吉木萨尔凹陷致密储层水平井压裂井间干扰分析

2018-06-22胡广文丁心鲁卢德唐

石油地质与工程 2018年3期

封猛，胡广文，丁心鲁，刘慧，胡智，卢德唐

（1．中国石油西部钻探工程有限公司试油公司，新疆克拉玛依834000；2．中国石油新疆油田分公司勘探事业部；3．中国科学技术大学近代力学系）

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起的西南部，主要以二叠系芦草沟组为目的层系，平均厚度为200～350 m。根据油气显示情况，储层划分为上、下两个甜点，上甜点储层在覆压条件下岩心实验平均孔隙度9.4%、平均渗透率0.063 7×10–3μm2；下甜点储层在覆压条件下岩心实验平均孔隙度 9.3%，平均渗透率 0.023 1×10–3μm2；整体上储层物性极差，具有极低的渗透性[1]。借鉴国内外丛式井开发经验，在移动平台上部署丛式水平井组，采取批量钻井、批量压裂作业方式降低开发成本[2]。由于井间距离短、改造规模大，压裂井间存在干扰的问题，影响正常生产[3-9]。

压裂井间干扰可为压力波干扰和压裂形成的缝间干扰，目前判断井间干扰主要是根据井口压力和产量的变化。由于井口压力变化必然会引起产量的变化，所以利用井口压力和产量变化无法判断具体是哪种类型的干扰。本文提出利用压后排采时的裂缝流特征分析压裂干扰类型，对井距、改造规模、改造施工等设计方案具有一定的指导意义。

1 压裂水平井裂缝线性流特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组地层压力系数为 1.27，属异常高压压力系统；水平井空井筒测压困难，井底流压数据较少；由于气油比较低（18左右），利用井口油压代替井底压力可满足分析要求。

J172H井周围5 km范围内无压裂井，该井压裂后分别采用2，3，3.5，4 mm油嘴排液，压力-累产量图（图1）显示，到达①时，曲线为一条直线段，斜率m为一个定值，裂缝线性流稳定；早期更换排采制度，引起了压力和产量波动，但未对m值影响，即未改变储层的裂缝线性流状态。

图1 J172H井和J36井压力-累产量关系

J36H井周围5 km范围内无压裂井，压裂后先采用2 mm油嘴排液，出口见较多的压裂砂。生产20天后，更换2.5 mm油嘴，压力上升，产量增加。分析认为水平段前端可能受到沉砂影响而堵塞球座，更换生产制度后，生产压差增大，堵塞被解除。在生产曲线图（图2）上，曲线分为两段直线，但两条曲线斜率一致，被堵塞的层段解堵后，压力和液体同时向井筒供给，储层的裂缝线性流状态不变。

图2 J172H井生产曲线

2 判断井间干扰类型的原理

根据压力与累产量的关系图，判断出裂缝线性流状态；根据流动状态是否改变，可以分析井间干扰的类型。

假设A井先压裂，B井后压裂。第一种情况，两口井压裂裂缝沟通：B井压裂后高压区的压力和液体均与A井联通，A井的压力和产量均增大，由于裂缝沟通，压力在A井泄压较快，对A井的裂缝线性流产生短暂的影响后又能恢复到原来的流动状态。第二种情况，两口井压力波干扰：B井压裂后高压区的压力会扩散到A井，由于致密储层孔渗性差，液体扩散慢，所以A井只有压力增大，而产量不变，所以裂缝线性流斜率m会改变；A、B两井间的压力场达到平衡需要较长时间，B井高压区始终影响 A井的压力，干扰影响后，使A井形成了一个新的裂缝线性流状态。

3 现场实践与效果评价

完钻丛式水平井19口（JHW001～JHW019），井间距300 m（图3），为降低风险，采取分步实施“工厂化”压裂，首先实施上甜点体4口井（JHW001，JHW003，JHW005，JHW007）的压裂。

图3 平台1#，2#，3#井眼轨迹

JHW001与JHW003压裂后，关井扩散，于10月3日两口井同时排液（表1）。JHW005压裂后，关井扩散期间， JHW003压力异常上升，3天后JHW001压力也异常上升。JHW007压裂时，降低了压裂规模和排量，压完后JHW005井未见压力上升。

表1 JHW001，JHW003，JHW005，JHW007压裂排液时间

由井下微地震裂缝监测可以看出（图 4），JHW005井与 JHW003井有部分微震事件叠加，两井交叉重复压裂范围大，可能存在压裂裂缝沟通；JHW005井与JHW001无微震事件叠加；JHW003与JHW001有极少量微震事件叠加；JHW007与JHW005有较少量微震事件叠加。

利用压力-累产量变化特征进行分析，JHW003井为两段直线，但斜率不变，反映JHW005井压裂时，压力及压裂液均波及到JHW003井，两井干扰类型为压裂裂缝沟通。JHW001井斜率发生改变，说明仅有压力波及到 JHW001井。JHW005井为直线型，井口也未见压力异常，JHW005井未受到JHW007井的压裂干扰。压力-累产量变化特征分析结果与井下微地震监测结果吻合性较好（图5）。