井时间。

在补充能量方面，压裂对地层注入大量滑溜水及携砂液，单段压裂注入体积约1300m3，平均单井注入18200m3，相当于1口日注50m3的注水井注入1年的注入量，通过压前压后压力测试情况对比看，压前底层压力系数平均约1.03左右，大液量体积压裂后地层压力系数升高到1.36，地层压力提升约30%，即能量补充了30%。该作用是致命自喷生产的能量来源，是自喷的主导因素之一。

在渗吸排驱方面，首先，压裂液主体为造缝的滑溜水，主要构成为水、减阻剂、防膨剂和表面活性剂，实质就是一种活性水，在补充能量同时，改善岩石亲水性能。其次，针对亲水储层，发挥毛细管力吸水排油作用，压裂液吸入小孔隙，原油排到高渗区，实现基质内的油水置换。该作用是致密油自喷生产的又一主导作用，是产出原油的基本动力。

在体积缝内重力分异方面，体积缝中，因油水重力分异，压裂液不断向储层缝网较低部位运移，油向缝网内高部位运移聚集，实现关井蓄能后井口快速见油，而且能出现初产液量没有增加的情况下，初产油提高的实际情况，如图1 XX1井实例。

图1 XX1井生产曲线

2.2致密油压后蓄能合理关井时间研究

（1）关井时间对产能影响规律分析

致密油压裂蓄能关井时间对压裂效果有一定的影响，关井时间越长，前期日产油越高，日产水越低。这是由于在渗吸作用下，裂缝中含水饱和度逐渐降低，基质中含水饱和度逐渐升高，使得裂缝周围原油相对富集，开井生产时日产油较高。

不同关井时间下生产300天的累计产油量曲线，从图2中可以看出，累计产油量并不是随着关井时间的增加而线性增加，关井时间较长时，随关井时间增加累计产油量增加幅度明显减小，说明存在合理关井时间。

图2 300天累产油随关井时间变化曲线

（2）压后蓄能合理关井时间确定方法

通过以上分析，体积压裂后压裂液主要分布在形成的裂缝网络内（或者是与裂缝网络距离非常近的基质内），基质渗透率太低，压裂液短时间内不能有效运移到基质内部。大量压裂液的存在使得改造区缝网内压力明显升高，而被裂缝网络切割的基质岩块内部压力仍然保持在原始地层压力。在关井蓄能过程中，压裂液由裂缝向基质内部进行渗流和渗吸，如图3所示，随着关井时间增加，改造区基质内压力逐渐增加，关井30天时，改造区内压力均匀分布，未改造区内压力仍然为原始地层压力而没有上升，未改造区由于渗透率低导致压力不能在有限的时间内向未改造区的基质内传播，说明关井蓄能过程主要是压力由裂缝网络向被其切割的基质岩块内传播。因此，可以将关井蓄能过程合理关井时间转换为求解裂缝内压裂液渗流到基质岩块内部中心需要的时间。

图3 体积压裂缝网平面示意图

压裂液由裂缝向基质渗流平均渗流速度为:

式中：v为平均渗流速度，m/s；Km为基质渗透率，m；m为流体粘度Pas；p为驱动压差，即裂缝网络与基质岩块内部的的压力差，Pa；L为裂缝网络到基质中心的距离，m。

真实渗流速度与平均渗流速度的关系为:

流体由裂缝网络渗流到基质岩块中心的时间可表示为:

式中：t为流动时间，s。

结合以上三式可以求得:

（3）压后蓄能合理关井时间影响因素分析

在获取蓄能关井时间计算方法后，进行各因素影响规律分析，其中L取5m，基质渗透率Km取0.2×10-3μm2，基质孔隙度m取0.1，流体粘度取1mPas，启动压力梯度G取0.2MPa/m，对影响关井时间的主要因素如驱动压差、缝网距离、基质渗透率、孔隙度、压裂液粘度等进行了分析，由于滑溜水体积压裂大排量施工克服水平两向主应力差值，形成主裂缝与多级次生裂缝交织的复杂裂缝网络，而且由于基质密度大，压裂液在基质中的渗流阻力大，通过分析，缝网间距越小，启动压差越大，合理关井时间越小，基质渗透率越小，启动压力梯度越大，合理关井时间越大，而且合理关井时间与滑溜水粘度呈线性递增关系，而且滑溜水粘度越大，滑溜水由裂缝网络向基质中渗流的阻力就越大，需要的合理关井时间就越长。因此，使用低粘度的滑溜水有助于缩短蓄能合理关井时间。

（4）压后蓄能合理关井时间实例及应用效果分析

通过XX2井实例分析，确定该地区合理关井时间具体数值范围，该井水平段长1036m，砂岩段长979m,油层段长800m，砂岩钻遇率94.5%，油层钻遇率77.3%。共分11段23簇压裂，平均簇间距约32m。

该井平均簇间距32m，最小簇间距16m，考虑压裂后实现了体积改造，则至少产生1条次生裂缝，因此L取值范围为：8～4m，基质渗透率Km为0.2×10-3μm2，基质孔隙度m为0.1,流体粘度取1mPas，启动压力梯度G取0.2MPa/m，驱动压差p取15MPa。计算可得：该井合理关井时间范围为：6.5～27.6天。